Р.С.РАБИНОВИЧ
АВТОМАТИЧЕСКАЯ
ЧАСТОТНАЯ
РАЗГРУЗКА
ЭНЕРГОСИСТЕМ
ЭНЕРГСШОШШШ

Р. С. РАБИНОВИЧ
АВТОМАТИЧЕСКАЯ
ЧАСТОТНАЯ
РАЗГРУЗКА
ЭНЕРГОСИСТЕМ
2-е издание, переработанное и дополненное
МОСКВА ЭНЕРГОАТОМИЗДАТ 1989

ББК 31.27.05
Р12
УДК621.316.786
Рецензент М. Г. Портной
Рабинович Р. С.
Р12 Автоматическая частотная разгрузка энергоси-
стем.— 2-е изд., перераб. и доп. — М.: Энергоатом-
издат, 1989. —352 с: ил.
ISBN 5-283-01079-1
Рассмотрены методы управления энергосистемами при
аварийном снижении частоты, режимные принципы АЧР и
ЧАПВ, описаны аппаратура и схемы устройств. Первое издание
вышло в 1980 г. Во втором освещены вопросы влияния реакции
ТЭС и их систем регулирования на работу АЧР, новые
аппаратные решения, отражен опыт эксплуатации АЧР.
Для специалистов, занимающихся эксплуатацией, наладкой
и проектированием противоаварийной автоматики.
2302040000—071
Р 175-88 ББК 31.27.05
051(01)-89
Производственное издание
РАБИНОВИЧ РОМАН САМУИЛОВИЧ
АВТОМАТИЧЕСКАЯ ЧАСТОТНАЯ РАЗГРУЗКА
ЭНЕРГОСИСТЕМ
Редактор издательства А. В. Волковицкая
Художественные редакторы В. А. Гозак-Хозак, Ю. В. Созанская
Технический редактор Г. В. Преображенская
Корректор И. А. Володяева
ИБ 2093
Сдано в набор 08.04.88 Подписано в печать 15.09.88. T-18728. Формат 60x88'/i6. Бумага
офсетная № 2. Гарнитура Тайме. Печать офсетная. Усл. печ. л. 21,56. Усл.
кр.-отт. 21,56. Уч.-изд. л. 23,86. Тираж 9000 экз. Заказ 2860. Цена 1 р, 50 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, Валовая, 28.
ISBN 5-283-01079-1 © Издательство «Энергия», 1980
© Энергоатомиздат, 1989, с изменениями

ПРЕДИСЛОВИЕ
Одной из основных проблем эксплуатации и развития
энергосистем и энергообъединений является обеспечение надеж-
ной и устойчивой их работы. Эта задача в значительной степени
решается с помощью большого комплекса устройств противо-
аварийной автоматики. Основным средством ликвидации тяже-
лых аварийных возмущений, связанных с возникновением
дефицита активной мощности и сопровождающихся глубоким
снижением частоты, является автоматическая частотная раз-
грузка (АЧР).
Автоматическую частотную разгрузку применяют у нас в
стране с конца 30-х годов, но широкое внедрение АЧР получила
в послевоенные годы. В условиях разрушенного войной
хозяйства, отсутствия резервов мощности, ограниченного числа
линий АЧР позволила существенно повысить надежность
работы энергосистем в тот период. Большая заслуга во
внедрении этой противоаварийной автоматики принадлежит
И. А. Сыромятникову, В. М. Горнштейну, И. И. Соловьеву и
др.
Широкому внедрению АЧР способствовало проведение в
50-е годы большого комплекса теоретических и эксперимен-
тальных исследований, выполненных в ряде организаций
(ВНИИЭ, ОРГРЭС и др.) и энергосистем страны. В этот же
период был начат серийный выпуск аппаратуры АЧР (индук-
ционных реле понижения частоты типа ИВЧ). Все это позво-
лило разработать методические вопросы выполнения разгрузки
и приступить к массовому оснащению энергосистем устрой-
ствами АЧР.
Конец 50-х — начало 60-х годов характеризуется развитием
процесса объединения энергосистем на параллельную. работу,
созданием крупных по мощности, протяженных по территории
и сложных по конфигурации энергообъединений. В этих
условиях роль АЧР по-прежнему остается очень важной, но
изменяются требования к этой автоматике.
Естественно, что новые требования к АЧР обусловили
необходимость новых методических проработок. Это под-
з

тверждалось и опытом эксплуатации, показавшим, что прежние
принципы выполнения АЧР оказались неудовлетворительными
и в ряде аварий не обеспечили их успешной ликвидации. Во
ВНИИЭ, ОРГРЭС, Латвглавэнерго и других организациях был
проведен комплекс работ, направленных на развитие и усовер-
шенствование принципов выполнения аварийной разгрузки в
условиях сложных энергообъединений. Общее руководство
этими работами осуществлялось Е. Д. Зейлидзоном (Главное
техническое управление по эксплуатации энергосистем Мин-
энерго СССР) и С. А. Соваловым (ЦДУ ЕЭС СССР). -
В результате проведенных исследований и проработок
прежние принципы выполнения АЧР претерпели существенные
изменения. Основные современные требования и принципы
построения АЧР и автоматического повторного включения по
частоте (ЧАПВ) изложены в «Me i одических указаниях по
автоматической частотной рая р.» зке» [30], которые были
введены в действие в 1971 г. В более кратком виде они
приведены в [54], где также нашел отражение ряд директивных
документов Главтехуправления по усовершенствованию АЧР,
выпущенных в 80-е годы. В период 70 — 80-х годов Чебоксар-
ский электроаппаратный завод совместно с ВНИИР разработал
и начал выпуск нового полупроводникового реле понижения
частоты РЧ-1, а проектными организациями были разработаны
типовые схемы АЧР и ЧАПВ.
В настоящей книге рассматривается широкий круг вопросов,
связанных с режимными и аппаратными принципами выполне-
ния АЧР. В ней анализируются работа современных электро-
станций и потребителей при снижении частоты, особенности
аварийных ситуаций в условиях крупных энергообъединений. На
основании этого анализа формулируются требования к АЧР,
излагаются основные принципы ее выполнения на современном
этапе (выбор объема, уставок, размещение), приводятся описа-
ния хаппаратуры и схем АЧР и ЧАПВ, методы анализа
аварийных процессов с работой АЧР, анализируются некоторые
особые режимы работы разгрузки, производится оценка опыта
ее эксплуатации в энергосистемах страны и за рубежом.
Первое издание книги вышло в 1980 г. Второе издание
переработано и дополнено новыми материалами, ряд разделов
сокращен, исключены второстепенные приложения. Последова-
тельность изложения материала и структура его построения
сохранены, но в большинство глав включены новые материалы,
связанные с вопросами выполнения АЧР и отражающие
развитие режимных и аппаратных принципов разгрузки за
последние годы. Основные из них следующие.
В гл. 1 приведены более подробные данные по влиянию
снижения частоты на работу ТЭС, а также рассмотрен вопрос
влияния снижения частоты на работу АЭС. Изложены требова-
4

ния к АЧР с точки зрения допустимой длительности работы
при пониженной частоте турбин ТЭС и АЭС. Более широко
освещен вопрос влияния реакции агрегатов ТЭС и АЭС и их
систем регулирования на протекание аварийных процессов со
снижением частоты.
Вторая глава дополнена материалами, отражающими новые
директивные указания по вопросам АЧР. Введены два новых
параграфа, посвященных вопросам влияния реакции ТЭС на
работу АЧР и обеспечения устойчивости межсистемных связей
при работе АЧР. Дополнен новыми материалами параграф о
делительной автоматике по частоте в гл. 3, переработан пример
расчета аварийной разгрузки в гл. 4.
В гл. 6, посвященной аппаратным и схемным вопросам АЧР,
исключен ряд устаревших материалов. Новый параграф посвя-
щен системам аварийного управления нагрузкой на базе
микропроцессорной техники, перспективам применения таких
систем. В гл. 8 новый параграф посвящен описанию перспектив-
ного принципа комбинированных АЧР и ЧАПВ. Расширена
гл. 9, посвященная применению ЭВМ для расчета переходных
процессов с учетом действия АЧР и ЧАПВ. Она дополнена
новыми материалами по моделям различных типов агрегатов
ТЭС и АЭС и их систем регулирования, реакция которых
оказывает существенное влияние на протекание аварийных
процессов с работой разгрузки. Полностью переработана гл. 10.
В ней приведены данные, отражающие опыт эксплуатации АЧР
в нашей стране, а также описаны принципы и опыт применения
аварийной разгрузки в зарубежных странах в последние годы.
Автор признателен рецензенту М. Г. Портному за ценные и
полезные замечания по книге.
Все отзывы и пожелания по книге просьба направлять по
адресу: 113114, Москва, М-114, Шлюзовая наб., 10, Энергоатом-
издат.
Автор

ВВЕДЕНИЕ
Аварии в энергосистемах, сопровождающиеся возникнове-
нием дефицита активной мощности и глубоким снижением
частоты, имеют, как правило, наиболее тяжелые последствия.
Снижение частоты, происходящее в результате отключения
источников генерации, аварийного разделения энергосистемы на
части, отключения питающих энергорайон линий электропере-
дачи, приводит прежде всего к снижению производительности
механизмов собственных нужд тепловых (ТЭС) и атомных
(АЭС) электростанций или нарушению их нормальной работы,
вследствие чего уменьшается мощность электростанций. При
снижении частоты возможно также отключение агрегатов этих
электростанций технологическими защитами. Вследствие сниже-
ния генерации в энергосистеме увеличивается первоначальный
дефицит мощности и происходит еще более глубокое снижение
частоты. При определенных условиях, начиная с некоторого
момента времени, темп процесса снижения частоты может резко
возрасти и возникает так называемая лавина частоты, приводя-
щая к развалу энергосистемы, полной остановке электростанций
и отключению значительной части потребителей. Аварии с
лавиной частоты являются самыми тяжелыми по своим
последствиям и связаны с большим народнохозяйственным
ущербом.
Другой опасностью снижения частоты является возможность
развития так называемой лавины напряжения, приводящей к
массовому хаотическому отключению потребителей или массо-
вой саморазгрузке потребителей при снижении напряжения в
узлах нагрузки в результате снижения частоты. Лавина напря-
жения может возникать в результате увеличения потребления
реактивной мощности в узлах нагрузки из-за снижения частоты
и уменьшения генерируемой реактивной мощности (вследствие
реакции некоторых систем возбуждения и регуляторов возбуж-
дения генераторов на снижение частоты).
Лавина частоты и лавина напряжения (или массовая-
саморазгрузка потребителей), как правило, связаны с длитель-
ными отключениями потребителей. Ликвидация последствий
6

таких аварий — ввод в работу агрегатов тепловых электро-
станций (особенно при потере питания собственных нужд) и
атомных электростанций (особенно при попадании реактора в
так называемую йодную яму, когда падение его реактивности
не может быть скомпенсировано регулирующими органами);
восстановление питания отключенных потребителей занимает,
как правило, не менее нескольких часов.
Снижение частоты также существенно влияет на работу
электроприемников. Производительность ряда вращающихся
механизмов (насосы, вентиляторы) в большой степени зависит
от частоты. Снижение частоты может привести к срабатыванию
технологической автоматики на различных предприятиях.
Длительные глубокие снижения частоты недопустимы также
по условиям работы паровых турбин. Резонансные явления,
возникающие в лопатках турбин, приводят к накоплению
усталостных напряжений, и возникает опасность их разрушения.
Предотвращение снижения частоты до опасных уровней, при
которых возможно нарушение работы энергосистемы, может
быть возложено только на автоматику, поскольку процессы
лавины частоты и напряжения могут развиваться за время от
нескольких десятков до нескольких секунд в зависимости от
глубины снижения частоты и напряжения.
Для предотвращения и ограничения развития аварий со
снижением частоты применяется комплекс средств противо-
аварийной автоматики. Основным из них является автоматичес-
кая частотная разгрузка; предназначенная для отключения части
потребителей при возникновении аварийного дефицита мощ-
ности. Необходимость ее применения и высокая эффективность
подтверждены многолетним опытом эксплуатации.
Основное назначение АЧР—отключением части менее от-
ветственных потребителей сохранить в работе электрические
станции, обеспечить безопасность работы АЭС и в той мере, в
какой это возможно, обеспечить надежное питание наиболее
ответственных потребителей. Сохранение в работе электро-
станций дает возможность после ликвидации аварийной ситуа-
ции достаточно быстро восстановить питание потребителей.
Отсутствие или недостаточный объем АЧР могут привести к
останову всех или значительной части электростанций, вслед-
ствие этого будет нарушено питание существенной доли или
всех потребителей. Восстановление их электроснабжения потре-
бует значительного времени.
В настоящее время основная задача АЧР формулиру-
ется более широко—не только предотвратить снижение
частоты ниже соответствующих уровней, но и обеспечить
подъем частоты до уровня, дающего возможность автома-
тически быстро восстановить нормальную работу энерго-
системы.
7

Задача ликвидации аварийной ситуации с дефицитом мощ-
ности и восстановления электроснабжения потребителей наряду
с АЧР решается также такими мероприятиями, как пуск
резервных гидроагрегатов при снижении частоты (частотный
пуск), перевод по этому же фактору гидрогенераторов из
режима синхронного компенсатора в режим выдачи активной
мощности, автоматическое повторное включение потребителей,
отключенных устройствами АЧР, при повышении частоты
(ЧАПВ), различные виды АПВ линий.
Развитие энергосистем страны идет по пути их объединения
на параллельную работу. В настоящее время в состав Единой
энергетической системы страны (ЕЭС СССР) входят девять
энергообъединений (ОЭС): Центра^ Северо-Запада, Юга, Сред-
ней Волги, Урала, Северного Кавказа, Закавказья, Казахстана,
Сибири. В ближайшие годы намечается присоединение к ЕЭС
СССР ОЭС Средней Азии и ОЭС Востока. Параллельно с ЕЭС
СССР работает энергообъединение стран—членов СЭВ. Круп-
ные по мощности ЕЭС СССР и отдельные ОЭС имеют
сложную структуру и охватывают большую территорию. В этих
условиях, по мнению некоторых специалистов, роль АЧР как
средства противоаварийной автоматики уменьшается, посколь-
ку в таких крупных энергообъединениях менее вероятно
глубокое снижение частоты. Это ошибочное утверждение. Роль
АЧР еще более возрастает в силу следующих причин.
Во-первых, с объединением энергосистем на параллельную
работу существенно увеличивается число узлов и районов,
получающих мощность по связям с энергообъединением, т. е.
возрастает вероятность локальных дефицитов мощности.
Во-вторых, в условиях крупных энергообъединений сущест-
венно возрастает число возможных аварийных ситуаций с
дефицитом мощности. Такие аварии могут быть вызваны
самыми разными причинами: отключением линий, генераторов,
выпадением из синхронизма отдельных генераторов или элек-
тростанций, нарушениями работы собственных нужд электро-
станций, неправильными действиями персонала и т. д. 'Значи-
тельное число аварийных ситуаций с дефицитом мощности-
является следствием наложения ряда таких событий. Возмож-
ность возникновения дефицитов мощности в отдельных частях
ЕЭС и ОЭС усугубляется наличием длинных линий электропере-
дачи с большим транспортом электроэнергии, возрастающей
вероятностью как заранее предусмотренного, так и случайного
разделения энергообъединения на части при возникновении
аварийной ситуации. На практике имели место случаи, когда
нарушение, сопровождавшееся возникновением избытка мощ-
ности, в силу тех или иных причин развивалось в конечном
итоге в аварийную ситуацию с отключением генераторов и
понижением частоты. Опыт эксплуатации показывает, что в
8

условиях современных энергообъединений аварии могут разви-
ваться так сложно, что заранее предусмотреть характер их
развития не представляется возможным, они определяются
большим числом случайных факторов. Задача определения
места возникновения нарушения, характера аварии в условиях
современных энергообъединений становится задачей вероят-
ностной.
В-третьих, условия работы энергосистем с точки зрения
возможности развития лавины частоты в последние годы стали
более тяжелыми из-за того, что основная часть мощности
сейчас вырабатывается агрегатами блочных ТЭС высокого и
сверхвысокого давления и АЭС, допустимая длительность
работы которых при пониженной частоте меньше, чем у
агрегатов ТЭС низкого и среднего давления с общим паро-
проводом.
В-четвертых, как указывалось выше, на АЧР часто возлага-
ется задача создания условий для автоматического восстановле-
ния нормального режима энергосистемы, района и, в частности,
обеспечения ресинхронизации, работы АПВ с улавливанием
синхронизма и т. д.
Таким образом, в условиях современных крупных по •
мощности и сложных по конфигурации энергообъединений роль
АЧР по-прежнему велика, но существенно меняются требова-
ния, предъявляемые к ней.
В последние годы резко повысилось внимание к вопросам
АЧР в зарубежных странах, где имел место ряд крупных и
очень тяжелых по своим последствиям аварий (в США,
Франции, Канаде, Швеции и т. д.). Опыт этих аварий показал,
что как принципы выполнения автоматики, так и масштабы ее
распространения были неудовлетворительными. После тяжелых
системных аварий за рубежом был проведен большой комплекс
работ по противоаварийной автоматике, в том числе и по АЧР,
одна'ко общий уровень выполнения АЧР с точки зрения
режимных принципов пока еще отстает от отечественного.
Широкое внедрение в нашей стране АЧР вместе с другими
мероприятиями по ликвидации опасных дефицитов мощности и
восстановлению нормальных режимов, совершенствование ее
принципов применительно к условиям современных крупных
энергообъединений позволили обеспечить надежное функциони-
рование энергосистем. Аварии с лавиной частоты и сопутствую-
щей ей лавиной напряжения практически не имеют места.
Единичные случаи подобных нарушений, носящих локальный
характер, наблюдались там, где разгрузка выполнена неудовле-
творительно.

Глава первая
ВЛИЯНИЕ СНИЖЕНИЯ ЧАСТОТЫ НА РАБОТУ
ЭНЕРГОСИСТЕМЫ
1.1. Постановка задачи
Частота является одним из основных показателей качества
электроэнергии. Допустимые отклонения частоты от номи-
нальной (50 Гц) в нормальных режимах- регламентируются
ГОСТ 13109 — 67 * «Нормы качества электрической энергии у ее
приемников, присоединяемых к электрическим сетям общего
назначения», «Правилами устройства электроустановок», «Пра-
вилами технической эксплуатации электрических станций и
сетей» и не должны превышать ±0,1 Гц. Допускается кратко-
временная работа энергосистем с отклонением частоты в
пределах ±0,2 Гц. Аварийные отклонения частоты ограничи-
ваются как по условиям работы основного и вспомогательного
оборудования электростанций, так и в соответствии с требова-
ниями ряда потребителей. В настоящей главе анализируются
работа потребителей и электростанций энергосистемы при
снижении частоты. Цель этого анализа—сформулировать тре-
бования к АЧР.
Допустимая длительность работы электрических станций,
прежде всего ТЭС и АЭС, при снижении частоты в значитель-
ной степени определяется работой установок их собственных
нужд.
Выдача мощности электростанции при снижении частоты
определяется как производительностью механизмов собствен-
ных нужд электростанции, так и реакцией на снижение частоты
турбин и их систем регулирования. Для анализа режимов с
дефицитом активной мощности важно знать статические харак-
теристики турбин по частоте, т. е. зависимости мощности
турбин от частоты в энергосистеме.
Глубокое или длительное снижение частоты представляет
опасность для лопаточного аппарата турбин из-за возможности
развития резонансных явлений и повреждения лопаток. В связи
с этим допустимые глубина и длительность снижения^ частоты
для турбин ТЭС и АЭС нормируются. ' "" ' - „
В современных энергосистемах основная часть энергии
вырабатывается блочными ТЭС высокого давления, с каждым
годом увеличивается мощность АЭС, поэтому особую важность
ю

приобретают вопросы работы ТЭС и АЭС в аварийных
ситуациях с понижением частоты. Эти вопросы целесообразно
проанализировать как для случаев отсутствия на блоках
вращающихся резервов мощности, так и при их наличии,
поскольку мобилизация вращающихся резервов мощности,
являясь действенным средством ликвидации аварийной ситуа-
ции, существенно зависит от вида регулирования котлов,
реакторов и турбин.
Для того чтобы выявить требования к АЧР с точки зрения
потребителей, необходимо проанализировать прежде всего
статические характеристики нагрузки энергосистемы по частоте,
т. е. зависимости мощности, потребляемой нагрузкой, от
частоты в энергосистеме.
Снижение частоты в энергосистеме приводит, как правило, к
одновременному снижению напряжения в узлах нагрузки, что, с
одной стороны, может существенно влиять на статические
характеристики нагрузки по частоте и, с другой стороны, в
наиболее неблагоприятных случаях может приводить к массо-
вым отключениям потребителей.
Для анализа реакции энергосистемы на возникнове-
ние дефицита мощности особый интерес представляет ста-
тическая характеристика энергосистемы (энергообъедине-
ния) по частоте в целом, т. е. зависимость суммарной на-
грузки энергосистемы от частоты. При этом следует разли-
чать статическую характеристику энергосистемы после дейст-
вия автоматических регуляторов частоты вращения (АРЧВ)
турбин и аналогичную характеристику после последующей
реакции на возникшее возмущение тепловой и реакторной
части электростанций (котлов, реакторов и их систем ре-
гулирования).
Статические'характеристики но частой определяют устано-
вившиеся отклонения частоты в энергосистеме после возникно-
вения небаланса мощности. Для выбора принципов построения
и уставок АЧР, анализа протекания переходных процессов в
энергосистеме Необходимо знание динамических характеристик
энергосистемы по частоте.
1.2. Статические характеристики нагрузки энергосистемы по
частоте
Статические характеристики активной мощности нагрузки по
частоте. Электрическая энергия, вырабатываемая генераторами,
потребляется различными нагрузками. В состав узлов нагрузки
входят разные электроприемники. При изменений частоты в
энергосистеме изменяется и мощность нагрузки. Под статичес-
кими характеристиками по частоте отдельных электроприемни-
ков, узлов нагрузки или нагрузки энергосистемы в целом
и

понимают зависимость их активной и реактивной мощности от
частоты
*.=<МЯ; <2н=ф2(Л (l.i)
определенные при таких медленных изменениях режима, что
каждую точку этой зависимости можно считать точкой устано-
вившегося режима.
Исследованию статических характеристик нагрузки посвя-
щено большое число работ как у нас в стране, так и за
рубежом. Для анализа таких характеристик использовались
расчетные методы, эксперименты на физических моделях и в
энергосистемах.
Поскольку протекание процессов, связанных с измене-
нием частоты, определяется в значительной степени харак-
теристиками активной мощности нагрузки, остановимся
на них более подробно. Проанализируем характеристики
отдельных электроприемников, считая сначала, что в точ-
ке их подключения напряжение поддерживается неизменным
(U=const).
Активная мощность, потребляемая осветительными и час-
тично бытовыми установками, а также некоторыми металлур-
гическими объектами (печи сопротивления, дуговые печи), от
частоты практически не зависит (рис. 1.1)
Рн = const. (1.2)
Такая нагрузка зависит только от напряжения
Pn=k0U*, (1.3)
где к„—постоянный коэффициент; Р=1,6 для ламп накалива-
ния, (3 = 2 для /? = const, в среднем |3«1,8.
Активная мощность, потребляемая люминесцентными лам-
пами, зависит от частоты, уменьшаясь на 0,5—0,8% при
снижении частоты на 1% (рис. 1.1), и в меньшей степени зависит
от напряжения. Статические характеристики по частоте асин-
хронных и синхронных двигателей могут быть различными и
определяются теми механизмами, которые двигатели приводят
во вращение (рис. 1.1, 1.2).
У синхронного двигателя, частота вращения которого прямо
пропорциональна частоте сети, электромагнитный момент М и
равный ему момент сопротивления приводимого механизма Мс
связаны с активной мощностью, потребляемой двигателем,
известным соотношением
M=Mc=f, (1.4)
где со = 2я/~— угловая частота вращения двигателя; к—постоян-
ный коэффициент.
12

Рис. 1.1. Статические характеристики
активной мощности по частоте различ-
ных потребителей:
1—лампы накаливания, печи сопротивления,
дуговые печи; 2—люминесцентные лампы; 3 —
поршневые насосы, компрессоры, шаровые
мельницы, дробилки, металлорежущие станки,
подъемные и транспортные механизмы; 4—
центробежные насосы и вентиляторы
С достаточной точностью можно считать, что и частота
вращения асинхронного двигателя также пропорциональна
частоте сети, поэтому выражение (1.4) справедливо и в этом
случае. У поршневых насосов и компрессоров, шаровых
мельниц, дробилок, металлорежущих станков (при неизменной
подаче резца), подъемных и транспортных механизмов момент
сопротивления практически не зависит от частоты вращения
электродвигателей (рис. 1.2, б), т. е.
Мс = const. (1.5)
Таким образом, активная мощность, потребляемая* из сети
двигателями с такими приводимыми механизмами, снижается
пропорционально частоте (рис. 1.1):
Р=ктМе = к1<а. (1.6)
Момент сопротивления центробежных вентиляторов и насо-
сов (при незначительном статическом напоре) пропорционален
квадрату частоты (рис. 1.2,6):
Me = *2<D2; (1-7)
мощность, потребляемая двигателем,—третьей степени ча-
стоты:
Р=кМс(о = к3®\ (1.8)
а производительность q и напор h этих механизмов—соответ-
ственно первой и второй степеням частоты:
q = k^; (1.9)
h = k5(a2, (1.10)
где к1—к5 — постоянные коэффициенты.
Зависимость активных потерь в сети от частоты может-быть
различной (со снижением частоты потери могут как снижаться,
так и возрастать [78]). Значение потерь определяется характе-
ристиками активной *н реактивной мощности узлов нагрузки
при изменении частоты (и сопутствующем ей изменении
13
Рн,отн.ед
0,8
0,6
0,4
0,2
7
^■2
/4
ч
О 0,2 0,4 О.бшртнед.

отн.ед.
1,0
2
3
чУ
' 5У
°кр SHDM Sn
0,2 0,4 0,6шптн.ед.
а) 6)
Рис. 1.2. Характеристики асинхронного двигателя и приводимых механизмов:
(<оси„„—°>)
а—моментно-скоростная характеристика асинхронного двигателя, s=5—— — скольже-
ние; б—зависимость момента сопротивления приводимых механизмов от частоты
вращения двигателя; 1—подъемные краны и транспортные механизмы; 2—поршневые
компрессоры, турбокомпрессоры; 3—дробилки, мельницы, 4—центробежные насосы и
вентиляторы (пуск при открытой задвижке); 5 — центробежные насосы и вентиляторы (пуск
при закрытой задвижке)
напряжения), активными и реактивными сопротивлениями сети,
мощностью и загрузкой трансформаторов, условиями поддер-
жания уровней напряжения в узловых точках сети и т. д. В сетях
высокого напряжения потери на корону пропорциональны
частоте. В конкретных режимах и схемах эта зависимость
должна определяться индивидуально.
Зная состав узлов нагрузки и параметры различных элек-
троприемников, можно непосредственно путем подсчета
значения мощности, потребляемой отдельными видами на-
грузки, рассчитать зависимость активной мощности узлов
комплексной нагрузки и нагрузки всей энергосистемы от
частоты.
В этом случае суммарная характеристика активной мощ-
ности нагрузки при постоянстве напряжения может описываться
выражением
"я ~ а0 ^ном
+ а,Ри
(О
+ а2Ря
+ а,Р„
(1.11)
где сг0, й15 а2, а3—коэффициенты, определяющие долевое уча-
стие нагрузок, соответственно не зависящих от частоты,
зависящих от частоты в первой, второй и третьей степени, в
суммарной нагрузке Рном узла (энергосистемы) при номиналь-
ной частоте.
14

Величина, характеризующая изменение нагрузки при измене-
нии частоты, называется регулирующим эффектом на-
грузки по частоте. При постоянстве напряжения в узлах
нагрузки регулирующий эффект активной мощности по частоте
может рассчитываться по выражению
' , , дР дР , ^ ю , со2 /-1 пч
Sf да ^юном лю2ом
Как видно из (1.12), величина ^не остается неизменной при
изменениях частоты. При со = ооном
к'ч = а1+2а2-\-Ъаъ. (1.13)
Выражение (1.11) описывает характеристику нагрузки энерго-
системы по частоте при постоянстве напряжения в узлах.
Однако режимы, связанные с возникновением дефицита актив-
ной мощности и снижением частоты, сопровождаются, как
правило, и одновременным снижением напряжения в узлах
нагрузки. При решении задач противоаварийной автоматики (в
частности, АЧР) и анализе протекания аварийных процессов
интерес, главным образом, представляют именно характерис-
тики мощности нагрузки при одновременном изменении часто-
ты и напряжения, т. е. характеристики
P = *[(f,U)], (1.14)
где U=q>(f).
Для анализа таких характеристик рассмотрим узел комп-
лексной нагрузки, состоящей из асинхронного и синхронного
двигателей и статической нагрузки (лампы накаливания, быто-
вые потребители и т. д.). Узлы комплексной нагрузки в
большинстве случаев могут быть с достаточной точностью
представлены этими тремя компонентами. Узел нагрузки
питается от источника большой мощности, т. е. характеристики
нагрузки рассматриваются непосредственно на шинах электро-
приемников, сопротивлением распределительной сети пренебре-
гаем (при необходимости, располагая характеристиками потре-
бителей, можно, как показано в [13],' получить характеристики
нагрузки за сопротивлением r+jx). При выводе формул в
относительных единицах за базисную примем активную мощ-
ность узла нагрузки при U=U„OM (U=l) и /=/иом (/=1).
Линеаризуем характеристику электромагнитного момента
асинхронного двигателя (рис. 1.2, а) в окрестностях номиналь-
ного скольжения snou. Тогда можно записать
М J£*_ ./ном J_ (Л , ГЧ
м и2 f s ' ^llD)
1У± ном и ном J аном
Точность этого соотношения достаточна для анализа стати-
ческих характеристик нагрузки.
15

Зависимость момента сопротивления на валу двигателя от
частоты вращения Л/с = ф(со) может быть также линеаризована
Мс = Мс0+(^\ (со-ш0), (1.16)
причем линеаризация осуществляется, как показано на
рис. 1.2, а, при частоте вращения со0, соответствующей работе
двигателя при U=UaOM, f'=fBOM и неноминальной в общем
случае мощности.
Примем следующие обозначения:
—— =кз0—коэффициент загрузки двигателя при номиналь-
м,
ном
ныху значениях частоты и напряжения;
dMA ш0
—— = а„ „ — относительная крутизна моментно-
da> / Мс0 а'д "
ю = ио
скоростной характеристики приводимого механизма в точ-
ке со0.
Из (1.15) и (1.16) можно получить общую формулу для
скольжения двигателя при произвольных значениях /, U, кз0 и
произвольной характеристике приводимого механизма [13]:
/ном J пом
U2f ■ ' f
+ 'СзОа.,;
<1.17)
tj2 f ■-зи-а.д.
^ ному J ном J a
ном
Подстановка этой формулы в (1.15) позволяет определить
электромагнитный момент двигателя и, следовательно, его
мощность без учета потерь при произвольных условиях
питания:
/ / f f
Р fM 7 ^,0( 1~аа.д + аа,я7 + аа,д7 kMS,
' _ J т /ном \ /ном /ном /_ /1 1 0\
Р ~ f М ~ U1 f1 '
л ном J номir* ном . ^ номУ ном ,
' ,i2 fl з° >.Д *ном
При рассмотрении (1.18) следует учесть, что скольжение
двигателей sHOM мало по сравнению с единицей. Переходя к
относительным единицам с учетом того, что при U=UH0U,
/ — /ном в соответствии с (1.18) Р = кз0, а также используя
известное соотношение \/(1+а)&1 — а, справедливое для .малых
значений а, можно для асинхронной нагрузки записать
Р«/[(1-аа,д + аа,д/+аа,д/А:зо*ном) -
- ^зоаа,д*НомО-аа,д + аа,д/)] */[1-аа,д + аа)Д/]. (1.19)
16

Для синхронного двигателя в установившемся режиме
частота вращения равна синхронной юс и не зависит от
напряжения, поэтому с учетом (1.16) можно получить
Мс _ А/с0 / dM,
у с, ном
С, НОМ
=*101+<х^(£",)1' (1-20)
где моментно-скоростная характеристика линеаризована в точке
Переходя к относительным единицам активной мощности
подобно тому, как это было сделано выше, получаем
Р= f!L- -/[1-а^+а,,*/]. (1.21)
У ном "*ш
/ ном А" ном
где кл=кЛ1Д+кс<д; ъ~-^<*я,я+~<хе.а—крутизна эквивалент-
Выражение (1.21) аналогично (1.19), но при *ивм=0. Состав
нагрузки (асинхронные, синхронные двигатели, статическая
нагрузка) может быть представлен отношениями
р р р
р _lP -|_р а.Д' р ,р , в Лс,д> р ,р ,р Лст>
/Са> д т л Ci д т К ст = 1,
Тогда по выражениям (1.3), (1.19) и (1.21) имеем
=£дД1-ос+о/)+£ст«У«>, (1.22)
ной моментно-скоростной характеристики для всех двигателей
рассматриваемого узла.
Выражение (1.22) позволяет определить значение активной
нагрузки при произвольных значениях f я U (если напряжение
выше критического).
По (1.22) регулирующий эффект активной мощности узла
нагрузки по частоте при постоянстве напряжения и аналогич-
ный регулирующий эффект активной мощности по напряжению
определяются следующим образом:
(SPl8f)iz{r^kA(l+a); (1.23)
(5P/3ti=1L,=*CTP. (1-24)
■* J ком
Так как ка+ке1=\, то
*.-1-1.ЗД ; (1-25)
"д
=l-lfe)
17 ^"Лм%
,2-2860

К0м5ииат_№1
0,32 0,94 0,36 0,38 f,OTH ед
5)
Рис. 1.3. Горнопромышленный
узел нагрузки:
а—схема узла; б—статические ха-
рактеристики С/=\|/(/), Р=ср(Л при
1/=ф(/); ;, 2—эксперименты в
энергосистеме; 3—эксперимент на
физической модели; 4—расчет
др\
W)f,
-1.
и=и
(1.26)
Таким образом, если известны регулирующие эффекты уз-
ла нагрузки по частоте и напряжению при постоянстве вто-
рого параметра, по ним могут быть определены, состав
нагрузки и крутизна эквивалентной моментно-скоростной ха-
рактеристики.
Полученные выражения справедливы, если внешнее сопротивление Z между
узлом нагрузки и источником питания мало. С достаточной для практических
целей точностью, как показывают расчеты, ими можно пользоваться, если
Z<0,1 (в относительных единицах, где S6a3 равна кажущейся мощности
суммарной нагрузки). Если потери в распределительной сети достаточно велики,
то соотношение между суммарными нагрузками и регулирующими эффектами в
узле нагрузки и в произвольной точке сети можно получить, используя
выражения, полученные в [13].
18

Рис 14 Регулирующие эффекты актив-
ной мощности ки при произвольных
значениях частоты и напряжения £я = 0,5,
&ст=0,5, &,о=0,7, 0,25, сплошная ли-
ния физическая модель, штриховые—
расчет
1,0 $отнеЗ.
В качестве примера на рис 1 3, б приведена характеристика />„=\|/(/) при
С/=<р(/), построенная по (1 22), для горнопромышленного узла нагрузки [13]
(рис 1 3 а) Значения кц и кст быти рассчитаны по составу нагрузки (статическая
нагрузка 20, синхронные двигатели 20, асинхронные двигатели 60%) С учетом
средней загрузки двигателей (по результатам измерений на 194 двигателях)
&j0 = 0,7, при пересчете с установленной мощности на фактическую потребля-
емую эти значения составили &д=0,71, fcci = 0,29 Эквивалентное значение
крутизны моментно-скоростной характеристики механизмов узла составило 0,25
(в рассматриваемом узле нагрузки преобладают двигатели, приводящие во
вращение шаровые мельницы, дробилки и другие механизмы, у которых
Мс sb const)
Для статической нагрузки принято среднее значение ($=1,8 Отсюда
искомая зависимость -Рн = ф(/ 17) имеет следующий вид
/,я=0,53/+0,18/2 + 0,291/1в
Внешнее сопротивление узла нагрузки было незначительно и в расчете не
учитывалось
Как видно из рис 1 3, расчет по (1 22) дает удовлетворительное совпадение
с резулы атами натурного эксперимента в энергосистеме' и данными, получен-
ными на физической модели
Регулирующие эффекты нагрузки при неноминальных параметрах режима.
Зависимость (1 22) позволяет определить значения регулирующих эффектов
активной мощности нагрузки по частоте при произвольных параметрах режима
/=/0 и U=U0
(127)
Более точные соотношения могут быть получены из (1 19) и (1 21)
(дР\ . f0 .
МЫ =*а Л1— «а я + 2аа „4-2-jirta, asuo„)+kc я(1-ас д+2ас д/0)
\0J/f = fo U°
(128)
1 Исследование характеристик горнопромышленного узла нагрузки и натурные
эксперименты выполнены канд техн наук Ю Е Гуревичем и канд техн наук
Э А Хачатряном
19

На рис. 1.4. построены зависимости кя—ц>(/) при различных l/0=const,
полученные расчетным путем по (1.27) и на физической модели. Эти
зависимости, а также ряд экспериментальных данных, полученных в энерго-
системах, показывают, что при любых значениях а и произвольных значениях /0
и U0 с достаточной для практических целей точностью можно считать, что
регулирующие эффекты по частоте к„, определенные при постоянстве напря-
жения, не зависят от уровня напряжения в узлах нагрузки (если оно выше
критического).
Для определения регулирующего эффекта активной мощ-
ности нагрузки по частоте при одновременном изменении
напряжения продифференцируем зависимость (1.14) и получим
K«~df~Tf+dUdf~K*+dUdf • { }
а в точке с произвольными значениями f0 и UQ
где кн — \ — } _ —регулирующий эффект нагрузки по частоте в
точке f0; U0 = q>(f0); ^ = 1—) —регулирующий эффект наг-
° (du\
рузки по частоте в точке f0 при U=U0 = const; 1 — 1 —
производная функции £/=<р(/) в точке /0; I — I —регу-
\dU/U = Vo
лирующий эффект нагрузки по напряжению в точке U=U0 при
/=/0=const. -
В частном случае для номинального режима /о=/яоы,
f О = 'Лтом-
Поскольку все регулирующие эффекты, входящие в (1.30),
как правило, положительны, регулирующий эффект нагрузки по
частоте с учетом одновременного изменения напряжения
больше аналогичного регулирующего эффекта при постоянстве
напряжения.
Реакция систем возбуждения и АРВ генераторов на сни-
жение частоты. Как видно из (1.29), регулирующий эффект нагрузки по
частоте зависит от того, в какой степени изменяется напряжение в узлах
нагрузки, т. е. от dU/df.
Изменение уровней напряжения в узлах нагрузки при изменении частоты,
оказывающее существенное влияние на регулирующий эффект нагрузки,
определяется реакцией систем возбуждения и автоматических регуляторов
возбуждения (АРВ) генераторов, характеристиками мощности узлов нагрузки и
20

падениями напряжения в сети. Как показывает анализ расчетных и экспе-
риментальных данных, во многих случаях наиболее существенное влияние
оказывает первый факторГ
При наличии на генераторах АРВ напряжение Vr на шинах электростанции
в основном определяется типом регулятора возбуждения и его реакцией на
снижение частоты и мало зависит от системы возбуждения генератора. В АРВ
типа компаундирования с корректором напряжения на генераторах средней
мощности уставка корректора примерно пропорциональна частоте и dUJdfK
«1 — 1,2. Примерно такие же значения характерны и для генераторов с
бесщеточной системой возбуждения. Для АРВ, в которых выпрямленное
напряжение в точке регулирования сравнивается с опорным стабилизированным
напряжением (например, АРВ сильного действия), dUr/df»0.
Снижение частоты может также в ряде узлов нагрузок приводить к
увеличению потребления реактивной мощности, что в свою очередь приводит к
снижению напряжения в этих узлах и увеличению регулирующего эффекта
активной мощности узла нагрузки по частоте к„.
Таким образом, если в узлах нагрузки отсутствуют специальные средства
по поддержанию уровней напряжения (а таких узлов большинство), то среднее
значение dUjdf в этих узлах составляет примерно 1,4—1,5, а в отдельных
случаях и значительно больше (2 и более). При наличии вблизи узлов нагрузки
электростанций, у которых dUr/dffaQ (например, с АРВ сильного действия),
значения dUjdf в узлах нагрузки составляют примерно 1.
Выражение (1.22) показывает, что зависимости активной
мощности узлов нагрузки и энергосистемы в целом опреде-
ляются прежде всего составом нагрузки и характеристиками
механизмов, приводимых во вращение двигателями. Например,
статические характеристики нагрузки по частоте будут раз-
личны для небольшого города с преобладанием бытовых
потребителей и крупного промышленного центра, для узла с
преобладанием угольных шахт и сельскохозяйственного района.
В то же время, как показывают расчеты и эксперименты,
коэффициенты загрузки двигателей практически не влияют на
статические характеристики активной мощности по частоте.
Оценим средние значения регулирующих эффектов нагрузки
по частоте. Значение эквивалентной крутизны моментно-ско-
ростной характеристики приводимых механизмов а может
лежать в пределах от 0 До 3 (в среднем oc=l-f-2), для узлов
комплексной нагрузки — в среднем £д = 0,5-г0,75. Тогда регули-
рующий эффект нагрузки по частоте при постоянстве напря-
жения согласно (1.23) в среднем составит /^=1-^2. При чисто
статической нагрузке (&д=0) ЦкО, а при преобладании в узле
механизмов с моментом, мало зависящим от частоты (а«0),
^ = 0,5-0,75.
Используя (1.23)—(1.25), выражение (1.29) для регулирую-
щего эффекта нагрузки по частоте при одновременном изме-
нении напряжения можно переписать следующим образом:
21

'Ml+aWtl-tJ^)^ »*,
«^"'l £,.,_,
+
«*/
+ 2(^ (1.31)
Из (1.31) следует, что кн при средних значениях а в
(du\ ' о
значительной степени определяется значением — .В
наиболее характерном случае при ( —-: 1 = 1 -н 1,5 и средних
значениях <х=1-^2, р = 1,8, 6д=0,5ч-0,75 средние значения
fcH«24-3. При более глубоких снижениях напряжения в узлах
нагрузки ( — 1 = 1,5 ч- 2 и больших кд значения к„ могут
\ -1 / f — ftum
достигать 3,5—4. Значения ки<\, имеющие место в более
редких случаях, говорят о том, что в узлах нагрузки района
[энергосистемыХ уровни напряжения при изменении частоты или
меняются незначительно и доля двигателей мала, или преоб-
ладают механизмы, момент сопротивления которых мало
зависит от частоты (ажО).
Следует ^отметить, что в ряде экспериментальных и теоре-
тических исследований (в частности, и в работах, связанных с
ЛЯР) часто не проводилось четкой грани между значениями к'я
я кя, хотя, как показано выше, кя, необходимый для анализа
вопросов аварийной разгрузки, может существенно отличаться
эт к„.
Таким образом, характеристики нагрузки отдельных узлов и
энергосистемы в целом зависят от большого числа факторов
(состава нагрузки, приводимых механизмов, снижения напря-
жения в узлах нагрузки и т. д.). Вариации характеристик
нагрузки носят случайный характер, поскольку случайны изме-
нения определяющих их факторов, например состав нагрузки
изменяется в течение суток, недели, года. Уровни снижения
напряжения в узлах энергосистемы зависят от места возник-
новения нарушения, характера развития аварии, типа АРВ на
электростанциях и т. д. В этих условиях принципы выполнения
аварийной нагрузки не должны быть ориентированы на
какое-то единственное, определенное значение регулирующего
эффекта нагрузки, на неизменные характеристики нагрузки и
должны учитывать случайный характер их изменения и вариа-
цию в широких пределах.
Простые и наглядные выражения (1.11) и (1.22) для расчета
статической характеристики нагрузки по частоте удается ис-
пользовать достаточно редко, в основном для небольших узлов
нагрузки, поскольку в большинстве случаев детальные данные
22

по составу и параметрам разнообразных потребителей в
масштабе всей энергосистемы отсутствуют.
До настоящего времени основным и наиболее достоверным
источником получения статических характеристик нагрузки
остается натурный эксперимент в энергосистемах. Первые
эксперименты по определению статических характеристик на-
грузки в нашей стране были выполнены еще в предвоенные
годы [11].
К настоящему времени в нашей стране ВНИИЭ, Средне-
азиатским отделением (САО) Союзтехэнерго, рядом ОДУ и
энергосистем и другими организациями выполнено большое
число экспериментов по снятию статических характеристик
нагрузки. Проводятся такие эксперименты и за рубежом. В
табл. 1.1 приведены значения регулирующих эффектов нагрузки
по частоте, полученные в ряде натурных испытаний в нашей
стране1. Как видно из табл. 1.1, значения регулирующих
эффектов активной мощности по частоте отдельных узлов
нагрузки и энергосистем в целом, зарегистрированные в опытах,
лежат в диапазоне 0,5—3,7 (для крупных энергосистем
1,5—2,7).
На рис. 1.5 в качестве примера приведен ряд статических
характеристик, полученных экспериментально. Целесообразно
продолжать натурные испытания по определению характерис-
тик нагрузки, что позволит по мере накопления результатов
обобщить их и получить типовые характеристики для разных
отраслей промышленности, наиболее типичных узлов комплек-
сной нагрузки и т. д.
Рис. ].5. Экспериментальные статические
характеристики по частоте:
/—район с преобладанием бытовых потреби-
телей и осветительных установок, 2—энерго-
система; 3—промышленный район с преобла-
данием асинхронных двигателей
р, о™ ед
гоч
1,00
0,96
0,92
0,88
" W
1у/
27/
Аъ
0,88 0,92 0,96 f,OTH.ed.
1 Данные собраны и обобщены кандидатами техн. наук Л. М. Горбуновой,
Ю. Е. Гуревичем и автором.
23

Таблица 1.1. Регулирующие эффекты активно* мощности нагрузки по частоте
Энергосистема, вид нагрузки
Шесть энергосистем
ОЭС Центра
ОЭС Юга
-
ОЭС Урала
Ленэнерго
Грузэнерго
Азэнерго
Магаданэнерго
Карагандаэнерго
Омскэнерго
Алтайэнерго
ОЭС Урала
Комплексная нагрузка городских
потребителей
Горнодобывающая промышлен-
ность
Нефтяная промышленность
Химическая промышленность
Текстильная промышленность
Различные промышленные пред-
приятия
Сельское хозяйство
Группа асинхронных двигателей*
Группа асинхронных и синхронных
двигателей *
Предприятия металлургической
промышленности:
выплавка чугуна и стали
выплавка ферросплавов
добыча и обогащение руд цвет-
ных металлов
извлечение цветных металлов из
руд
добыча и переработка бокситов
и креолита
горнометаллургический комплекс
цветных металлов
Нагрузка промышленных потреби-
телей:
алюминиевый завод
ферросплавный завод
металлургический завод
химический завод
горнорудный район
горнообогатительная фабрика
Время проведе-
ния испытаний
До 1940
До 1952*
Лето 1957
Зима 1955
Зима 1958
Лето 1958
Зима 1957
Лето 1957
Зима 1956
Лето 1958
1975—1976
1975—1976
1974—1975
1974—1975
Лето 1971
Зима 1971
Осень 1963
Осень 1966
Лето 1965
1958
Лето 1966
—
1956
—
1965
—
1965—1972
1982
Суточные
вариации
3
1,2—2
2,15—2,79
2,05—2,3
1,76—2,22
1,52—2,56
1,7—2,34
1,5—1,7
2,02—2,69
—
2,04—3,42
—
—
—
3,2—4
2,4—3
1,6—3*
—
—
—
—
—
—
—
—
2,8—5,8
1,25—5,2
1,65—2,2
2,5—3
2,5—3,3
2,2—2,8"
2,2—2,7
1,65—2,2
3,6—4,1
—
—
—
Средние за
сутки
1,5; 1,6; 1,8
1,6; 1,8; 1,9
2,3
2,18
2,01
2,04
2,05
1,6
2,23
2,5
2,5
2,3; 2,6
3
2,1
3,6
2,7
1,7; 2,0; 2,6*
0,75; 1,6;
1,75
0,72—2,2
0,5—3
2,5; 3,2; 3,7
2,2; 2,5; 3,3
1,16—2,3
0,69—1,08
2,5—3
1,2
3,5
1,8
2
2,8
3,1
2,6
2,45
1,92
3,85
3,05
1,9
3,4
* Определены регулирующие эффекты нагрузки при постоянстве напряжения, т е к' =(8Pldf)f*f
{/«const. " m
24
при

Как следует из (1.11) и (1.22), статическая характеристика
нагрузки в общем случае является нелинейной, и регулирующий
эффект нагрузки меняется при изменении частоты. Однако, как
видно из рис. 1.5, во многих случаях статическую характерис-
тику как узлов комплексной нагрузки, так и нагрузки энерго-
системы в целом в диапазоне отклонения частоты примерно
10% можно в первом приближении считать близкой к линейной,
а регулирующий эффект нагрузки—постоянным. При этом
можно представить характеристику в виде
А^иач + М, г (1.32)
где Ртч—мощность нагрузки при частоте, равной нулю;
и ржы Дш Ря„м Л/'
Аналитическое исследование изменения частоты в энергосистеме при
возникновении небаланса активной мощности с использованием (1.11) и (1.22)
связано с большими трудностями. Задача существенно упрощается, если
статическую характеристику нагрузки представить в виде [33]
Ря=С<о+£><»2, (1.33)
где С и D—постоянные коэффициенты.
Это же выражение можно переписать так:
PB = C,Pn+D,P„ (1-34)
где С,Р„ и D,PV—-составляющие мощности нагрузки, пропорциональные
соответственно частоте и квадрату частоты, в исходном режиме, т. е.
С=С./>„/ш; D=D,PJv*. (1.35)
Поскольку обычно бывает известно значение ки, а не значения С, и D„
выразим их через регулирующий эффект нагрузки. При юяом=1 из (1.33)
получим
*--(тг1 =C+2D. (1.36)
При Юяом = 1 мощность нагрузки Рноы= 1, отсюда из (1.33) C+D=l, а из
(1.35) С. = С, D,=D.
Решая совместно (1.36) и (1.37), получаем
- Я.=А„-1; С.-2--*.. (1.37)
Из (1.37) видно, что для зависимости (1.33) ки = 2. Если для энергосистемы
регулирующий эффект нагрузки fc„>2, это значит, что зависимость мощности
нагрузки от частоты не может быть описана выражением (1.33).
Приведенные выше статические характеристики нагрузки и
значения регулирующих эффектов отражают реакцию нагрузки
на достаточно кратковременные (от нескольких минут до
десятков минут) аварийные отклонения частоты. При длитель-
ных (несколько десятков минут и более) отклонениях частоты
характеристики нагрузки оказываются иными. В частности,
25

длительная работа с пониженной частотой вызывает адаптацию
потребителей к новым условиям электроснабжения, что связано
с необходимостью выпуска заданных объемов промышленной
продукции [78]. Вследствие адаптации уровень потребляемой
мощности, снизившийся первоначально при снижении частоты,
с течением времени вновь начинает увеличиваться. Адаптация
потребителей обусловливается следующими факторами [78]:
большинство непрерывно работающих агрегатов имеет
средства автоматического или ручного регулирования произ-
водительности, действие которых приводит к восстановлению
потребляемой мощности;
у ряда потребителей восстановление производительности
достигается увеличением числа включенных электроприемников,
что приводит к росту потребляемой мощности;
в энергосистемах осуществляется контроль за уровнями
напряжения и его регулирование. Подъем уровней напряжения,
снизившихся при уменьшении частоты, приводит к восстанов-
лению мощности потребителей, зависимых от напряжения.
Процесс восстановления активной мощности нагрузки энер-
госистемы после изменения частоты на начальной стадии
протекает достаточно быстро из-за наличия потребителей,
мощность которых восстанавливается средствами регулиро-
вания электрических и технологических параметров, дополни-
тельного включения потребителей, обусловленного необходи-
мостью выполнения определенного объема работ, действия
устройств автоматического регулирования напряжения транс-
форматоров (АРНТ) и персонала, контролирующего выпол-
нение заданных графиков напряжения на электростанциях и
части подстанций. Далее процесс адаптации замедляется—с
запаздыванием восстанавливается мощность потребителей,
производительность которых меняется при пуске агрегатов,
перенастройке их технологии, а также переключаются ответв-
ления трансформаторов на ряде подстанций. Процесс адаптации
к отклонениям частоты и сопровождающим их отклонениям
напряжения приближенно описывается экспоненциальной
функцией времени "[78] *
ЛРЯ, = АР,
Ш *-" нО
1— d(\-e-'lx)
(1.38)
где АРШ— отклонение мощности нагрузки от ее начального
значения (при номинальной частоте); Д/^о— первоначальное
изменение мощности нагрузки, вызванное отклонением частоты
и сопровождающим его отклонением напряжения; ос=1 —
"-"(А-^ноо/А-Рно)—коэффициент адаптации; АРпсс— отклонение
мощности нагрузки от ее начального значения в момент t-юэ;
t—время, отсчитываемое от момента изменения частоты;
т—эквивалентная постоянная времени адаптации.
26

Для потребителей в целом <х<1, так как существует ряд
потребителей, не обладающих свойством адаптации (не имею-
щих средств для регулирования производительности). Их число
невелико; по данным [78], полученным на основе анализа
технологии в основных^отраслях промышленности, для пот-
ребителей в целом а«0,8 — 0,9.
Возрастание активной, а также реактивной мощности наг-
рузок в процессе адаптации приводит к увеличению потерь
активной мощности. Как следствие этого, эквивалентный
коэффициент адаптации, учитывающий потери в распредели-
тельных сетях и сетях высокого напряжения, выше, чем
значения а для самих потребителей. По данным [78], экви-
валентный коэффициент адаптации для мощности, отдаваемой с
шин электростанций, составляет а к 0,85-г 1,1, т.е. эта мощ-
ность после отклонения частоты восстанавливается практически
полностью (результирующий регулирующий эффект нагрузки
при длительном снижении частоты примерно на 1% близок к
нулю).
Статические характеристики реактивной мощности нагрузки
по частоте. Лавина напряжения. При изменении частоты в
энергосистеме меняется и реактивная мощность нагрузки. Это в
свою очередь приводит к изменению напряжения в узлах, что,
как было показано выше, может, с одной стороны, существен-
ным образом влиять на значение регулирующего эффекта
активной мощности нагрузки по частоте и, с другой стороны,
приводить к отключению части потребителей. Рассмотрим
кратко статические характеристики реактивной мощности наг-
рузки по частоте.
Если задача определения характеристик Р„ = ф(/) расчетным
путем может быть решена в ряде случаев сравнительно просто,
то аналогичная задача в отношении характеристик Qn = <p(f)
для отдельных узлов нагрузки и тем более для всей энер-
госистемы в целом встречает серьезные трудности. Изме-
нение реактивной мощности нагрузки определяется рядом
факторов, учет которых с достаточной степенью точнос-
ти затруднителен. Основные из этих факторов таковы: влия-
ние насыщения в двигателях и трансформаторах, измене-
ние возбуждения синхронных двигателей при изменении час-
тоты и питающего напряжения (в соответствии с характе-
ристиками системы возбуждения и законами регулирования
АРВ), наличие и вид устройств компенсации реактивной
мощности и т. д. Еще более усложняется вопрос расчета
характеристик реактивной мощности при одновременном из-
менении частоты и напряжения [2, 13, 23], поэтому практически
достоверные характеристики реактивной мощности можно
получить только с помощью натурного эксперимента в энерго-
системе.
27

Рис. 1.6 Зависимость реактивной мощ-
ности, потребляемой двигателем, от час-
тоты:
/-й-Ф.10. 2-&-»ji/). 3~Q=Q.+Q„=
Цртн ед.
1,04
1,ог
1,00
0,38
0.96
ом
0,92
0,90
0,85
\
Г"
■ 2'
j\
г
Т3
А
0,36 0,97 0,98 0,39 %00Г,атиев
Рис. 1.7. Экспериментальные статические характеристики реактивной мощности
по частоте:
/, 2—комплексная нагрузка, S—узет с асинхронными и синхронными двигателями (с
преобладанием асинхронной нагрузки), 4 — узел с асинхронными двигателями
Реактивная мощность, потребляемая узлом нагрузки,
в значительной степени определяется двигателями. Реак-
тивная мощность двигателя складывается из реактивной
мощности рассеяния Qs и реактивной мощности намагни-
чивания 2ц (Рис- 1-6), которые зависят от частоты по-раз-
ному:
Q. = Px.V
Jbom У ном
е,=
и2
*мо;
±1
J НОМ
(1.39)
(1.40)
где Xgo и хц0—соответственно сопротивления рассеяния и
намагничивания при номинальной частоте; /=с2///Ром—ток
двигателя; U—напряжение, приложенное к двигателю; с1 и
с2—постоянные коэффициенты.
Соотношение этих составляющих обычно у двигателей
таково, что характер изменения суммарной реактивной мощ-
ности Q — Qs+Qp определяется первой составляющей при росте
частоты и второй составляющей при снижении частоты.
Характеристики реактивной мощности комплексной наг-
рузки узла и всей энергосистемы зависят, как указывалось
выше, от большого числа факторов и, в отличие от характе-
ристик активной мощности, которые могут быть типизированы,
весьма разнообразны.
28

На рис. 1.7 в качестве примера приведен ряд эксперимен-
тально полученных статических характеристик реактивной
мощности нагрузки для отдельных узлов и районов. Как видно,
для разных узлов нагрузки (в зависимости от состава нагрузки,
загрузки двигателей и трансформаторов, наличия компенси-
рующих устройств, реактивного сопротивления внешней сети
и т. д.) характеристики реактивной мощности могут быть
существенно различными, причем при определенном сочетании
указанных выше факторов снижение частоты может приводить
к росту реактивной мощности, потребляемой узлом нагрузки.
Регулирующие эффекты реактивной мощности нагрузки по
частоте dQjdf и dQjdf могут изменяться в широких пределах и
менять свой знак.
Регулирующий эффект реактивной мощности нагрузки при
постоянстве напряжения может рассчитываться по выражению
[12]
g*^±i+l, (1.41)
df tg(p„
где ф„—угол между векторами тока и напряжения нагрузки.
Различие в значениях dQjdf и dQjdf может быть более
существенным, чем между аналогичными и регулирующими
эффектами для активной мощности. Так, например, для одного
из узлов нагрузки при dUjdf=l,4 значения dQjdf и dQjdf
составили соответственно —1 и 4,6.
При длительном (несколько десятков минут я более) снижении частоты в
происходящем процессе адаптации потребителей к новым условиям, описанном
выше, имеет место и изменение реактивной мощности нагрузки. При этом если
для отклонений АРШ характерен экспоненциальный закон (1.38), то аналогичные
отклонения А@ш не могут описываться таким же выражением, поскольку связь
между Р„ и QH нелинейная. При снижении частоты первоначальное изменение
реактивной нагрузки, как правило, таково, что она оказывается меньше
исходной. В процессе адаптации реактивная нагрузка возрастает и в конце
процесса превышает исходную, что главным образом определяется восстанов-
лением напряжения [18].
Рост потребления реактивной мощности нагрузки при
снижении частоты приводит к снижению напряжения в узлах
нагрузки. Кроме того, как указывалось выше, при снижении
частоты в ряде случаев снижается также напряжение на шинах
электростанций. Характеристики ряда узлов нагрузки по
напряжению (в особенности крупных промышленных узлов с
сильно загруженными двигателями) таковы (рис. 1.8), что при
определенном уровне, называемом критическим напря-
жением [оно составляет, как правило, (0,75-=-0,85) (/„,,«],
может происходить нарушение устойчивости всего узла наг-
рузки в целом (лавина напряжения). Этот процесс сопровож-
29

а
ком
/
/
^~~uL
Рис 1Я Зависимость реактивной мощ-
ности потребляемой двигате1ем, от нап-
ряжения
l~Q^<f,(U) при /=/им. 2-Q^^iV) при
/=/"„- 3-fi = ^,+0ll=S>W при /■-/„,„, 4-
е=е«+е,1=ч>(^) при /</„„
W, ияр
и»,
дается резким возрастанием потребления реактивной мощности
и, как саедствие, резким снижением напряжения в узле нагрузки,
в результате этого происходит «опрокидывание» двигателей и
полное обесточение всего узла или значительной части потре-
бителей (рис 1.9) Лавина напряжения в данном случае рас-
сматривается как следствие снижения напряжения, сопутст-
вующего снижению частоты. Развитие лавины напряжения
может происходить и при нормальной частоте, т. е в условиях,
когда дефицита активной мощности нет, а возникает только
дефицит реактивной мощности
В узлах нагрузки часто включаются статические конден-
саторы, улучшающие coscp и обеспечивающие поддержание
напряжения при изменениях режима. В то же время конден-
саторы ухудшают запасы устойчивости узлов нагрузки, пос-
кольку при их включении повышается значение критического
напряжения, например нарушение устойчивости узла нагрузки
может произойти при Uip — (0,9 — 0,85) UHOM
В наиболее распространенных узлах комплексной городской
нагрузки глубокое снижение напряжения до (0,7 — 0,8) С/ноы, как
показали многочисленные эксперименты, выполненные во
ВНИИЭ [9, 10, 72], обычно не приводит к лавине напряжения во
всем узле, а происходит так называемая саморазгрузка потреби-
телей, т. е. самопроизвольное отключение части потребителей
из-за отпадания магнитных пускателей и действия защит
минимального напряжения При этом объем отключающейся
нагрузки достигает иногда 30 —40% мощности всего узла
-97кв U„
■-9ПВ
75кВ
Jswpr
ия
КМВар
07773 *
5П
Отключение
27М8ар ММВар нагрузки
8 9 Ю 11 12 13 14 -/iS rtyfa 13 20 211123 24 251
\ МПВт
/
' —r- I I I I I
T7
14 /l6 Пу4& 13 2021 j\.
^T
3=
I 325/1
"
3*8/!
"7*
50МВт. 51оя 35HSap 9MBt
~Y\SZW 1„ \Н15Й I—
*£
ЧЧ0Я
Рис 1 9 Осциллограмма, тавины напряжения в узле нагрузки
30

Снижение частоты в энергосистеме приводит к уменьшению
критического напряжения (рис. 1.8, кривая 4), т. е., с одной
стороны, этот фактор повышает условия устойчивости наг-
рузки, с другой-стороны, снижение напряжения в узлах нагрузки
как следствие снижения частоты может быть настолько
глубоким, что произойдет нарушение питания значительной
части потребителей.
Приведенное выше краткое описание характеристик реак-
тивной мощности показывает, что они еще в большей степени,
чем характеристики активной мощности, зависят от значи-
тельного числа случайных факторов, учет которых затрудни-
телен. Случайный характер изменения характеристик реактив-
ной мощности, взаимосвязь изменения частоты и напряжения,
возможность перехода процесса снижения частоты в лавину
напряжения или в процесс массового хаотического отключения
потребителей выдвигают перед аварийной разгрузкой требо-
вания ориентации на многообразие различных аварийных
процессов и вероятностный характер их развития.
1.3. Допустимые отклонения частоты по условиям работы
турбин ТЭС и АЭС
Одним из важнейших условий надежной работы турбо-
агрегатов является исключение возможности резонансных ко-
лебаний их элементов. При отклонениях частоты от номиналь-
ной и приближении ее к значениям частот собственных
колебаний лопаточного аппарата турбины в нем возникают
усталостные напряжения, накапливающиеся во времени и
сокращающие срок службы турбины, а при резонансных
частотах может произойти разрушение лопаток турбин. Наи-
большую опасность снижение частоты представляет для длин-
ных лопаток последних ступеней турбин. Снижение частоты до
уровней, близких к критическим частотам валопроводов турбин,
приводит к возникновению опасных резонансных режимов,
резко увеличивающих значения возмущающих усилий от дис-
балансов валопроводов, возбуждающих колебания лопаточного
аппарата, что в конечном итоге повышает уровни динамических
напряжений в деталях турбин.
Для обеспечения надежной работы турбоагрегата при
разработке конструкций турбин ставится условие отстрой-
ки частот собственных колебаний их лопаточного аппарата
и валопроводов от рабочей частоты 50 Гц и близких к ней
частот.
Отечественные паровые турбины ТЭС, выпущенные до
1971 — 1972 гг., допускают работу неограниченное время в
диапазоне частот 49,5—50,5 Гц, а турбины ТЭС и АЭС,
выпущенные после 1971—1972 гг.,—в диапазоне 49—50,5 Гц.
31

В аварийных режимах в соответствии с ГОСТ 24277—85,
24278—85 «Турбины паровые стационарные для атомных и
тепловых электростанций» для турбин ТЭС и АЭС допускается
кратковременная работа при следующих значениях частоты:
Частота, Гц 50,5—51 49—48 48—47 47—46
Допустимая длительность работы, мин:
единовременная 3 5 1 0,17
за весь срок эксплуатации ...... 500 750 180 30
1.4. Работа установок собственных нужд электростанций
при снижении частоты
Снижение частоты в энергосистеме приводит к снижению
производительности механизмов собственных нужд электро-
станций. Надежность работы механизмов собственных нужд
при снижении частоты в значительной степени определяет
возможность работы в таких режимах как самих электро-
станций, так и всей энергосистемы в целом.
Тепловые электростанции. Наиболее существенно
снижение частоты сказывается на работе тепловых электро-
станций. В зависимости от тепловой схемы станции, конструк-
тивных особенностей тепломеханического оборудования, степе-
ни автоматизации станций снижение частоты может приводить
как к снижению мощности станций, так и к их полному
останову из-за отключения оборудования технологическими
защитами. В первую очередь „снижение частоты сказывается на
работе таких механизмов собственных нужд тепловых электро-
станций, как питательные и циркуляционные насосы, вентиля-
торы, дымососы, Т. е^ механизмов, производительность которых
имеет высокую зависимость от частоты. Как показали много-
численные исследования и опыт эксплуатации, наиболее су-
щественно влияние снижения производительности питательны*
электронасосов тепловых электростанций.
Все турбоагрегаты с давлением пара 13 МПа и ниже,
работают с питательными электронасосами (ПЭН), а турбо-
агрегаты с давлением более 13 МПа—с питательными турбо-
насосами (ПТН). В связи с ростом числа электростанций с
блоками мощностью более 150 МВт, вырабатывающими в
настоящее время основную часть энергии, особую важность
приобретает вопрос работы таких станций в аварийных
режимах с понижением частоты. При этом целесообразно
рассмотреть отдельно, как ведут себя при снижении частоты
собственные нужды трех групп: блоков 150—200 МВт с
барабанными котлами и ПЭН, блоков 150—200 МВт с прямо-
точными котлами и ПЭН, блоков 300 МВт и более с ПТН.
Экспериментально этот вопрос пока исследован недостаточно.
Из проведенных работ можно выделить прежде всего исследо-
■ 32

вания САО Союзтехэнерго, а также работы ВТИ и Союзтех-
энерго [28, 29, 34, 35]. Приведенные ниже данные в основном
базируются на результатах этих работ.
Рассмотрим первоначально в общем случае работу одного агрегата Напор,
развиваемый питательным насосом, h^^, идет на преодоление статического А„
противодавления сети (в барабанном котле—это давление в барабане, в
прямоточном котле—парогенерирующей части) и динамического АД1Ю противо-
давления (потери в установке и изменение кинетической энергии установки) [33]
*,».=*„+*.. О 42)
Динамическое противодавление связано с расходом воды q соотношением
где R—постоянная величина (сопротивление системы подачи воды, определяе-
мое ее конструкцией)
Используя (1 42), можно записать
А^-^ (144)
В свою очередь развиваемый напор для целого ряда конструкций насосов,
работающих в сети без противодавления, связан с угловой частотой вращения
следующим образом
kpm=A(u\ (145)
где Л—постоянный коэффициент, определяемый конструкцией насоса, отсюда
Am2~kcr
(146)
Я
Бели рассмотреть два режима—с номинальной/жы и текущей/, частотами,
то, используя (146), можно записать
\7ном/
«•=««' * / —IT^Z ' (147)
где 9-ом и Яг—номинальное и тек>щее значения расхода питательной воды,
Ар.3,—напор, развиваемый насосом в режиме с номинальным расходом дти.
Если оперировать не напором, а давлением, то можно аналогично за-
писать
я,=д„ ч / ■ v~' (1.48)
Рщом Per
где Рноы—номинальное давление, развиваемое ПЭН при работе на сеть и
номинальном расходе воды диоы, р„—статическое давление
Как видно из (1 48), при некотором значении частоты, отличном от нуля,
подача воды в котел прекратится Это значение частоты принято называть
критическим Приравняв qt нулю в (1.47) и (148), получим
33
1-2860

/ =/
J BOM , /
(1.49)
Выражение (1.49) получено в предположении, что питательный насос
работает в сети без противодавления. Для реальных условий, когда насос
работает на сеть с противодавлением, это выражение несколько неточно.
Уточненный графический способ построения статических характеристик ПЭН q,
Р-*?(/) и расчетного определения /1р использован в [35].
На рис. 1.10 в координатах ряд наносятся статические характеристики
насоса (кривая /—/) и сети (кривая /—3) при заданной частоте /; точка /
пересечения этих кривых является рабочей точкой. Характеристика насоса
определяется экспериментально или задается заводом-изготовителем. Характе-
ристика сети при неизменном статическом напоре определяется в относитель-
ных единицах как
р=.рсг+(рноК-Рст)<г2,
(1-50)
где р„ отнесено к ртм, a q„—к дюм.
Далее должны быть нанесены характеристики насоса при различных
значениях частоты, что можно сделать, воспользовавшись условием подобных
режимов:
Pi=Pi
J НОМ
2
ft
Pl=Plj2~
J HO
<?1=41
Яг=Цг
A.
/bom
A.
,/ном
(1-51)
Одна из построенных таким образом характеристик насоса при новом
значении частоты изображена на рис. 1.10 (кривая 1—2). Рабочие параметры
при этом значении частоты определяются точкой пересечения кривой /—2 для
насоса с неизменной характеристикой сети (точка 2). Построив семейство
характеристик насоса при различных значениях частоты и определив точки их
пересечения с кривой сети, получим статические характеристики ^=<р(/),
р=ф(/) для насоса.
Из рис. 1.10 видно, что если характеристику насоса упрощенно представить
прямой 3—3, а не кривой 1—2, то погрешность в определении расхода будет
тем больше, чем больше крутизна характеристики насоса и меньше крутизна
характеристик сети.
Рис. 1.10. Графический способ построе-
ния характеристики р, q=4>(f)
34

С учетом действительной характеристике насоса критической частоте будет
^ответствовать не равенство pHl=piT, a ра =Рсг. где р0—давление насоса при
расходе, равном нулю.
Учитывая, что pai и р0ном связаны соотношением
/ /, ^
P0i— РВукы\ Т~~~
и используя (1.49), можно записать более точное выражение для критической
частоты:
(1.52)
/ир /но
0-53)
Поскольку, как правило, ръ-шч>Рш*, критическая частота /,р, рассчитанная
по (1.53) с учетом действительной характеристики насоса, будет ниже, чем
определенная по упрощенной зависимости (1-49). Кроме того, характеристика
ПЭН часто имеет максимум рмх,>рйжпл. В результате этого f,p будет еше ниже,
поскольку она будет определяться точкой касания характеристики насоса с
характеристикой сети при некотором q>ti-
Блоки мощностью 150 МВт имеют, ка* правило, один рабочий ПЭН типа
ПЭ-500-180/200 или ПЭ-580/200, а блоки 200 МВт—обычно два параллельно
работающих ПЭН типа ПЭ-380-180/200 или ПЭ-430-180/200. Анализ экспери-
ментальных характеристик этих насосов доказал [35], что для практических
целей можно приближённо построить обобщенные характеристики насосов для
блоков 150 и 200 МВт (рис. 1.11). Характеристики ПЭН блоков с прямоточными
котлами приведены для случая, когда на турбине установлен так называемый
регулятор давления свежего пара «до себя» (РДС), предназначенный для
поддержания постоянства давления пара перед турбиной. Регулятор «до себя»
является регулятором пропорционально-интегрального типа и при изменении
давления перед турбиной воздействует аа регулирующие клапаны турбины
(прикрывая регулирующие клапаны, если давление упало, и открывая их, если
давление возросло).
На том же рис. 1.М нанесены характеристики насосов при /=0,9/^^
(кривые Г и 2') и характеристики сети (кривые 3—6). Кривые 5 и б — это
граничные характеристики сети для барабанных котлов, кривые 3 и 4—для
Р,отн.ед.
Ь0
0,8
Рис. 1.11. Обобщенные характеристики
p=y{q) (номинальное давление в бараба-
не котла 15 МПа; давление перед турби-
ной блоков с прямоточными и барабан-
ными котлами 13 МПа):
1. У —блоки 150 МВт: 2, 2' — блоки 200 МВт
(два параллельных ПЭН)
0,7
0,5
0,5,
3
У/
ъ
/л
^
$
&
5
г\
"77
#
1
г
%
1
•4
f
М
<г/
*ч
f/i
/л?
^ 1
—
0 0,2 0,4 0,6 0,8 д,отн.ед.
35

прямоточных. Значения р„ для прямоточных котлов колеблются в пределах
(0,6—0,65)/>„■», для барабанных—в пределах (0,7—0,8)/v,„.
Точки пересечения характеристик насосов Г и 2' с граничными характерис-
тиками сети определяют границы значений расхода и давления питательных
насосов при частоте 0,9/,„,м. Сделав аналогичные построения характеристик
насосов для других частот, можно видеть, что в диапазоне /mM — 0,9/^*
характеристики насосов p=q>(/), <? = <р(/) близки к линейным, и можно ввести
коэффициенты
*«-
Atf/ю
Л/'
к=
Др/яо
А/'
(1.54)
Результаты графического определения коэффициентов приведены в табл. 1.2
[35]. Они близки- к полученным экспериментально на блоках 200 МВт
Джамбулской ГРЭС и блоках 150 "МВт Иркутской ТЭЦ-10 и Ташкентской ГРЭС.
Таблица 1.2. Значения коэффициентов
Мощность
блока, МВТ
150
200
150
200
150
200
Тип котла, наличие
РДС на турбине
Барабанный
То же
Прямоточный без
РДС
То же
Прямоточный с РДС
То же
**
2,7-3,7
3,1 4,8
1,3
1,4
2,1—2,4
2,3—2,7
для различных блоков
^рПЭН
1,2—1,4
1,45—Г,55
1,75
1,85
1,45—1,55
1,6—1,7
^ргурб
0
0
1,3-
1,4
0
0
/.р.
40.9-
41,9-
0
0
37,9-
38,8-
Гц
-43
-44
-39
-40
Примечание /г-пэн—коэффициент, характеризующий изменение давления на выхо-
де ПЭН; кг,!Гь—коэффициент, характеризующий изменения давления перед турбиной
Расчеты аналогичных коэффициентов по (1.54) при р~рШо* (к'Рпэи, &«) и
р=рашт(крпэн, к<) показали, что это вносит достаточно существенную погреш-
ностБ-^например, для блока 200 МВт с барабанным котлом £,=&£ = 3,9—7,7;
&!>пэн=&рпэн= 1,9).
Рассмотрим теперь, как отражается изменение параметров
механизмов собственных нужд и прежде всего питательных
насосов на работе агрегата. Считаем при этом, что агрегаты
несут номинальную нагрузку, вращающийся резерв мощности
отсутствует.
Блоки с прямоточными котлами. Анализ влияния
частоты на работу блочных агрегатов с прямоточными котлами
выполним для двух вариантов—для блоков, работающих без
регулятора давления пара перед турбиной «до себя» (РДС), и
для блоков, работающих с такими регуляторами. Для исследо-
вания этого вопроса САО Союзтехэнерго были проведены
испытания на блоках, 200 МВт Джамбулской ГРЭС [28, 34].
Испытания проводились следующим образом. Блок с нагрузкой 205—
207 МВт вместе с остальными блоками работал параллельно с энергосистемой.
На блоке вводились в работу штатная автоматика (питания, регулирования
воздуха, топлива, разрежения, впрысков) и все технологические защиты.
Питание собственных нужд 6 кВ блока производилось от выделенного
36

генератора соседней ТЭЦ по изолированной схеме через трансформатор
собственных нужд ГРЭС Собственные нужды регулирующего генератора
переводились на другой генератор ТЭЦ, АВР питательного насоса выводился из
работы
Производилось пять циклов изменения частоты—от 50 до 49, 48, 47, 46,
45 Гц Длительность цикла 2—5 мин, время между циклами 3—5 мин.
Изменение частоты осуществлялось воздействием на синхронизатор регулируе-
мой турбины ,с максимально возможной скоростью. Методика, принятая при
испытаниях, когда частота снижается только на шинах собственных нужд, а
турбина и генератор работают с номинальной частотой, не совсем точно
отражает реальную аварийную ситуацию в энергосистеме, поскольку в
эксперименте исключалась реакция автоматического регулятора частоты враще-
ния на изменение частоты
Снижение производительности ПЭН в результате снижения
частоты приводит к уменьшению расхода и давления питатель-
ной воды. Как следствие этого, падают паропроизводитель-
ность котла и давление по тракту котла, в том числе и давление
перед турбиной.
Испытания показали, что при изменении частоты в диапа-
зоне 50—45 Гц при отсутствии РДС и вращающегося резерва
зависимость мощности агрегата от частоты практически линей-
на и может быть с достаточной для практических целей
точностью записана так, отн. ед.:
P = PuJl-kP^-\ (1.55)
\ /ном/
где /с,, = 1,4.
Так, при снижении частоты до 45 Гц (на 10%) снижение
мощности блока составило 14%, при этом давление перед
турбиной ^а счет снижения давления питательной воды сни-
зилось на 35—40%.
Испытания проводились при условии, когда нагрузка агре-
гата была близка к максимальной, т. е. регулирующие клапаны
турбины были открыты практически полностью. Если же
агрегат в исходном режиме имеет резерв мощности, то при'
снижении частоты на изменение параметров блока будет
оказывать влияние не только снижение нагрузки котла за счет
снижения производительности ПЭН, но й" увеличение открытия
регулирующих клапанов под действием регулятора частоты
вращения. Испытания показали, что блок при отсутствии РДС
может определенное время устойчиво работать в диапазоне
50—45 Гц без каких-либо нарушений технологического процес-
са, однако длительная работа блока при глубоком снижении
частоты может привести к срабатыванию защиты от понижения
давления перед встроенной задвижкой на котле и отключению
блока.
При наличии на турбинах РДС последний, реагируя на
падение давления перед турбиной, прикрывает регулирующие
37

Рис 1 12. Зависимость активной мощности
Р, расхода питательной воды q, расхода
пара D и давления р, развива'ейого ПЭН, от
частоты (блок 200 МВт Джамбулской ГРЭС,
котел ПК-47-3, турбина К-200-130, генератор
ТГВ-200, топливо—газ).
/ — экспериментальные характеристики Р, q, />=
— ipif), 2—расчетная характеристика о = «р(Л (рас-
чет при А„=13МПа, Л„„„ = 22-24 МПа), 5—экс-
периментальная характеристика р = <р(Я
90 92 3t 96 98Г,%
клапаны турбины, что приводит к дополнительному снижению
расхода пара и воды. По мере того как снижается паропроиз-
водительность котла, уменьшается мощность турбоагрегата.
Таким образом, при наличии РДС снижение частоты в системе
приводит к уменьшению мощности блока при неизменном
давлении пара перед турбиной. Мощность блока при снижении
частоты может быть рассчитана по тому же выражению (1.55),
где А>=2,3-4-2,7. Аналогичные зависимости получены и для
расхода питательной воды и пара. Эти характеристики приве-
дены на рис. 1.12. Близкие результаты были получены в 1968 г.
персоналом Иркутской ТЭЦ при испытаниях по определению
зависимости расхода питательной воды от частоты на собствен-
ных нуждах блока 150 МВт (котел ПК-24).
При резком снижении частоты давление перед турбиной при
наличии РДС поддерживалось постоянным, но давление по тракту
котла несколько снижалось, например при резком снижении
частоты до 45 Гц на выходе ПЭН оно упало на 15—17%. Блок
нормально работал при понижении частоты до 10% без каких-либо
нарушений технологического режима и срабатывания защит.
При наличии вращающегося резерва и действии регулятора
частоты вращения давление пара перед турбиной начнет падать,
однако РДС, восстанавливая давление, вновь прикроет регули-
рующие клапаны, в результате этого расход пара и нагрузка
турбины начнут падать. Таким образом, в результате того, что
действие регулятора частоты вращения нейтрализуется действи-
ем РДС, изменение мощности блока и при наличии резерва
будет таким же, какое получено в эксперименте, где не
учитывалось действие регулятора частоты вращения.
Для энергоблока с прямоточным котлом при наличии РДС
критическая частота, рассчитанная по (1.53), составляет 37,9—
38

9fc
HZ
88
S4
80
7fi
—■-
1
Js
^t^
v
\j.
3
- —
V
"■v
—
k_
—
—
^
-^
I--
4^-
^
f
^:
4=r
г
—
i
'
0 20
ДР,сгне<?
0
40 ВО
80 100 120 ПО %с 0
а)
20 40 60
80 10В
6)
ПО 1^0 tfi
0,2
0,4
о,ь
0,6
1,0
щ
л
Е
Ш
*Л >
ff>
sJ'
У
J
ш'
sT
Л'
о го 40 вс so юя 120 па по ш ?яо гго гчогт 2%о зао*,с
Рис. 1 13 ДинаТиические характеристики блока с прямоточным котлом:
а—эксперимент, РДС введен, 6—эксперимент, РДС выведен, штриховые кривые—частота,
сплошные кривые — мощность блока, ], 2. 3—номера опытов, в—/—V—при введенном
РДС, /'—V—при выведенном РДС, частота изменяется по экспоненциальному закону с
постоянной времени т, равной. /, /'—Ос (скачком), //, If — 5 с, ///. ///'—10 с; TV,
/Г —20 с, V, К' —30 с
40,4 Гц. Понятие статического напора для прямоточного котла
при отсутствии на турбине РДС теряет смысл, и (1.48)
принимает вид
Я = Чп
f
f
(1.56)
откуда видно, что критическая частота /жр—0 (см. табл. 1.2). В
действительности из-за инерционности котла /гр несколько
выше. Анализ динамических характеристик изменения мощнос-
ти блока при снижении частоты (рис. 1.13, а, б) показал, что
снижение мощности блока зависит от скорости снижения
частоты, но изменение нагрузки агрегата происходит сравни-
тельно медленно. Вначале мощность блока остается неизменной
в течение 15—30 с, установившееся значение мощности дости-
гается через 2—3 мин при наличии РДС и через 4—5 мин при
его отсутствии.
По данным испытаний и результатам расчетов на аналого-
вых машинах, в [28] рекомендованы динамические характерис-
тики блоков с прямоточными котлами при различном характере
снижения частоты, приведенные на рис. 1.13, в.
39

Ы^Р,атнЫ
W
0,04
o,os
0,08
010
0,12
О 20 W ВО 80 WO ПО 1>tOi,s
Рис. 1.14. Расчетная динамическая ха-
рактеристика блока с прямоточным
котлом при изменении частоты в
цикле работы АЧР-
/—изменение частоты;.?-; изменение мощ-
ности при введенном РДС; 3— г> же при
выведенном РДС
,s
V,
Г1
\
1
ч
/<
\
\
V
у
У
/
/
3 f
Ч
—
W.'/»
92
88
84
80
7S
72
2у
/ 1,
88 30 $2 9^ 96 98Г/>/0
Рис. 1.15. Экспериментальные стати-
ческие характеристики блока 150 МВт
с барабанным котлом (котел ТГМ-94,
турбина К-160-130, генератор ТВВ-
165, топливо — газ)'
/—расход питательной волы; 2— давление,
развиваемое ПЭН
При изменении частоты в цикле снижение — восстановление
(например, при работе АЧР) изменение мощности в динамичес-
ком процессе будет меньше, чем в статическом установившемся
режиме (рис. 1.14), причем разница будет тем существеннее, чем
меньше длительность этого цикла. Как показывают расчеты,
при нормальной работе АЧР, когда длительность цикла
снижения и подъема частоты составляет не более 60—90 с, а
минимальные значения частоты 46—47 Гц, никаких нарушений
технологического режима работы блоков с прямоточными
котлами происходить не должно.
Как следует из приведенных выше данных, с точки зрения
допустимой длительности работы блоков с прямоточными
котлами при глубоких снижениях частоты условия при наличии
на турбинах РДС оказываются более благоприятными, чем при
отсутствии этого регулятора. Однако снижение мощности
блоков без РДС существенно меньше, и этот эффект является
определяющим с точки зрения энергосистемы в целом. Кроме
того, как показано в § 1.6, работа с такими регуляторами
исключает возможность мобилизации вращающихся резервов
блоков при снижении частоты, что препятствует ликвидации
аварий, а в ряде случаев является причиной их развития.
Энергоблоки с барабанными котлами. Снижение
частоты и, как следствие, снижение расхода питательной воды
(рис. 1.15) приводит в конечном итоге к непрерывному сниже-
нию уровня воды в барабане котла. Через определенный
промежуток времени этот уровень может достигнуть уставки
срабатывания защиты, контролирующей уровень в барабане и
40

н f-1
тм
WO
75
5S
7.5
%
-100
-so
-83
7fl
x—v
4 О
\l
V
>
У
I Г
*
у f
200
160
120
80
40
_
№
h
^2
Ч
п
го to со so юо t,с « ^ w Wfju,
Рис 1 16 Рис. 1.17
Рис. 1.16. Расчетные динамические характеристики блока с барабанным котлом
в цикле снижение-восстановление частоты (Н—уровень воды в барабане котла)
Рис. 1.17. Зависимость допустимой длительности работы блоков 150 200 МВт
с барабанными котлами от уровня снижения частоты
/ — частота снижается скачком, 2 -частота снижается- эжспоненциально с постоянной
временя т = 3с. 3—то же с т=5с
отключающей энергоблок, поэтому длительная работа блоков с
барабанными котлами при пониженной частоте без разгрузки
блока вручную персоналом невозможна. В то же время, как
показали расчеты [29, 34], при нормальной работе АЧР в
энергосистеме уровень в барабане котла блоков 150—200 МВт
в цикле снижения и восстановления частоты не достига-
ет уставки срабатывания защиты, контролирующей уровень
воды в барабане (рис. 1.16). На рис. 1.17 приведены расчет-
ные зависимости допустимой длительности работы блоков
150—200 МВт с барабанными котлами от уровня снижения
частоты [29 ].
Энергоблоки мощностью 300 МВт и более с пи-
тательными турбонасосами. Блоки мощностью 300 МВт
и выше оснащаются питательными турбонасосами (ПТН)
и пускорезервными электронасосами. Последние включаются
только при пусках до набора блоком нагрузки 50% номиналь-
ной и резервируют основные турбонасосы при аварийных
выходах из строя. Как правило, блоки мощностью 300 МВт и
более по экономическим соображениям работают с нагрузкой
большей, чем 50%, т. е. при анализе их работы в условиях
аварийного понижения частоты можно считать, что агрегаты
работают с турбонасосами.
Частота вращения и расход пара приводной турбины насоса,
определяющий его производительность, зависят от положения
регулирующих клапанов приводной турбины и нагрузки {рас-
хода пара) основной турбины. Если нагрузка турбины блока
остается постоянной при снижении частоты, то производитель-
41

ность питательного насоса и параметры блока практически
можно считать неизменными в достаточно большом диапазоне
изменения частоты. Если же под действием АРЧВ будет
изменяться расход пара через основную турбину, то аналогично
будет меняться и расход пара через приводную турбину и,
следовательно, производительность ПТН, При этом должно, в
принципе, сохраняться равновесное состояние между поступле-
нием в котел питательной воды и расходом острого пара в
турбину. Таким образом, блок может достаточно длительно
работать при пониженной частоте без каких-либо нарушений.
Если блок работал в исходном режиме с нагрузкой менее
50% (на одном из двух корпусов котла) и подача воды в котел
осуществлялась пускорезервным электронасосом, то при ана-
лизе режимов со снижением частоты для него остаются
справедливыми все выводы по работе блоков с ПЭН, сделанные
выше.
Тепловые электростанции среднего и низкого
давления с поперечными связями. Электростанции,
вырабатывающие тепловую энергию, имеют, как правило,
поперечные связи по питательной воде и пару. Исследования,
проведенные на таких станциях, показали, что и на них в
наиболее неблагоприятных условиях при снижении частоты
находятся питательные электронасосы. Вместе с тем условия
работы 1 аких станций при изменении частоты могут существен-
но отличаться от условий блочных электростанций.
Технологическое оборудование современных крупных ТЭЦ
имеет много общего с оборудованием блочных установок с
барабанными котлами. Однако специфика загрузки агрегатов
ТЭЦ создает иные условия ее работы при аварии. Электричес-
кая мощность электростанций с промышленными и теплофи-
кационными отборами пара зависит от количества теплоты,
отдаваемой потребителям. Это обусловливает неравномерность
загрузки агрегатов и приводит к созданию дополнительного
резерва по воде, который может быть использован при
увеличении нагрузки части агрегатов. С другой стороны,
значительные объемы пара в коллекторах и трубопроводах
снижают в динамике эффект падения уровня в барабанах котлов
при снижении частоты.
Эти выводы подтверждаются рядом экспериментов. Напри-
мер, измерение уровня в барабане котла на одной из ТЭЦ
(котел БКЗ-160-100ГМ, турбина ВПТ-25-4) при эксперименталь-
ном снижении частоты на 3% не выявило его отклонения (при
этом нагрузка станции составляла 70% номинальной, один
котел нес номинальную нагрузку, оперативный персонал в
режим работы не вмешивался). Вместе с тем в отдельных
случаях были зафиксированы и значения критической частоты,
близкие к 45 Гц, что, по-видимому, определялось оборудова-
42

нием собственных нужд конкретных станций, загрузкой агрега-
тов и т. д. В целом же можно сделать вывод, что влияние
снижения частоты на режим работы станций с поперечными
связями менее существенно, чем для блочных электростанций.
Хотя, как указывалось выше, режим работы тепловых
электростанций и значение вырабатываемой ею мощности при
аварийном снижении частоты в наибольшей степени определя-
ются производительностью питательных насосов, некоторое
влияние оказывает и реакция на снижение частоты других
механизмов собственных нужд. Снижение частоты приводит к
падению производительности циркуляционных насосов. Расход
циркуляционной (охлаждающей) воды обычно не регулируется и
при снижении частоты на 1 Гц уменьшается примерно на 3%.
Это приводит к изменению вакуума в конденсаторах турбин на
0,05—0,15% (в зависимости от температуры охлаждающей
воды), что при полной загрузке агрегата вызывает примерно
такое же уменьшение его мощности (а при неполной загрузке
агрегата такое же снижение его экономичности). На многих
электростанциях по ряду причин (занос газовоздушных трактов,
повышенные присосы воздуха в газоходы и т. д.) запасы
по производительности тягодутьевых механизмов (дымососов)
практически отсутствуют. В этих условиях падение их произ-
водительности при аварийном снижении частоты может при-
водить к снижению паропроизводительности котлов и мощнос-
ти агрегатов (до 2% на I Гц снижения частоты). Понижение
частоты отрицательно сказывается и на работе механизмов
пылеприготовления. Падение частоты вращения барабанов
мельниц, а также мельничных и дутьевых вентиляторов
приводит к уменьшению производительности мельниц (до
3—3,5% на 1 Гц снижения частоты), что в конечном итоге
также может вызывать снижение мощности агрегатов.
В ряде тяжелых аварий с глубоким снижением частоты
наблюдались самопроизвольные закрытия стопорных клапанов
на турбинах. Первопричиной такого срабатывания стопорных
клапанов являлось обусловленное снижением частоты падение
напора главного насоса системы регулирования турбины,
расположенного на валу турбины либо приводимого во
вращение асинхронным двигателем, хотя при правильной
настройке стопорных клапанов их самопроизвольное закрытие
должно происходить, как правило, при частотах около 40 Гц и
ниже [80].
Имели место случаи сброса нагрузки агрегатами при
аварийном снижении частоты из-за отключения ряда механиз-
мов собственных нужд защитами от снижения напряжения. Все
это говорит о том, что вопросу обеспечения надежной работы
всех собственных нужд электростанций, правильной настройке
их защит и автоматики должно быть уделено самое серьезное
43

внимание, а экспериментальные исследования по анализу
работы всего, комплекса механизмов собственных нужд при
аварийных отклонениях частоты в энергосистеме должны быть
продолжены.
Атомные электростанции. Падение производитель-
ности и напора главных^ циркуляционных насосов (ГЦН) АЭС
при снижении частоты приводит к снижению мощности
агрегатов и ухудшению теплофизического состояния в активной
зоне реактора. Вопросы количественной оценки влияния сниже-
ния частоты на протекание процессов в реакторе, работу
технологических защит ГЦН и систем защиты и управления
реактором, вопросы оценки допустимости режимов работы
реактора при различной глубине и длительности снижения
частоты изучены недостаточно и должны быть предметом
специальных исследований для различных типов реакторов.
Энергоблоки АЭС с турбинами 220 и 500 МВт работают с
питательными электронасосами. Уменьшение производитель-
ности и напора ПЭН при снижении частоты и отсутствии
резервов по производительности насосов приводит, как и на
ТЭС, к снижению мощности АЭС (до 2,5—3% на 1 Гц
снижения частоты). В реакторных установках АЭС имеются
многочисленные вспомогательные системы, основным компо-
нентом которых являются насосы (системы подпитки реактор-
ных установок, системы уплотняющей воды ГЦН, системы
технического водоснабжения и т. д.). Существенное падение
производительности и напора центральных насосов вспомога-
тельных систем при снижении частоты создает угрозу нару-
шения безопасности работы АЭС. Вопрос влияния снижения
частоты на работу вспомогательных систем АЭС также
исследован недостаточно и требует детальной дополнительной
проработки.
1.5. Статические характеристики турбоагрегата по частоте
Изменение частоты в энергосистеме при. возникновении
небаланса активной мощности определяется характеристиками
нагрузки и турбоагрегатов. Рассмотрим статические характерис-
тики по частоте турбоагрегата, считая, что производительность
механизмов собственных нужд при снижении частоты не
изменяется. Для активной паровой турбины зависимость меха-
нического момента на ее валу от угловой частоты вращения при
постоянном впуске энергоносителя (пара) может быть записана
в виде
МхВ(кА(дяо„-(й) = А-В(о, (1.57)
где ш,,ом—номинальная угловая частота вращения; А и В—по-
стоянные коэффициенты, определяемые конструктивными пара-
метрами турбины, расходом и параметрами пара."
44

При о) = 0 момент, развиваемый турбиной, равен
A = Ma,=o = kAMliOU = kABmHOM, (1.58)
где Мжои—момент вращения турбоагрегата при <оиом; кА =
= МШ = 0/Миои.
Используя (1.4), можно определить зависимость изменения
мощности, развиваемой турбиной, от частоты вращения:
Р=М<й=В(кл<йиоы-(й)(й=(А-Ва>)а. (1.59)
На рис. 1.18 показаны зависимости момента и мощности на
валу турбины от частоты вращения при постоянном впуске
энергоносителя, которые носят названия статических ха-
рактеристик нерегулируемой турбины. Как видно из
этих характеристик, момент линейно зависит от "частоты и
падает с ее уменьшением, а мощность агрегата, достигая при
номинальной частоте максимума, снижается при изменении
частоты вращения в обе стороны.
Выражения (1.57) и (1.59) и характеристики рис. 1.18 спра-
ведливы, если впуск энергоносителя в турбину остается постоян-
ным. В действительности все турбины снабжены АРЧВ,
которые при изменении частоты вращения агрегата, изменяя
положение регулирующих органов турбины (регулирующих
клапанов у тепловой турбины или направляющего аппарата у
гидротурбины), меняют впуск энергоносителя (пара или воды).
При повышении частоты вращения АРЧВ прикрывает
регулирующие органы турбины и уменьшает впуск энергоно-
сителя, а при снижении частоты открывает регулирующие
органы и увеличивает впуск энергоносителя. Статическая
характеристика турбоагрегата при наличии АРЧВ или стати-
ческая характеристика регулируемой турбины мо-
жет быть получена из семейства статических характеристик
1—б при постоянном впуске энергоносителя (рис. 1.19, а).
Каждая из этих характеристик соответствует одному из
положений регулирующих органов, причем начальному поло-
жению соответствуют частота со0 и мощность Р0 (характерис-
тика 2). Если при увеличении частоты вращения регулирующие
органы под действием АРЧВ прикроются и займут положение,
которому соответствует характеристика 3, то активная мощ-
ность турбин будет равна Р3 (зоной нечувствительности
системы регулирования турбины пренебрегаем). Аналогично
при увеличении частоты до to4, ©5, со6 мощность турбины после
действия АРЧВ составит соответственно Р4. ^5> ?ь-
При' снижении частоты до C0j и наличии на агрегате
вращающегося резерва мощности регулирующие органы тур-
бины откроются и, если новому их положению соответствует
характеристика /, мощность турбины будет равна Рх. Если
вращающийся резерв исчерпан (регулирующие органы турбины
45

Рис. 1.18. Статические характеристики активной
мощности паровой турбины по частоте (кл=2):
/-^характеристика вращающего момента, 2—характерис-
тика мощности, развиваемой турбиной
открыты полностью), то при дальней-
шем снижении частоты ниже о1 мощ-
ность турбины будет изменяться по
характеристике нерегулируемой турби-
ны 7 (ю'ь Р'х). Таким образом, характе-
ристикой регулируемой турбины будет
являться кривая gfabcde (рис. 1.19, я),
причем ее часть fabcde отражает работу
АРЧВ. Как видно из этой характерис-
тики, при изменении мощности агрегата
под действием АРЧВ- устанавливается
частота, отличная от первоначальной.
о ал о,8 1,2си/ш„0„, Наклон статической характеристики ре-
гулируемой турбины определяется ста-
М
мнои
отиед
\,Ь
1,2
0,д
0,4
\
\
1
1
\
\
/
/
[1
X
\
\
\\
\
-2
\
^
Ч
тизмом системы регулирования турбины
о-н =
ш0 &F
(1.60)
или обратной величиной—коэффициентов крутизны статичес-
кой характеристики турбины по частоте
£п = 1/стг1. (1.61)
Чем больше статизм системы регулирования, тем больше
будет изменение частоты вращения турбины при изменении ее
нагрузки (рис. 1.19,6). По нормам статизм системы регулиро-
Рис. 1.19. Изменение мощности регулируемой т>рбины при изменении частоты
вращения (а) и статические характеристики по частоте регулируемой турбины
при различных статизмах АРЧВ (а1>ст2>о-3) (б)
46

вания турбины при номинальных параметрах пара должен быть
(4,5 + 0,5)% (для турбин с противодавлением и турбин с
регулируемыми отборами пара 4,5—6,5%).
При возмущениях в энергосистеме переход с одной точки
статической характеристики на другую происходит динамичес-
ки. Возможен как апериодический, так и колебательный
характер переходного процесса, что определяется параметрами
системы регулирования турбины (зоной нечувствительности,
запаздыванием, постоянными времени отдельных ее элементов
и т. д.).
1.6. Управляемость агрегатов электростанций
при отклонениях частоты.
Мобилизация резервов мощности
Аварийная ситуация, возникающая в энергосистеме при
дефиците активной мощности и снижении частоты, должна в
первую очередь ликвидироваться путем мобилизации резервов
генерирующей мощности. Быстрая и полная мобилизация
резервов позволяет сократить длительность работы энергоси-
стемы с пониженной частотой, ускорить синхронизацию частей
энергосистемы, если произошло ее разделение, предотвратить
срабатывание АЧР или уменьшить объем и продолжительность
отключений потребителей устройствами АЧР.
Наиболее быстро может быть осуществлен ввод в работу
вращающихся резервов на тепловых электростанциях. Прие-
мистость паротурбинных агрегатов и быстрота действия систем
регулирования паровых турбин позволяют набирать дополни-
тельную нагрузку за доли секунды. Неполностью загруженные
паровые турбины согласно директивным материалам [54] не
должны работать с введенными ограничителями мощности, а
персонал должен иметь четкие указания о порядке операций
по обеспечению соответствующего увеличения паропроизводи-
тельности котлов в аварийных ситуациях. Не должна допус-
каться также и работа на ограничителях агрегатов ГЭС.
Инерционность регулирования гидротурбин примерно на поря-
док больше, чем паровых турбин, поэтому на многих ГЭС
применяются специальные устройства ускорения набора нагруз-
ки при понижении частоты. Этого можно достичь путем
исключения изодромного элемента АРЧВ на длительное время
при работе гидроагрегата синхронно с сетью или путем
временного исключения этого элемента при снижении частоты.
На электростанциях, снабженных системами автоматическо-
го управления мощностью, при глубоком снижении частоты
должна быть исключена возможность компенсации действия
АРЧВ агрегатов и обеспечиваться возможно более полная и
быстрая мобилизация имеющихся резервов мощности. Для этой
47

цели предусматривается введение на вход системы сигнала по
отклонению частоты (от корректора частоты), причем коэф-
фициент усиления по этому каналу управления выбирается
обычно равным величине, обратной статизму АРЧВ данного
агрегата. Эксплуатация таких систем без частотных корректо-
ров запрещена [54].
Важным средством мобилизации резервов мощности явля-
ются устройства автоматического пуска при снижении частоты
остановленных гидроагрегатов и устройства перевода в генера-
торный режим гидроагрегатов, работающих в режиме синхрон-
ных компенсаторов^ (СК). Ввод резервной мощности в зависи-
мости от типа агрегатов достигается за 10—30 с при переводе
из режима СК и за 50—90 с при пуске из неподвижного
состояния с последующим набором нагрузки. Уставка по
частоте автоматики пуска резервных агрегатов гидростанций и
перевода агрегатов из режима СК в активный принимается в
интервале 48,8—49,7 Гц.
В настоящее время значительная часть мощности в энерго-
системах вырабатывается на блочных ТЭС агрегатами 150—
800 МВт, причем доля энергоблоков с каждым годом возраста-
ет. В связи с этим для обеспечения надежной работы
энергосистем особую важность приобретают вопросы мобили-
зации вращающихся резервов на блочных агрегатах при
снижении частоты в энергосистеме. Необходимо также участие
блочных агрегатов в первичном регулировании частоты и при
возмущениях в энергосистемах, сопровождающихся повышени-
ем частоты. Другими словами, в современных условиях
особенно остро встает проблема обеспечения управляемости
агрегатов блочных электростанций с точки зрения первичного
регулирования частоты.
В период освоения энергоблоков 300 МВт регулировочные
(маневренные) возможности оборудования сверхкритического
давления использовались недостаточно, что обосновывалось
назначением этих блоков для работы в базовых режимах,
принципиальной новизной конструкций таких блоков и неизу-
ченностью их режимов. Широкое распространение получили
РДС, приспосабливающие режим энергоблока не к нуждам
энергосистемы, а к состоянию и режиму котлоагрегатов.
К концу 60-х годов положение существенно изменилось.
С одной стороны, повысилось качество изготовления котлоагре-
гатов, с другой стороны, в связи с резким увеличением доли
энергоблоков необходимость их использования в переменном
режиме стала очевидной. Вместе с тем опыт эксплуатации
показывал, что значительная часть агрегатов тепловых электро-
станций практически не участвует в первичном регулировании
частоты. Так, при ряде аварийных возмущений со снижением
частоты сначала за счет мобилизации вращающихся резервов
48

наблюдалось ее повышение на величину, определяемую пример-
но статизмом АРЧВ агрегатов, после чего происходило
повторное медленное, в течение нескольких минут, снижение
частоты, несмотря на наличие резервов на блочных ТЭС. Это
явление было исследовано НИИПТ и ОДУ Северо-Запада [5].
Эксперименты показали, что при возникновении в энергосисте-
ме небалансов активной мощности изменение мощности блоков
и, как следствие, частоты в значительной степени определяется
видом регулирования паропроизводителъности котлов; анало-
гичные результаты были позже получены и при специальных
испытаниях в ОЭС Урала, Казахстана, Юга [14, 73] и в ряде
других натурных экспериментов.
Статические характеристики мощности агрега-
тов по частоте с учетом реакции тепловой части
(котла, турбины и их систем регулирования) отли-
чаются от аналогичных характеристик только с учетом действия
автоматического регулятора частоты вращения. Для таких
характеристик можно также ввести понятия статизма сг2 или
крутизны кг2, которые рассчитываются по выражениям, анало-
гичным (1.60), (1.61), где АР—-изменение мощности агрегата
при изменении частоты на Дю с учетом реакции котла, турбины
и их систем регулирования.
Процесс изменения мощности агрегата с учетом реакции его
тепловой части при изменении частоты носит сложный характер
и состоит из нескольких стадий. На рис. 1.20 приведена
типичная экспериментальная кривая изменения мощности не-
полностью загруженного регулируемого энергоблока при быст-
ром (типа аварийного) снижении частоты [63]. Она представ-
ляет сумму двух процессов: изменения мощности за счет
аккумулированной теплоты (кривая /) и изменения мощности,
связанного с регулированием котла, т. е. с изменением подачи
топлива (кривая 2). Результирующая кривая 3 состоит из
ЛР,<
0,8
о,е
0,2
О 50 100 150 *,с Z00
Рис. 1.20. Изменение мощности энергоблока при снижении частоты (экспери-
ментальные кривые)
49
4-2860

четырех характерных участков. На первом участке (аб) в
результате быстрого открытия регулирующих клапанов турби-
ны под действием АРЧВ мощность изменяется практически"
ступенчато (за время в пределах 1 с) при одновременном
быстром изменении (снижении) давления. Рост мощности
определяется увеличением открытия клапанов части высокого
давления (ЧВД) турбины и ограничивается снижением давления
перед турбиной. На втором участке (бв) мощность изменяется
примерно по экспоненте с постоянной времени промперегрева
Т„ п-, а давление перед турбиной снижается незначительно.
Протекание процесса на третьем и четвертом участках (вг и
гд) полностью определяется динамическими свойствами котла и
его систем регулирования. На участке вг давление и соответст-
венно мощность остаются неизменными или несколько сни-
жаются. Продолжительность процесса на этом участке опреде-
ляется в основном топочной частью котла. На участке гд идет
процесс восстановления давления и рост мощности до уста-
новившегося значения. Этот процесс близок к экспоненте с
постоянной времени котла (пароводяной части), составляющей
для различных современных котлов Тх« 80 -н200 с. При отсутст-
вии регулирования производительности котла весь процесс
изменения мощности энергоблока характеризуется кривой /. В
этом случае снижение мощности после ее первоначального
подъема за счет аккумулирующей способности котла происхо-
дит с той же постоянной времени котла.
Ряд блочных агрегатов "ГЭС эксплуатируется без автома-
тического регулирования паропроизводительности котлов при
изменении нагрузки турбин или на постоянство расхода
топлива. Мощность такого блока в установившемся режиме
0 20 40 60 80 100 120 140 1Б0 180 200 220 240 260 280t,o
Рис. 1.21. Изменение мощности энергоблока во времени при снижении частоты
(исходная нагрузка 80%, резерв мощности 20%, расчет на ЭВМ):
/—без учета котла (с учетом только действия АРЧВ при постоянстве давления пара перед
турбиной), 2—в о!сутствие регулирования котла при изменении загрузки агрегата или при
регулировании на постоянство расхода топлива, агрегат с прямоточным котлом, 3—то же,
агрегат с барабанным котлом, 4—агрегат с прямоточным котлом к РДС; 5—агрегат,
работающий на скользящих параметрах при всех полностью открытых регулирующих
клапанах турбины; 6- то же при части (60%) полностью открытых регулирующих
клапанах турбины, "> —агрегат с прямоточным котлом и главным регулятором котла
50

Рис. 1.22. Статические характеристи-
ки по частоте энергоблоков 300 МВт
(испытания в ОЭС Урала, 1971 г.
/ — энергоблок с РДС; 2—энергоблок, ра-
ботавший ва скользящих параметрах при
всех полностью открытых регулирующих
хлашяах турбины; 3—звергоблок С авто-
матическим регулированием паропроизво-
дигельности котла в соответствии с мощ-
ностью турбины
близка к первоначальной, которую вырабатывал агрегат до
возмущения (кривая 1 на рис. 1.20, кривые 2 и J на рис. 1.21),
т. е. коэффициент крутизны статической характеристики по
частоте агрегата с учетом реакции котла в этом случае &г2«0.
При этом процесс снижения мощности у блока с прямоточным
котлом идет быстрее (Г^ 100-И 20 с), чем у блока с барабан-
ным котлом (7'1fe200 с).
На энергоблоках с прямоточными котлами, турбины кото-
рых оснащены РДС, паропроизводительность котла не зависит
от нагрузки агрегата (турбины), а давление пара перед
турбиной поддерживается путем воздействия РДС на регули-
рующие клапаны турбины. При снижении частоты, когда за
счет действия АРЧВ агрегат набирает мощность, давление
перед турбиной падает и РДС, прикрывая регулирующие
клапаны турбины для восстановления давления, вновь снижает
мощность блока до первоначальной (рис. 1.21, кривая 4). Таким
образом, РДС блокирует действие АРЧВ турбин. У такого
агрегата также &г2=0 (рис. 1.22).
Ряд блоков эксплуатируется на так называемых скользящих
параметрах пара при всех полностью открытых регулирующих
клапанах турбины. Их мощность в нормальных режимах
изменяется не путем изменения открытия регулирующих кла-
панов, а за счет изменения параметров пара. При всех
полностью открытых^ регулирующих клапанах такие блоки
вообще.не реагируют на снижение частоты (рис. 1.21, пря-
мая 5), они также имеют коэффициент крутизны статической
характеристики кт2=0 (рис. 1.22).
Таким образом, блоки, у которых паропроизводительность
котла не зависит от нагрузки турбины или регулируется на
постоянство расхода топлива, а также блоки с РДС и
работающие на скользящих параметрах пара при всех пол-
ностью открытых регулирующих клапанах турбин не прини-
мают участие в мобилизации резервов мощности в энергосисте-
ме. Резерв мощности на них практически «заперт». У тех же
51
г\,,МВт
Trtfl
280
260
<*-*-№<■
ш по
\
- 2
i
кгг=0 1
vL-*r*=o
о \
\^кгг= 19,8
□\
j А
1,1,
Щ6 50,0 50,4- f, Гц

блоков, за исключением блоков, работающих на скользящих
параметрах, мощность в установившемся режиме остается
неизменной и прц повышении частоты (рис. 1.22). Таким
образом, указанные выше блоки практически не участвуют в
первичном регулировании частоты.
Такая реакция блоков в аварийных ситуациях может
приводить к тяжелым последствиям. Проиллюстрируем это
двумя случаями, имевшими место в эксплуатации.
В первом случае три энергосистемы отделились от ОЭС с небольшим
дефицитом мощности, в результате чего частота в них первоначально снизилась
до 49,3 Гц. На электростанциях отделившихся энергосистем имелся достаточ-
ный резерв мощности, сосредоточенный в основном на двух ГРЭС, причем
четыре блока 150 МВт и блок 300 МВт (все с прямоточными котлами) этих
ГРЭС работали с РДС. Вначале блоки в результате действия АРЧВ набрали
нагрузку, в результате этого давление перед турбинами упало, а затем РДС
восстановили давление пара, разгрузив блоки до нагрузки ниже первоначальной
(рис. 1.23). В результате этого частота снизилась до 47,8 Гц и действием АЧР
были отключены потребители суммарной мощностью 270 МВт, хотя фактичес-
ки имевшийся в отделившихся энергосистемах вращающийся резерв примерно
вдвое превышал это значение.
Во втором случае произошло отделение одной из ОЭС с избытком
мощности и повышением частоты в ней до 50,8 Гц. В результате действия
АРЧВ агрегатов через несколько секунд все станции ОЭС, в том числе и
крупная ГРЭС (семь блоков по 300 МВт), снизили свою нагрузку. Однако через
Рис. 1.23. Изменение частоты в отделившейся части ОЭС:
а—частота; б—давление перед турбиной; в — мощность энергоблока 150 МВт; РДС
включен
52

2—3 мин агрегаты ГРЭС, на которых были установлены РДС, в результате
действия этих регуляторов восстановили первоначальную нагрузку, что в
условиях разгрузки всех остальных станций ОЭС привело к существенному
увеличению перетоков по внутрисистемным связям, нарушению их устойчивости
и тяжелому развитию аварии.
Автоматическая мобилизация резервов мощности энерго-
блоков крупных ТЭС с высокими и сверхвысокими парамет-
рами пара может быть решена с помощью так называемых
главных регуляторов котлов (регуляторов давления пара перед
турбиной, воздействующих на котел) или других аналогичных
систем автоматического регулирования котла, воздействующих
при изменении режимных параметров (давления, частоты и др.)
на изменение паропроизводительности котлов и приводящих ее
в соответствие с положением регулирующих клапанов турбины.
Такие регуляторы обеспечивают набор котлами необходимой
нагрузки при аварийном дефиците мощности в энергосистеме
(см. рис. 1.20—1.22) и разгрузку котлов при повышении
частоты (см. рис. 1.22). При наличии таких регуляторов
установившееся значение мощности будет соответствовать
новому положению регулирующих клапанов турбины или даже
несколько превышать его. Таким образом, для таких агрегатов
кт2&кг1 (рис. 1.22). При этом процесс изменения мощности
блока с барабанными котлами при автоматическом регули-
ровании по давлению в барабане значительно более инерцио-
нен, чем в блоках с прямоточными котлами.
Проведенные Союзтехэнерго и ВНИИЭ испытания на
Костромской и Конаковской ГРЭС выявили большие воз-
можности восприятия набросов нагрузки до 30% номинальной
мощности энергоблоками с прямоточными котлами сверх-
крйтического давления (рис. 1.24). При испытаниях не выя-
вилось недопустимого отклонения параметров. Результаты,
полученные на Костромской и Конаковской ГРЭС (котлы
ТГМП-114 и ПК-41), подтверждаются также испытаниями,
проведенными Свердловэнерго на Рефтинской ГРЭС (котлы
ПК-39) и Среднеуральской ГРЭС (котлы ТГМП-114). -
Описанные испытания, а также исследования работы блоков
300 МВт на скользящем давлении выявили значительно боль-
шую, чем предполагалось, надежность большинства типов
котлоагрегатов по гидродинамике. В соответствии с проектами
на всех блоках с прямоточными котлами, исходя из возмож-
ности нарушения гидродинамики, устанавливалась мгновенно
действующая защита от снижения давления в некоторой точке
парового тракта котла, действующая на отключение блока (для
блоков 300 МВт—эта защита по давлению перед встроенной
задвижкой с уставкой 22 МПа). Такая защита существенно
ограничивает возможности восприятия блоками набросов на-
грузки. Проведенные исследования выявили возможность пол-
53

(г
%S—
^■м —
=*-i
41_£=^
t^
^><
^
K-
>
s^
^v
"
4^,
■n-*"""*
^л
2
A-—
assjs
1И
80
60
*0
20
0 JO
P,MBt
300
280
Z6fl
2*0
гго
60 SO
120
zoo
780
-
<s
^
^
rJ
г
3
т
^—
150 190
a)
210 2*0 tfi
5)
О 1
tnUN
Рис. I 24. Экспериментальные характеристики набора мощности энергоблоками
300 МВт:
а—набросы мощности на энергоблок при ступенчатом воздействии на турбину через
электропрнстзвку (блок 300 МВт Костромской ГРЭС, котел ТГМП-114, турбина К-300-240
ЛМЗ, данные Союзтеюнерго) / — наброс 20% номинальной мощности (38% исходной
нагрузки), главный регулггор котла отключен; 2—наброс 32% номинальное мощности
(65% исходной нагрузки), главный регулятор котла отключен, ручное ступенчатое
изменение положения задатчика нагрузки котла при номинальном давлении одновременно
с набросом мощности, 3—то же, но при ручном ступенчатом изменении положения
задатчика нагрузки котла при сниженном давлении и полностью открытых четырех
клапанах турбины; 4—наброс 36% номинальной мощности (73% исходной нагрузки),
главный регулятор котла включен, б—процессы изменения мощности энергоблока при
воздействии через электроприставку и электродвигатель механизма управления турбиной
(блок 300 МВт Конаковской ГРЭС, котел ПК-41, турбина К-ЗО0-24О ЛМЗ, данные
Союзтехэнерго и ВНИИЭ): I — наброс электрической мощности 60 МВт с воздействием на
котел (исходная нагрузка 242 МВт); 2—наброс электрической мощности 63 МВт с
воздействием на котел (исходная нагрузка 220 МВт); 3—наброс электрической мощности
60 МВт в режиме скользящего давления (полностью открыты клапаны турбины 1—4) с
воздействием на котел (исходная нагрузка 185 МВт), 4—наброс электрической мощности
60 МВт (по открытию клапанов турбины) без воздействия на котел (исходная нагрузка
215 МВт)
ного исключения этой защиты на блоках с котлами ТТМП-114,
П-50 и частично ПК-41, снижения уставки до 12 МПа на блоках
с котлами ТГМП-314 и ТПП-210А и до 16 МПа с котлами
П-39, ПК-39, а также введения в указанную защиту на всех
блоках выдержки времени 1,5—2 мин.
В настоящее время с целью повышения управляемости
агрегатов при аварийном понижении и повышении частоты
директивные материалы [54] предписывают в качестве первого
этапа для обеспечения нормальной работы системы первичного
54

регулирования частоты вращения турбин выводить из работы
РДС (разрешается их включение только в «стерегущем»
режиме—с зоной нечувствительности по давлению для вы-
полнения защитных функций при резких изменениях давления
пара перед турбиной).
В качестве второго этапа предписывается вводить на
электростанциях главные регуляторы или другие более совер-
шенные устройства авторегулирования, обеспечивающие работу
котлов в регулировочном режиме. Когда включение главного
регулятора или другого устройства аналогичного назначения
оказывается по каким-либо причинам невозможным и для
регулирования давления пара перед турбиной в нормальных
режимах в исключительных случаях (неустойчивые топочные
режимы и т. д.) допускается использовать РДС, [54] предпи-
сывает выполнять противоаварийное устройство, отключающее
этот регулятор при аварийном снижении частоты и переводящее
котел на повышенную фиксированную нагрузку в пределах
номинальной: РфИ11с = ^,исх + 0,ЗРном. Аналогично вывод РДС из
работы производится и при повышении частоты для обеспе-
чения возможности разгрузки блока действием АРЧВ. При
работе блоков на скользящем давлении [54] предписывает
полностью открывать только часть регулирующих клапанов
ЧВД турбины, сохраняя в динамике возможность частичного
приема дополнительной нагрузки под воздействием регуляторов
частоты вращения при снижении частоты (см. рис. 1.23, кривая
б). Противоаварийное устройство, переводящее котел при
снижении частоты на повышенную нагрузку, должно выпол-
няться и при работе блоков на скользящем давлении.
Опыт эксплуатации, анализ состояния систем регулирования
ряда электростанций показали, что работы по включению
главных регуляторов котлов или аналогичных им систем
регулирования реализуются медленно, до настоящего времени
значительная часть агрегатов ТЭС не участвует в первичном
регулировании частоты. Существенным препятствием для
включения главных регуляторов являются недостатки в
эксплуатационном состоянии основного и вспомогательного
оборудования, технологической автоматики, и главным обра-
зом газовоздушных трактов и систем регулирования воздуха,
систем подачи топлива и регуляторов топлива.
Система управления энергоблоком с главным регулятором
давления на котле и первичным АРЧВ на турбине не решает
всего комплекса вопросов управления. Кроме того, проектные
схемы главных регуляторов не предусматривают автомати-
ческого ввода ограничений по котлу или турбине, что особенно
важно при работе энергоблока в регулировочном режиме.
В последние годы развернулись работы по внедрению систем
автоматического управления мощностью энергоблоков. Приня-
55

ты типовые варианты систем автоматического регулирования
частоты и мощности (АРЧМ) блочных ТЭС с прямоточными и
барабанными котлами, разработаны нормативные материалы
по проектированию таких систем и их внедрению на дейст-
вующих и вновь вводимых ТЭС. На раде электростанций
системы АРЧМ включены в работу. Эти системы в большом
комплексе решаемых задач (плановое изменение мощности
блоков, внеплановое изменение мощности ТЭС под действием
системных регуляторов и ограничителей, обеспечение воз-
действий противоаварийной автоматики и т. д.) осуществляют и
изменение мощности энергоблоков по заданной статической
характеристике частота-мощность при отклонении частоты от
заданных пределов.
Крутизна статических характеристик по частоте ТЭЦ с
турбинами с промышленными и теплофикационными отборами
пара (типов ПТ и Т) существенно зависит от загрузки отборов
пара. При изменении частоты в системе АРЧВ турбины и
регулятор давления отборов, управляющие регулирующими
клапанами ЧВД и ЧНД, действуют встречно, и значения кт1
таких агрегатов могут быть различными. У турбин с проти-
водавлением (типа Р), которые, как правило, работают по
тепловому графику, крутизна статических характеристик по
частоте равна нулю (кг2 = 0).
Изменение мощности конденсационных агрегатов с турби-
нами 25—100 МВт при изменении частоты определяется глав-
ным образом параметрами АРЧВ. В последние годы часть
таких агрегатов низкого и среднего давления переводится на
«ухудшенный вакуум», что делает их статические характе-
ристики по частоте близкими к характеристикам теплофика-
ционных машин.
Перспективным способом мобилизации резервов мощности
на тепловых электростанциях в аварийных условиях является
временное отключение регенеративных отборов пара. Для этой
цели могут быть использованы обратные клапаны регенера-
тивных отборов. Эксперименты на ряде агрегатов показали
принципиальную возможность быстрого (за 1—3 с) увеличения
их мощности на 10—12%. Работы в этом направлении ведутся
ЦКТИ, Союзтехэнерго и рядом других организаций.
Проведенные исследования, опыт внедрения и эксплуатации
систем регулирования мощности на АЭС показывают, что
энергоблоки АЭС обладают достаточно высокими маневрен-
ными характеристиками (рис. 1.25), обусловленными высокими
скоростными качествами системы регулирования ядерного
реактора, малым запаздыванием процессов нейтронной кине-
тики и теплообмена, определяющих изменение мощности
энергоблока [7,32.81—83]. Кроме того, блоки АЭС имеют
лучшие динамические, свойства, чем блоки ТЭС, за счет их
56

dP,/i,%
^"*^
?=^^->^
4^/^
'»-' >
"г"
7
о ш як? дао т,с
Рис. 1.25. Динамические характеристики энергоблоков АЭС при ступенчатом (с
максимальной скоростью) изменении положения регулирующих клапанов
турбины [7 ]:
расчет на математической модели; эксперимент. 1 — 4—изменение мощности
энергоблока АР; S—перемещение клапанов ЧВД турбины Ц! /—энергоблок с реактором
ВВЭР-440, 2, 3—энергоблоки с реакторами соответственно РБМК-1000 и ВВЭР-1000 и тур-
биной K-1000-60-1S00; 4—энергоблок с реактором ВВЭР-1000 и турбиной К-1000-60-3000
положительного саморегулирования при изменении темпера-
туры на входе и выходе реактора. Динамические характерис-
тики агрегатов АЭС, более благоприятные, чем у блоков ТЭС
[7,82], удовлетворительное качество переходных процессов при
регулировании основных внутриблочных параметров дают
возможность привлекать эти агрегаты для управления как
нормальными, так и аварийными режимами энергосистем.
Разработано большое число различных систем регулиро-
вания энергоблоков АЭС, отличающихся принципами постро-
ения, регулируемыми параметрами, объектами регулирования
[81]. С точки зрения управляемости агрегатов АЭС их можно
свести к двум группам—обеспечивающим работу энергоблоков
в регулировочном режиме (их участие в первичном регулиро-
вании частоты) и в базисном режиме (когда мощность блока не
зависит от частоты). В первом случае при изменении режимных
параметров (как правило, давления перед турбиной) мощность
реактора с помощью автоматического регулятора изменяется и
приводится в соответствие с положением регулирующих кла-
панов турбины, определяемым действием АРЧВ. Во втором
случае мощность реактора неизменна (в установившемся ре-
жиме не зависит от отклонений частоты), она стабилизируется
на заданном уровне с помощью автоматического регулятора
нейтронной мощности реактора, а режимные параметры (как
правило, давление пара перед турбиной) поддерживаются с
помощью регуляторов, воздействующих на регулирующие
клапаны турбины (как правило, с помощью РДС).
В настоящее время агрегаты АЭС эксплуатируются в
базовом режиме (с постоянной нагрузкой), на энергоблоках
57

Рис. 1.27. Изменение частоты в систе-
ме с регулируемой турбиной:
/—2—3—статическая характеристика регу-
лируемой турбины PT — tf{f); Г—2'—3—
та же характеристика при наличия автома-
тического регулятора частоты энергосисте-
мы; 4—4, 5—5, 6—6, 7—7—статические
характеристики нагрузки P,=<p(f)
включены в работу регуляторы «до себя» (коэффициент
крутизны статических характеристик мощности агрегатов АЭС
по частоте £г2~0).
Такой режим работы АЭС, исключающий участие этих
агрегатов в первичном регулировании частоты как в нормаль-
ных, так и в аварийных режимах, обусловлен в настоящее время
повышенными требованиями радиационной безопасности и
рядом других причин. Вместе с тем в условиях быстрого роста
мощности АЭС и увеличения единичной мощности агрегатов
этих станций до 1000—1500 МВт их неуправляемость в
аварийных режимах может в будущем существенно осложнить
проблему предотвращения и ликвидации тяжелых системных
аварий. По-видимому, в ближайшей перспективе при опреде-
ленных, достаточно глубоких (и потому редких) отклонениях
частоты агрегаты АЭС должны будут привлекаться к аварий-
ному регулированию, при этом безусловно определяющими
по-прежнему должны оставаться требования безопасности.
1.7. Статические характеристики энергосистемы
по частоте
Рассмотрим энергосистему, состоящую из одного агрегата и
нагрузки (потерями в сети пренебрежем). Если турбина не имеет
АРЧВ, то установившиеся значения частоты в энергосистеме
определяются точками пересечения статических характеристик
активной мощности (рис. 1.26), построенных для нагрузки и
58
Рис. 1.26. Изменение частоты в систе-
ме с нерегулируемой турбиной-
2—2—статическая характеристика нерегу-
лируемой турбины Pr = y{f); 3—3, 4—4—
статические характеристики нагрузки

турбины при постоянном впуске энергоносителя (пара или
воды). Одной характеристике нагрузки соответствует точка
установившегося режима 0 (частота f0, мощность Р0), дру-
гой—точка J (частота fv, мощность Pt).
Если на турбине установлен АРЧВ, изменяющий положение
регулирующих органов и соответственно впуск энергоносителя
при изменении частоты, то установившемуся режиму будут
соответствовать точки пересечения (а, Ь, 0, с) статических
характеристик нагрузки со статическбй характеристикой регу-
лируемой турбины Рт~ц>{/) (рис. 1.27).
Как было показано в § 1.4, последняя имеет два участка:
участок /—2, соответствующий режимам, в которых АРЧВ
изменяет положение регулирующих органов, и участок 2—3,
соответствующий полному открытию регулирующих органов,
когда АРЧВ уже не может увеличить мощность турбины.
Пусть нагрузка такова, что ей соответствует характеристика
б—б, тогда установившемуся режиму соответствует точка О
(частота /0, мощность- Р0). При небалансах мощности переход
из точки 0 в точку нового установившегося режима начнется
после того, как отклонение частоты превзойдет зону нечувст-
вительности АРЧВ (0,05—0,3%) и продолжается от долей
секунды (турбоагрегаты) до нескольких секунд (гидроагрегаты).
После окончания действия АРЧВ частота стабилизируется на
определенном уровне, соответствующем точке с пересечения
статических характеристик нагрузки и турбины.
Если в энергосистеме с помощью систем АРЧМ осущест-
вляется вторичное регулирование частоты, целью которого
является поддержание постоянного (номинального) значения
частоты, либо в режим работы агрегатов вмешивается пер-
сонал, выполняющий вручную ту же задачу, то характеристика
агрегата Pr = q>(f) смещается из положения 1—2 в положение
Г—2' (рис. 1.27). Статическая характеристика энергосистемы в
пределах регулировочного диапазона агрегатов при нали-
чии систем АРЧМ имеет вид вертикальной прямой, проходя-
щей через точку /0 на оси абсцисс. Системы АРЧМ дейст-
вуют значительно медленнее АРЧВ агрегата, и если пере-
ход из точки 0 (рис. 1.27) в точку с происходит за несколько
секунд, то переход из точки с в точку d занимает несколько
минут.
Рассмотренные выше характеристики для единичных агре-
гатов и нагрузки могут быть отнесены ко всей системе в целом,
при этом характеристика Pn=<p{f) представляет собой стати-
ческую характеристику по частоте суммарной нагрузки энерго-
системы, а характеристика Рг = <р(/)—аналогичную характе-
ристику суммарной мощности генераторов.
Пусть установившемуся режиму соответствует точка 0 и
происходит наброс нагрузки АР (новой нагрузке соответствует
59

характеристика 5—5). Тогда новому установившемуся режиму
будет соответствовать точка Ъ (частота /15 мощность Pj).
Изменение частоты в энергосистеме в результате этого
наброса составит А/=/0—Л> ПРИ этом мощность турбины
изменится на ДРГ, а нагрузки (после наброса) — на АРИ. Заменяя
приближенно характеристику Рг = ф(/) на участке 1—2 прямой
и линеаризуя характеристику нагрузки Рн = <р(/) в точке
установившегося режима, можно записать следующие соотно-
шения:
К=^, (1.62)
где кт =—|г 'г'1*"'—крутизна характеристики суммарной
*г,аоы
мощности агрегатов системы; аг=—-= результирующий
статизм АРЧВ агрегатов; ЛРГ—суммарное изменение мощ-
ности всех агрегатов энергосистемы под действием АРЧВ при
изменении частоты на А/; АРН—суммарное изменение мощ-
ности нагрузки энергосистемы при изменении частоты на А/;
Рн0—суммарная нагрузка энергосистемы при номинальной
частоте; Ргяом—суммарная номинальная мощность всех агре-
гатов системы. Отсюда
/о
/о
Введем коэффициент резерва р, равный отношению сум-
марной номинальной мощности всех работающих агрегатов к
мощности нагрузки:
р = %=. (1.66)
■«■о
Как видно из рис. 1.28,
АР=АРВ+АРГ
и с учетом (1.64) и (1.65)
АР=^{Р«оки+Pr.no» К) = Щ^{ркг+кя). (1.67)
7о /о
- С другой стороны,
60

(1.68)
где fee—результирующий коэффициент крутизны статической
характеристики энергосистемы по частоте, отсюда
ке = ркг+кя (1.69)
или результирующий статизм энергосистемы
_ 1 _ 1
(1.70)
Крутизна статической характеристики энергосистемы опре-
деляет установившееся отклонение частоты при возникновении
небаланса активной мощности и является одним из наиболее
важных параметров при анализе вопросов противоаварийной
автоматики и, в частности, АЧР. Чем больше значение ке, тем
стабильнее поддерживается частота в энергосистеме.
Коэффициент крутизны кс зависит от значения резерва
мощности, значения и знака небаланса мощности [72]. Чем
больше резерв мощности, тем выше значение ке. Как следствие
влияния значения резерва мощности кс может изменяться в
течение суток, недели, а также в зависимости от времени г^ода.
Как правило, значение резерва и кс возрастают в часы провала
нагрузки и в летний период. При росте частоты кс выше, чем
при ее снижении. Это объясняется тем, что под действием
АРЧВ при повышении частоты разгружаются все агрегаты, а
при снижении частоты загружаются только те, на которых
имеется резерв мощности. Различие в £с при повышении и
понижении частоты тем больше, чем больше отклонение
частоты и меньше резерв мощности.
Процесс изменения частоты при возникновении в энерго-
системе небаланса активной мощности имеет сложный характер
(рис. 1.28). После быстрого снижения (при дефиците мощности)
49,8
49,7
49,6
7
i
г ;
i
-
г
3
ч
5
В
7 <-,мин
.^
i
49,4
Рис. 1.28. Переходный процесс изменения частоты при сбросе генерируемой
мощности 1320 МВт в ОЭС Юга
61

или повышения частоты (при избытке мощности) через не-
сколько секунд, когда полностью отработали АРЧВ агрегатов,
но еще не проявилась реакция на возникшее возмущение
тепловой части электростанций (котлоагрегатов и их систем
регулирования), наступает некоторый установившийся режим с
отклонением частоты Д/j. Этому режиму, который можно
условно назвать установившимся режимом после
действия АРЧВ агрегатов, соответствует коэффициент
крутизны статической характеристики энергосистемы по частоте
ке1.
В дальнейшем наблюдается медленное (в течение нескольких
минут) изменение частоты в ту же сторону, что и первона-
чальное. Установившееся отклонение частоты при этом равно
Д/2. Такое протекание процесса и значение Д/2 определяются в
основном рассмотренной в § 1.6 реакцией на изменение частоты
тепловых электростанций (котлоагрегатов и их систем регу-
лирования), которая зависит от ряда факторов (наличия
вращающихся резервов мощности, доли агрегатов, у которых
режим работы котла не зависит от нагрузки генераторов, доли
агрегатов, работающих на скользящих параметрах пара,
и т. д.). Установившемуся режиму с отклонением частоты Д/2,
который условно может быть назван установившимся
режимом после реакции ТЭС, соответствует коэффи-
циент крутизны статической характеристики энергосистемы по
частоте кс2.
При нормативных значениях статизма АРЧВ турбин
ог1 = 0,04-^0,05 коэффициент крутизны агрегатов кг1 =20—25
значительно больше ки = 2 —2,5. Поэтому при повышении
частоты и действии АРЧВ коэффициент крутизны энергосисте-
мы в основном определяется крутизной характеристик агрега-
тов (£с1«£г1»20 —25). При снижении частоты и отсутствии
резервов ks полностью определяется характеристиками нагрузки
(кг1к0, kelv2 — 2,5). При наличии на части агрегатов резерва
мощности и действии АРЧВ в среднем кс1&7~12.
Двухступенчатый характер процесса изменения частоты в
энергосистеме при возникновении небаланса активной мощ-
ности (рис. 1.28), обусловленный действием АРЧВ агрегатов на
первом этапе и реакций тепловых электростанций на втором,
начал отчетливо проявляться и был зафиксирован в энерго-
объединениях страны в начале 60-х годов [5]. К этому времени
крупные энергоблоки котел—турбина критического и сверх-
критического давления составляли уже значительную часть
мощности энергосистем. По мере увеличения доли крупных
энергоблоков эффект влияния их реакции на изменение частоты
стал проявляться все в большей степени. Это привело к
снижению значения результирующего коэффициента крутизны
энергосистемы кс2 по сравнению с ке1.
62

Значение кс2 зависит от состава агрегатов в энергосистеме,
т. е. соотношения мощности ТЭС. "\ЭС и ГЭС. Чем больше
мощность агрегатов ГЭС в энергоспчеме, тем ближе значение
кс2 к кс1. В энергосистеме, состоящей только из ГЭС, вторая
стадия переходного процесса изменения частоты практически
отсутствует (к^хк^).
При большей доле ТЭС существенное влияние на значение
ке2 оказывают тип агрегатов ТЭС (КЭС, ТЭЦ) и вид
регулирования котлов. Чем больше в энергосистеме агрегатов
ТЭС и АЭС, у которых kt2xQ (агрегаты с РДС, агрегаты,
регулируемые на постоянство нагрузки котла, агрегаты, рабо-
тающие на скользящих параметрах пара при всех полностью
открытых регулирующих клапанах турбин, агрегаты ТЭЦ с
противодавлением и т. д.), тем ниже значение кс2 для энерго-
системы в целом. Эти выводы были подтверждены рядом
системных испытаний, проведенных в 70-е годы в различных
ОЭС [14, 73], а также анализом ряда аварийных возмущений.
Так, по данным экспериментов в ОЭС Урала значения ке2 при
повышении частоты составили 8—12,2, при понижении частоты
3,5—7, в ОЭС Юга кс2 для отдельных энергосистем находились
в пределах 1,4—11,2, а по энергообъединению в целом—в
пределах 3,8—4,85. В энергосистемах ОЭС Казахстана значения
кс1 при повышении частоты составляли 1,5—13,5, при пони-
жении частоты 1,4—7,3, в энергообъединении в целом—соот-
ветственно 8,6 и 5,2. Как видно из приведенных выше данных,
значения кс2 во многих случаях оказываются существенно ниже
значений Kv-Вследствие того что значительная часть блочных
агрегатов ТЭС, а также агрегаты АЭС практически не
участвуют в первичном регулировании частоты, значения кс2
приближаются к регулирующему эффекту нагрузки. В резуль-
тате при возникновении аварийных небалансов мощности
возрастают отклонения частоты в энергосистемах.
1.8. Динамические характеристики энергосистемы
по частоте при возникновении небаланса
активной мощности и отсутствии
вращающегося резерва
Под динамической характеристикой энергосистемы по час-
тоте понимается зависимость изменения частоты во время
/=<p(f) при возникновении небаланса мощности. Такая зави-
симость дает возможность оценить эффективность выбранных
устройств разгрузки, выявить влияние различных факторов на
переходный процесс, проанализировать протекание аварийного
процесса и т. д.
Для определения динамической характеристики по частоте
рассмотрим уравнение движения турбоагрегата, связывающее
63

угловую частоту его вращения со (частоту /) с моментами на
валу этого агрегата:
/-£ = МТ-МС, (1.71)
где Мг—момент вращения турбины; MQ—момент сопротив-
ления нагрузки; /—момент инерции вращающихся масс тур-
боагрегатов и нагрузки.
Момент инерции J и постоянная механической инерции ху
системы турбоагрегат—нагрузка связаны друг с другом сле-
дующим соотношением:
т ■=y°£"=J<a»°» П.72)
р м
Постоянная механической инерции для каждого агрегата
определяется по формуле, с,
"Cjarp* , (1-73)
*яом
где GD1—маховой момент агрегата, Н-м2; п — частота вра-
щения, об/мин; Ряоы—номинальная мощность агрегата, МВт.
Постоянная механической инерции энергосистемы опреде-
ляется как сумма постоянных инерции отдельных агрегатов
(генераторов с турбинами и двигателей с приводимыми
механизмами), отнесенных к базисной мощности. Примем за
базисную мощность нагрузки в исходном режиме Рн0, тогда
_ ^ *нои ^ У турб ' г/ * г,ном ' ^ 1Тд» "*" ^uctJ w>hoh _^_ _ ■ _ /1 7 л \
T.j — iTjarp— ; ~ ^тг"ГХи, {I-'*)
где
Как видно из (1.74), первая составляющая постоянной
инерции энергосистемы изменяется при изменении числа вклю-
ченных генераторов, а вторая—при изменении нагрузки.
Таким образом, при различном характере протекания
адарии,..различн©м значении дефицита генерируемой мощности,
изменении его' в "процессе аварии (например, из-за отключения
части агрегатов), при различных значениях и виде отключаемой
в процессе аварии нагрузки (автоматикой, вручную или
самопроизвольно) постоянная механической инерции энерго-
системы будет изменяться по-разному, и характер ее изменения
будет определяться многими случайными факторами. Как
указывалось выше, состав оборудования, значение и состав
нагрузки есть также функции ряда случайных факторов. Исходя
64

из случайной природы изменения постоянной механической
инерции, к аварийной разгрузке должно быть предъявлено
требование адаптивности к таким условиям и обеспечения
эффективности работы при вероятностном характере этой
величины.
Первая составляющая постоянной инерции (турбины и
генераторы) обычно существенно больше второй (двигатели и
приводимые механизмы). Постоянные механической инержрш
турбин и генераторов можно определить по паспортным
данным. Это же относится и к электродвигателям. Неизвест-
ными, как правило, бывают постоянные инерции приводимых
механизмов, их можно учесть приближенно. При отсутствии
данных по динамическим параметрам двигателей и приводимых
механизмов тн можно в среднем считать равной 2—3 с
(приведена к Рн0). Постоянная механической инерции энерго-
системы может быть получена и экспериментально.
Зависимость изменения частоты во времени в переходном
процессе может быть получена путем решения дифференциаль-
ного уравнения (1.71), если в нем моменты вращения и
сопротивления представлены в виде функций частоты вращения.
Рассмотрим случай, когда вращающийся резерв мощности
турбоагрегатов отсутствует (т. е. действие АРЧВ можно не
учитывать). Примем для простоты, что производительность
собственных нужд агрегатов при изменении частоты не изме-
няется, и воспользуемся выражением (1.57) для зависимости
вращающего момента турбоагрегата от частоты при постоян-
ном впуске энергоносителя.
Если зависимость мощности нагрузки от частоты вращения
агрегатов (частоты) представить в виде полинома (1.11), то,
использовав выражение (1.4), связывающее мощность и момент,
и сделав соответствующую подстановку в (1.71), получим
нелинейное дифференциальное уравнение, решение которого
связано с большими трудностями. Только представив зависи-
мость мощности нагрузки от частоты в виде (1.33) и
соответственно записав
MC = C+Z> to, (1.75)
получим линейное дифференциальное уравнение первого по-
рядка с постоянными коэффициентами:
b~+(B+D)a>+(C-D)=Q. (1.76)
Решение уравнения (1.76) записывается в следующем виде:
B + D
(o=iz£+c е~ х> \ (1.77)
В+D 1
где ct—постоянная интегрирования.
65
S-2860

Величина cY может быть найдена из условия, что в момент
t=0 частота вращения равна исходной ш0, тогда из (1.77)
(Яп
B+D
Таким образом, изменение частоты вращения во времени в
переходном процессе описывается зависимостью
B+D
А-С , / А-С\
B+D
■у
(1.78)
Это и есть динамическая характеристика энер-
госистемы по частоте (рис. 1.29), а величина xf носит
название постоянной времени изменения частоты
(или частотной постоянной). Она рассчитывается по выражению
f B+D
(1.79)
Коэффициенты А, В, С и D более удобно выразить через мощности
генераторов Рг и нагрузки Рв. Из (1.58) и (1.59)
S=T
(кА
А =
foro.™-«»)<»'J
(1.80)
Коэффициенты С и D могут быть определены по (1.35). Подставляя в (1.78)
значения А, В, С и D для исходного режима и учитывая при этом, что в
установившемся режиме при ш=шусг всегда имеет место равенство
(B+D)m,„ = A-C,
причем С=С<Л/аом и, следовательно,
(В+П)ш,„={кл- Ст)Мт,
получаем следующее выражение для динамической характеристики энергосис-
темы по частоте:
Рис. 1.29. Динамическая характеристика
энергосистемы по частоте при отсутствии
вращающегося резерва мощности
66

щ=(0о __"><> V "о / (1-Г'/)+Л/ . (1.81)
Представив Pt как разность исходного значения мощности генераторов Рг0
и возникшего дефицита мощности ДРГ, получим
г*,~ (Ло-дл)-*,/—-'W-« • п
со=ш0 ^ ^ (l-e-V)+rv . (1.82)
L (Pr0-Aj»r)+itJ^l_lJj),PMO J
Полагая А^=2, для случая, когда в исходном режиме оз=<иыом, выражение
(1.82) можно записать в следующем виде [33]:
р{Рг0-АРс)-С^0 Ц Ц
*|_ Ло-ДЛ+Л*Ля J
Если принять, что мощность турбоагрегата не зависит от частоты, то
можно получить другую, приближенную зависимость. На самом деле в
установившемся режиме после возникновения дефицита мощности (/-»оо)
частота
А-С
Для установившегося режима с частотой а>уог можно записать
Сшуст + Д©у2ст = Рг0-ДРг. (1.84)
Для исходного режима при частоте <о0 аналогично можно записать
Pr0 = Ca>0+Dal=Pllo. (1-85)
Решая совместно (1.84) и (1.85) относительно &,„, подставляя полученное
выражение вместо первого члена в (1.78) и находя постоянную интегрирования,
получаем следующую зависимость изменения частоты во времени:
<о=<ьм
1С^ /Усу ^-А^С, ^ 1
х(1-« 5/)+ш0е V. (1.86)
Как уже указывалось выше, в большинстве случаев коэффициенты С, и Dt
неизвестны, а известно значение регулирующего эффекта нагрузки кн.
Упрощенное выражение для зависимости изменения частоты
в переходном процессе может быть получено, если значение
частоты в установившемся режиме найти, используя упрощен-
ную статическую характеристику нагрузки (1.31).
При частоте <о0 в исходном режиме
Р*> = Рто = Рт+кжа>0> С1-87)
67

а в установившемся режиме при частоте ©,,„
Рго-&Рг = Р**ч+КЩст (1-88)
Решая совместно (1.87) и (1.88) относительно Юу^ и
подставляя это выражение в (1.78) вместо первого члена,
получаем упрощенную зависимость изменения частоты после
возникновения дефицита мощности:
t i
m=a)o_5-H^lZ^(i_e"V)=ffli0-^(l-rv). (1.89)
При выполнении практических расчетов удобнее пользовать-
ся не угловой частотой вращения о, а частотой/, тогда можно
аналогично записать
f=fo-¥L(1-e~4')- (L90)
В (1.90) &н выражен в относительных единицах; /, АРГ—в
относительных единицах или процентах. Если выразить частоту
в герцах, (1.90) следует переписать таким образом:
/=/o-!~(i-^); (1-91)
здесь АРГ и Рн0 могут быть выражены в любых одноименных
-единицах (МВт, отн. ед., %).
В установившемся режиме (f->oo) отклонение частоты будет
Д/ует=^. (1-92)
Если исходное значение частоты было номинальным, то
минимальное (установившееся) значение частоты составит
^=50{1-Ш} (1-93)
Подставив значение коэффициентов В и D из (1.80) и (1.35) в (1.79), получим
выражение для частотной постоянной времени
,Л Ином Л
J\ кл --1 с
где Рт и Ря—значения мощности генераторов и нагрузки после возникновения
небаланса. Рассчитав эти мощности при ю=(оШ1Ш, получим
1 Р +D Р
Принимая кл = 2 я учитывая (1.72), можно записать1
1 Далее индексы при Р, и Рш опускаются.
68

г н
где х7 — постоянная механической инерции вращающихся масс турбоагрегатов и
нагрузки после возникновения небаланса мощности, отнесенная к суммарному
значению мощности нагрузки в этом режиме, рассчитанному при <о=<оном. К
этому же значению отнесена и xt.
Если ij и т, энергосистемы после возникновения небаланса мощности
отнести к суммарной номинальной мощности работающих агрегатов, то
получим, как и в [33],
Ь=Ь 1—р 0-97)
Как видно из (1.96) и (1.97), при изменении числа турбоагрегатов и нагрузки
будет изменяться и т^-, т. е. после каждого отключения части генераторов или
нагрузки процесс будет протекать с новой постоянной времени.
Физический смысл частотной постоянной времени xf ясен из
рис. 1.29. Если бы момент сопротивления нагрузки не зависел
от частоты и был постоянен, то при возникновении небаланса
частота изменялась бы по линейному закону и через время \f
достигла бы значения /т&,.
Используя (1.38), выражение (1.96) можно записать так:
х/ = т,—Ц-. (1.98)
При малых значениях дефицита мощности, когда Рг
незначительно отличается от Рщ,
b*blK- (1-99)
В ~ряде случаев постоянную времени изменения частоты
более удобно относить не к изменяющемуся в переходном
процессе (например, в результате действия устройств разгрузки)
суммарному значению мощности нагрузки, а к неизменной по
значению суммарной мощности нагрузки (или, что то же самое,
генераторов) в исходном режиме до возникновения небаланса
Рго = Рко- \Тогда для ее расчета можно записать следующую
приближенную формулу:
Т/*ТуПЙ^' (1Л00)
где т,—постоянная механической инерции энергосистемы в
исходном режиме, отнесенная к Ри0.
Если в переходном процессе после возникновения небаланса
&РГ также отключается часть нагрузки ДРН, то
69

P" &Pr (1.101)
С учетом (1.74) tf можно рассчитать несколько более точно:
_Л.(*".о-АЛ)+т.(Р.<*-АР.)^
' МЛл-А/».)
С-1 -
т.
а—v—usit (1.Ю2)
*.|.-^
где ттг и тя также отнесены к Рн0.
Как видно из (1.93), значение установившегося отклонения
частоты при возникновении дефицита мощности зависит от
значения этого дефицита АРТ и регулирующего эффекта
нагрузки кп.
На рис. 1.30 приведены построенные по (1.93) зависимости
/„,„ от А Рт для различных значений кп. Наибольшие отклонения
частоты наблюдаются при малых кн. Если при возникновении
дефицита мощности снижение частоты сопровождается одно-
временным снижением напряжения в узлах нагрузки (т. е.
регулирующий эффект нагрузки возрастает), то отклонение
частоты будет меньше. Опасные снижения частоты до значения
примерно 45 Гц возникают уже при достаточно малых дефи-
цитах мощности, равных 10—30%.
Если в переходном процессе после возникновения дефицита
мощности отключить часть нагрузки энергосистемы АРН, то
установившееся отклонение частоты окажется меньшим. Отклю-
чение Части нагрузки уменьшает дефицит до значения АРГ—АР11
и соответственно нагрузку энергосистемы до Ри0 — АРн. Тогда
установившееся отклонение частоты по выражению (1.91)
составит
(Afr-AFH)/0
(Рн0-Д/>„)*„'
АЛс=Г. гГт?. (1Л03)
а минимальное значение частоты, Гц,
Если в переходном процессе происходит включение генера-
торов или наброс нагрузки, то во все выражения значения АРТ
и АРН должны подставляться со знаком плюс.
На рис. 1.31 приведены рассчитанные по (1.104) для различ-
ных значений дефицита мощности зависимости минимального
70

Рис. 1.30. Зависимость минимального
значения частоты от дефицита мощности:
/-fc„=l; 2~k, = 2; J-*„=3
значения частоты fmin от отклю-
ченной в переходном процессе
нагрузки.
Время, за которое частота
снизится от значения /0 до /, при
дефиците АД, может быть опре-
делено по (1.90)
' = Т'1П/7^Л-/
(1.105) 0 5 W 15 20 25 30iPr,7<
1.9. Динамические характеристики энергосистемы
по частоте при возникновении небаланса
активной мощности, наличии вращающегося резерва
и действии АРЧВ
Рассмотрим в динамике протекание процесса, сопровождающегося дейст-
вием АРЧВ. Уравнение простейшей системы регулирования частоты вращения с
жесткой обратной связью может быть записано следующим образом:
М-=
А/
o-r(y+V)
(1.106)
где Д/—относительное изменение частоты; ц—относительное перемещение
приводного механизма; xs—постоянная времени приводного механизма; <тг—
йРг=10%
~~7
J\
/го
^50
Ав\
яо/
/ьрг=6о%
50
15
ч0
35
30
25
21?
О 10 20 3D W ЛР„,% 0 W 20 30 40 ДРН,%
a) S)
Рис. 1.31. Зависимость минимального значения частоты fmM от значения
отключенной нагрузки при различных дефицитах мощности:
а—*.= 1; о—кш=1; «—fe, = 3
71

статизм АРЧВ; у—коэффициент обратной связи; р—символ дифференциро-
вания.
Если считать, что изменение момента турбины под влиянием регулятора
частоты вращения ЛМТ пропорционально перемещению приводного механизма,
т. е.
ц=ДЛ/1/Мш,м,
то с учетом (1.106) получим
AM,ar(j+^j>)=-Mmt&f. (1.107)
Если приближенно принять, что у=\ и при малых изменениях частоты
относительное изменение мощности турбины (и равное ему изменение
мощности генератора) равно относительному изменению момента турбины,
т. е.
то можно записать
^(V+IH-P—^. 0-108)
Зависимость мощности нагрузки от частоты упрощенно запишем в виде
P^P„0{l+knAf). (Ы09)
Дифференциальное уравнение, описывающее процесс изменения частоты,
можно записать следующим образом:
xjPAf=PT-PB, (1.110)
где Рг=?,„+&?„„.
Воспользуемся далее выкладками, приведенными в [4]. Введем обозначения
ai=^„«/(<vO; <»i = i/t.
и (J. 108) запишем в виде
pAP^+a.AP^+a.Af^O. (1.111)
Предположим, что в момент времени г=0 произошел наброс нагрузки
Л^г = Л,о-Ло-
Записав уравнение движения в виде
zrfAf+P^+KAfyPrt-AP^O, (1.112)
преобразуем его м получим
xjPAf+ P.0kmAf- АР^+АР^О. (1.113)
С учетом того, что
(1.113) можно переписать так:
ЪрААр+°г)+Р*окяА/(р+аг)+
+а,А/+АРт(р+а2)=0, (1.114)
72

отсюда
лг/п1 Afr(p+a,) АЛО»*^) п„„
х Гя- , я я 1 "■ I '-^"П ^Г'
-Xl" + в^+ ^ J -
где
а —кягша.
Определим корни Fp:
где
1/ сЛ Д7 fl'V ах+ага' 1/ а'\
Ч(
к Р '
Переходя от изображения к оригиналу, получаем
Д/(,)=_А£^£ [(X+jY)e^+Ja^,,+(X-jY)e^-ja^t]^-, (1.117)
где
о\т.
Jf=~
У=
20^
2{'—+ «'»,)'
1
Г ог(т/+«Ч.) Л
|_2тЛЛк>« + «'<*г) J'
Заменив
X+JY=>/X2+rieJ»;
ЛГ-уГ=>/ДГ:!+Г2е*-»,
где 6=arctg—, получим
.л
73

или
Д/(0=
ДЛаг
АР,
^ВОИ + *нО'СН<-ГГ
~2e-«JX2+Y2 r-cos((lcoSt+B).
Отсюда
Л0=/о
1-
АДа,
В установившемся режиме частота будет равна
AProv
/=/о 1
['
^ном "Ь^жО^В^Г
(1.118)
(1.119)
(1.120)
Для частного случая, когда вращающийся резерв отсутствует (сг=ос),
разделив член в правой части
известное выражение
Выражение (1.119) получено для энергосистемы, состоящей из одиночного
агрегата и одиночной нагрузки, но оно в полной мере может быть
распространено на энергосистему с большим числом агрегатов и нагрузок, если
в это выражение подставлять результирующий статизм регуляторов частоты
вращения всех турбин аг. На рис. 1.32 приведена осциллограмма переходного
процесса при наличии вращающегося резерва, полученная в одной из
энергосистем. Как видно из выражения (1.119) и рис. 1.32, изменение частоты
происходит по экспоненциальному закону с наличием гармонических состав-
ляющих. Расчеты по выражению (1.119) и на ЭВМ при более детальном
моделировании системы регулирования частоты вращения агрегатов показывают,
что изменение частоты до момента времени 0,2—0,3 с (когда начинает сказы-
ваться действие АРЧВ) мало зависит от значения вращающегося резерва и опре-
деляется в основном значением дефицита и постоянной инерции энергосистемы.
Рассмотрение динамической характеристики при наличии вращающегося
резерва произведено для простейшей системы регулирования. Применяемые на
практике системы регулирования сложнее. На гидроагрегатах, например, в
системе регулирования применяется гибкая отрицательная обратная связь
(изодромный механизм), способствующая гашению колебаний в переходных
процессах. По более сложному закону происходит реализация резерва в
современных крупных тепловых турбинах с промперегревом пара. Таким
образом, при более детальных исследованиях динамических процессов, связан-
ных с вопросами реализации вращающегося резерва агрегатов, следует
использовать более подробные модели систем регулирования.
Рис. 1.32. Осциллограмма
переходного процесса изме-
нения частоты в энергосисте-
ме при наличии вращающе-
гося резерва мощности (на-
турный эксперимент)

1.10. Лавина частоты
Динамическая характеристика энергосистемы по частоте при
возникновении небаланса активной мощности рассматривалась
выше при условии, что мощность турбин остается постоянной
(при отсутствии вращающихся резервов мощности) или изме-
няется под действием АРЧВ (при наличии вращающихся
резервов). В действительности, если резерв мощности оказы-
вается недостаточным, не реализуется или отсутствует вообще,
возникновение дефицита активной мощности приводит к сни-
жению частоты, в результате которого снижается производи-
тельность механизмов собственных нужд тепловых электростан-
ций и, как следствие, механическая мощность турбин и
электрическая мощность генераторов.
При определенном сочетании характеристик нагрузки и
генерации даже в этом случае может наступить длительный
установившийся режим энергосистемы при пониженной частоте.
Однако при неблагоприятном сочетании этих характеристик
из-за снижения мощности турбин дефицит нарастает, и процесс
может приобрести лавинообразный характер, когда небольшое
начальное отклонение частоты постепенно увеличивается и
начиная с некоторого момента частота резко снижается, что
приводит к полной остановке электростанций и отключению
всех потребителей. Проиллюстрируем качественно картину
этого явления, рассматривая различные набросы нагрузки на
агрегаты энергосистемы, имеющие некоторый резерв мощности.
а) д)
Рис. 1.33 Иллюстрация процесса лавины частоты:
а—статические характеристики, /—2—характеристика генератора (турбины) при действии
автоматического регулятора частоты вращения, 2—3 — характеристика генератора (турби-
ны) при полном открытии регулирующих органов; 2—3'—то же, но со снижением
мощности турбины из-за уменьшения производительности механизмов собственных нужд
электростанции при снижении частоты, Р.10 мощность нагрузки и генератора в исходном
режиме, /*„,, Ри2, Pai, PBi, PaS— характеристики нагрузки при различных набросах, А, В,
С—точки устойчивого режима, D—точка неустойчивого режима, 0—точка критического
режима; 6—развитие процесса лавины частоты
75

Ограничимся при этом статическими характеристиками нагруз-
ки и генерации (рис. 1.33, а). В исходном режиме, которому
соответствует характеристика нагрузки Ря1, утановившееся
значение частоты /' определяется точкой пересечения этой
характеристики с характеристикой генерации 1—2 (точка А).
При цабросах нагрузки (характеристики Рп2 и Ра3) ново-
му установившемуся состоянию соответствуют устойчивые
точки В и С (установившиеся значения частоты /" и /'"), в
которых балансируются мощности нагрузки и генерации. При
больших набросах нагрузки (характеристика Ри5) и соответст-
венно больших отклонениях частоты характеристика генерации
2—3', деформированная из-за снижения производительности
или расстройства работы механизмов собственных нужд, уже не
имеет точки пересечения с характеристикой нагрузки, т. е.
установившийся режим не существует. Предельный критический
режим, при котором еще возможно существование баланса
нагрузки и генерации энергосистемы, соответствует точке 0 и
частоте/кр (характеристика нагрузки Ря4). Таким образом, если
наброс нагрузки превышает величину, определяемую характе-
ристикой Рн4, начиная с некоторого момента времени даль-
нейший процесс снижения частоты будет развиваться лавино-
образно (рис. 1.33, б).
Аналогичное явление может происходить и в том случае,
если суммарная генерация мощности в энергосистеме снижается
за счет не только уменьшения производительности механизмов
собственных нужд электростанции, но и отключения части
блоков ТЭС и АЭС из-за срабатывания технологических защит
(например, защиты от понижения уровня воды в барабане
котла), действия режимной системной автоматики, разделения
энергосистем на части, приводящего к увеличению дефицита, и
т. д. Таким образом, вопрос о том, разовьется ли лавина
частоты и каков отрезок времени до развития этого процесса,
определяется большим числом различных факторов, природа
которых носит в значительной степени случайный характер.
Положение усугубляется также тем, что снижение частоты, как
указывалось выше, может также приводить к развитию лавины
напряжения, массовому хаотическому отключению потребите-
лей. Это часто приводит к развитию аварийной ситуации и
способствует в свою очередь развитию лавины частоты.
Взаимосвязь лавины частоты и лавины напряжения и возмож-
ность перерастания одной лавины в другую еще раз свидетельст-
вует о вероятностном характере развития аварийной ситуации и
необходимости выбора таких принципов аварийной разгрузки,
которые в этих условиях позволили бы обеспечить восстанов-
ление нормальной работы энергосистем.
Это особенно важно, так как лавина частоты является
наиболее опасной и серьезной аварией, приводящей к полному
76

нарушению работы всей энергосистемы или района, в котором
возник дефицит. Лавина частоты сопровождается большим
народнохозяйственным ущербом, поскольку восстановление
питания потребителей после такой аварии требует, как правило,
большого времени (особенно в энергосистемах с тепловыми
электростанциями).
Глава вторая
ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ ВЫПОЛНЕНИЯ АЧР
2.1. Особенности и характер аварий в современных
крупных энергообъединениях
По мере объединения энергосистем и увеличения их мощнос-
ти вероятность общего (охватывающего все объединение)
глубокого снижения частоты уменьшается. Внезапное отключе-
ние одного крупного агрегата, несмотря на то, что их еди-
ничные мощности растут, незначительно скажется на изменении
частоты. Например, в энергообъединении мощностью Р =
= 20000 МВт с регулирующим эффектом нагрузки fcR = 2,5
отключение одного блока 200 МВт даже при отсутствии
резервов мощности приведет к отклонению частоты не более
200 50
чем на Af—~-—-— = 0,2 Гц. Если в крупном энергообъедине-
нии выйдет из строя даже целая станция (что бывает крайне
редко), это тоже может не привести к существенному снижению
частоты. Например, следствием отключения станции мощности
1000 МВт в ЕЭС СССР будет снижение частоты менее чем на
0,1 Гц. Компоновка мощных электростанций по блочному
принципу еще более ограничивает возможность такой аварии.
Однако объединение энергосистем на параллельную работу
обусловливает ряд особенностей с точки зрения возникновения
и развития аварий с небалансом мощности.
Прямым следствием создания крупных энергообъединений
является увеличение числа узлов и районов, получающих
значительную часть мощности по электрическим связям с
объединением, и повышение вероятности возникновения боль-
f
Рис. 2.1. Различный характер протекания
аварии с дефицитом мощности в сложном
энергообъединении:
1—значительный местный дефицит мощности,
2—каскадное развитие аварии (повторяющиеся
снижения и подъемы частоты) ' J
77

I
у" ~~ -s
' G) \
1 *^X \
\ ф 1
i ГУ\
/
1
\
CO
4 '
a
S
i 1 a 1
' ^^-^
' (*T "* T
l/^ v
/ V
Л ^ "~
лУ—i
9: t
i Ш /
N
\
\
7) \
-s i
i
:№иэ )
\ я /
v___ _ ^
Рис. 2.2. Схема сложного энергообъединения
ших местных дефицитов мощности при аварийном отделении
этих узлов и районов (рис. 2.1, кривая 1). Такие аварийные
ситуации могут возникать при отключении единственной связи
района с энергообъединением или в результате последователь-
ного отключения нескольких связей из-за перегрузки и нару-
шения устойчивости. К таким же последствиям могут приво-
дить отключения связей в основной сети энергообъединения,
приводящие в конечном итоге к его разделению на несинхронно
работающие части и выделению одного или нескольких районов
с дефицитом мощности. Это положение усугубляется наличием
в крупных энергообъединениях длинных, сильно загруженных
линий электропередачи.
Анализ случаев работы АЧР за 6 лет (табл. 2.1) [16]
показывает, что возмущения, приводящие к срабатыванию АЧР
в масштабах энергообъединения, составляют весьма незначи-
тельную долю (1,5%). Подавляющее большинство (90%) нару-
шений с работой АЧР связано с возникновением дефицитов
мощности при отделении районов, энергосистемы, группы
энергосистем или нарушении их синхронной работы.
Другой особенностью крупных энергообъединений является
многообразие возможных аварий, сопровождающихся возникно-
вением дефицита активной мощности. Рассмотрим энергообъе-
динение, состоящее из энергосистем /—IV, в состав которых в
свою очередь входят районы la—1в, На—По, Ша—Я/г,
IVa—IVe (рис. 2.2). Аварийный дефицит мощности может
охватывать район, группу районов, энергосистему, группу
энергосистем, энергообъединение в целом. Например, в схеме
рис. 2.2 аварийные отключения линий электропередачи или шин
соответствующих подстанций могут приводить к отделению с
дефицитом мощности каждого в отдельности районов IVa, IVe,
Ille, 16; возможно отделение энергосистем IV (при отключении
линии III—IV), I (при отключении линии III—Г), вместе IV, I и
III (при отключении линии //—III), IV, I и районов Ша, Шг
78

(при отключении линии Шб—Ша), вместе энергосистемы IV и
района Шг (при отключении линии Ша—Шг). Возможен
общесистемный дефицит мощности, когда частота снижается во
всем энергообъединении. Приведенный выше перечень возмож-
ных аварийных ситуаций относится к какому-то одному
режиму. В условиях эксплуатации при анализе возможных
аварий необходимо учитывать разнообразие режимов, опреде-
ляемое различными сезонами, днями недели (рабочие, выход-
ные, предвыходные, праздничные и воскресные дни), временем
суток, ремонтными работами на электростанциях и в сетях,
а также маневрированием резервами и возможностями их
мобилизации, условиями использования энергоресурсов,
причем возможны самые различные сочетания всех этих
факторов. Таким образом, определение возможных мест
возникновения дефицитов мощности, их относительных величин
и зон распространения, а также возможности мобилизации
резервов становится все более сложной и многовариантной
задачей.
Таблица 2.1. Показатели работы АЧР за 6 лет
Вид нарушений
ОЭС и энергосистемы,
входящие в ОЭС или ЕЭС СССР
Нарушения, сопровождавшиеся
выпадением из синхронизма
электростанций, районов, энерго-
систем, ОЭС:
число случаев работы АЧР*
то же, % **
Нарушения с сохранением синх-
ронной работы ОЭС или отделе-
нием районов и энергосистем при
разрыве связи:
число случаев работы АЧР*
то же, %**
Всего по отдельным структурным
подразделениям:
число случаев работы АЧР*
то же, % **
о
о
о
4
0,5
13
1,5
|1|
94
13
104
14
198
27
ti
Ы
(fig
145
19,5
320
43,5
465
63
зУ
—
61
8,5
61
8,5
248
33,5
489
66,5
737
100
* Каждый случай отмечает факт срабатывания АЧР независимо от числа сработавших
устройств разгрузки.
** От общего числа случаев работы АЧР.
79

Третьей особенностью крупных по мощности и сложных по
конфигурации энергообъединений является сложный характер
протекания аварийных процессов. Если авария сразу не лока-
лизована, то она, как правило, сопровождается нерасчетными
наложениями аварийных событий (дополнительным отключени-
ем линий и агрегатов из-за перегрузки, асинхронных режимов,
ложной работы защит, снижением мощности агрегатов и
станций из-за потери части собственных нужд, временной
перегрузки котлов с последующим сбросом мощности, непра-
вильных действий персонала и т. д.). Это, как правило, еще
более усугубляет тяжесть аварии и способствует ее развитию.
Аварии часто развиваются так сложно, что предугадать ход их
развития заранее оказывается затруднительным. На практике
неоднократно имели место случаи, когда нарушение, сопровож-
давшееся вначале возникновением избытка мощности и повы-
шением частоты, в конечном итоге развивалось в аварию с
глубоким снижением частоты.
Характерной особенностью, присущей сложным энергообъ-
единениям, является возможность развития так называемых
цепочечных или каскадных аварий, т. е. аварий, которые,
начавшись в одном из районов и не будучи сразу локализованы,
развиваются, охватывают все большие территории и в конеч-
ном итоге могут охватить группу энергосистем или энерго-
объединение в целом. При каскадных авариях начальный
дефицит мощности в процессе развития аварии может нарас-
тать плавно или ступенчато. Протекание каскадной аварии
может характеризоваться повторяющимся снижением частоты
(см. рис. 2.1, кривая 2). Повторные снижения частоты после
ликвидации дефицита мощности (полной или частичной) могут
происходить из-за отключения в процессе аварии каких-либо
связей, агрегатов, сброса тепловыми электростанциями мощнос-
ти, первоначально набранной в результате действия АРЧВ
(из-за работы РДС или отсутствия систем регулирования,
изменяющих паропроизводительность котлов в соответствии с
нагрузкой турбин), отделения с примерно сбалансированной
нагрузкой станций или районов (что увеличивает относитель-
ный дефицит), обратного ручного или автоматического (уст-
ройствами ЧАПВ и АВР) включения потребителей после
срабатывания устройств разгрузки и т. д.
Из всех случаев работы АЧР, приведенных в табл. 2.1,
примерно 65% составляют простые нарушения, являющиеся
следствием одного-двух событий (из них 28%—отключение
одной линии, 16% — отключение двух линий). Но и доля
сложных, каскадных нарушений весьма велика (35%) [16]. На
практике имели место каскадные нарушения, сопровождавшиеся
цепочкой от 3—5 до 15—20 событий. Например, в энерго-
объединении, изображенном на рис. 2.2, возможен такой харак-
80

тер протекания аварии. При отключении одной из линий между
энергосистемами // и /// происходят наброс мощности на
вторую связь, нарушение синхронной работы этих энергосистем
и отключение второй связи автоматикой ликвидации асинхрон-
ного режима. В результате возникшего дефицита мощности в
энергосистемах /, III, IV происходит снижение частоты и
частично срабатывают устройства разгрузки. Одновременно в
энергосистеме / на тешювцх электростанциях под действием
АРЧВ турбин мобилизуется вращающийся резерв мощности и
дефицит мощности уменьшается. Однако через некоторое время
из-за отсутствия на этих станциях главных регуляторов (или
других аналогичных систем регулирования), приводящих наг-
рузку котлов в соответствие с новым положением регулирую-
щих клапанов турбин, происходит постепенный сброс этими
станциями первоначально набранной мощности, и дефицит
нарастает. Это приводит к перегрузке межсистемной связи
///—/, нарушению устойчивости между энергосистемами III и /
и отделению энергосистемы 7 с большим дефицитом мощности.
В результате отделения в энергосистеме / происходит быстрое и
глубокое снижение частоты, приводящее к отделению части
тепловых электростанций с примерно сбалансированной нагруз-
кой. Это еще несколько увеличивает относительный дефицит
мощности в этой энергосистеме. Таким образом, в процессе
аварии происходило как плавное, так и ступенчатое нарастание
дефицита мощности.
В качестве примера аварийной ситуации с повторяющимся снижением
частоты может служить нарушение нормальной работы, происшедшее в одном
из сложных энергообъединений (рис. 2.3, а). При перекрытии изоляции колонки
разъединителя дифференциальной защитой шин была отключена система шин
330 кВ ГРЭС (на которую были включены все присоединения 330 кВ) в
энергосистеме 2 Три блока, работавших на эту систему шин, были отключены и
остались работать на собственные нужды. Два блока ГРЭС, как и неблочная
часть станции, остались работать на шины 110 кВ В районе энергообъединения,
включающем энергосистемы ( i и часть энергосистемы 2, возник дефицит
мощности, в результате этого на оставшиеся в работе связи 110 кВ с
энергосистемой / произошел наброс мощности с последующим нарушением
синхронизма. Эти связи были отключены автоматикой ликвидации асинхрон-
ного режима (АЛАР). В отделившейся дефицитной группе энергосистем
(энергосистемы 5, 4, 3 и часть энергосистемы 2) произошло снижение частоты
(рис. 2—3, 6) до 46,7 Гц, сработала часть очередей АЧР1 и значительная часть
очередей АЧР11. Кроме того, делительной автоматикой по частоте неблочная
часть ГРЭС была выделена на местную ответственную нагрузку (химкомбинат)
и собственные нужды станции с небольшим избытком мощности.
В результате действия АЧР частота поднялась до 49,2 Гц, но затем в течение
5 мин вновь понизилась до 47,6 Гц нз-за частичного снижения мощности
станций в отделившихся энергосистемах и обратного ручного включения части
потребителей, отключенных АЧР (что запрещено соответствующими инструк-
циями, см. ниже).
Объем АЧРИ оказался недостаточным для повторного подъема частоты.
Диспетчером ОЭС, в состав которой входили энергосистемы 2, 3, 4, была дана
6-2860
81

команда на включение и набор мощности на всех резервных агрегатах,
отключение потребителей по всем очередям аварийных графиков и пе-
^ревод литания части потребителей энергосистемы 4 от энергосистемы
5. В результате этих мероприятий частота была постепенно восстанов-
лена до 49,1 Гц (рис. 2.3, б), однако из-за длительною снижения час-
тоты произошло отключение одного из двух оставшихся в работе бло-
ков ГРЭС вследствие срабатывания технологической защиты от упуска
воды в барабане котла. Частота вновь снизилась до 47 Гц. Из-за недос-
таточного объема АЧРН восстановление частоты вторично осуществля-
лось в основном путем аварийного отключения потребителей по коман-
де диспетчера ОЭС Через 17 мин после нарушения нормальной рабо-
ты энергосистемы был включен в работу на шины 330 кВ один из блоков
ГРЭС (к этому моменту шины 330 кВ были подключены к отделивше-
муся району, а связи 330 кВ, соединяющие энергосистему 2 с энергосис-
темой 6, были разомкнуты), восстановление частоты продолжалось, и
через несколько минут отделившиеся энергосистемы были синхронизиро-
ваны с энергосистемами 6 и /, и началось обратное включение потреби-
телей.
82

О 1 2 3 Ч 5 В 7 8 9 10 11 12 13 14 15 1S 17 18 19 20 21 22 2SZ4t,<\
18
16
14
12
10
8
S
ч
2
п
-is$L
-15,0
-
-
-
I 1
16,7
11,1
i I l I I ...
Пн Вт Ср Чт Пт Сё. Вое
Дни. недела jj
I Ж ШЖ ТШШШ ЖХЖШ
Месяцы g)
Рис. 2.4. Распределение случаев работы АЧР в энергосистемах во времени:
а — по часам суток; б—по дням недели, в—по месяцам года
На рис. 2.4 показано распределение нарушений с работой
АЧР по всем энергосистемам страны за 15 лет (1970—1984 гг.)
во временнбм разрезе—по часам суток (время местное), дням
недели и месяцам года. Аналогичные распределения, построен-
ные для работы АЧР в различных ОЭС, показали, что характер
распределения нарушений по отдельным ОЭС и ЕЭС в целом
примерно одинаков, что позволяет сделать некоторые общие
выводы.
Распределение нарушений в работе АЧР по часам суток
(рис. 2.4, а) носит характер, близкий к равномерному. Хотя
нарушений в вечерние и ночные часы несколько меньше, чем в
дневные, это различие небольшое. Средняя доля нарушений в
83

дневное время (8—20 ч) составляет 5,5, в вечерние часы
(20—24 ч)—2,25, в ночные (0—8 ч) — 3,1%. Близким к рав-
номерному является и распределение нарушений по дням
недели (рис. 2—4, б), при этом хотя процент нарушений
в субботние и воскресные дни несколько меньше, чем в ра-
бочие дни недели, это различие также не слишком велико.
Среднее значение в будние дни составляет 15,7, а в выходные
10,75%. Несколько больший процент случаев работы АЧР в
дневные часы и рабочие дни является в основном следствием
того, что в эти периоды нагрузка энергосистем максимальная
или близка к ней, а внутрисистемные и межсистемные связи
работают, как правило, с большими перетоками мощности. В
этих условиях отключение одного или группы элементов
энергосистемы (линий, генераторов и т. д.) обусловливает
большую вероятность возникновения нарушения и рабо-
ты АЧР.
С одной стороны, в ночные часы и выходные дни нагрузка
энергосистем и перетоки мощности по связям меньше, и с этой
точки зрения вероятность возникновения нарушения с работой
АЧР ниже. Однако, с другой стороны, в эти периоды часть
станционного оборудования и линий выводится в ремонт,
отключаются наименее экономичные небольшие по мощности
агрегаты на электростанциях, и, как следствие, отключение
генераторов создает больший относительный дефицит мощ-
ности, в результате повышается вероятность работы разгрузки,
и процент срабатывания АЧР в эти периоды остается относи-
тельно высоким.
Распределение нарушений с работой АЧР по месяцам
(рис. 2.4, в) показывает, что большая часть падает не на зимние
месяцы, когда максимальна нагрузка энергосистем, а на летние
(май—июль, для ОЭС Средней Азии — также апрель). В летний
период нагрузки энергосистем минимальны, однако в этот
период производится вывод значительной части станционного
оборудования и линий в ремонт, что приводит к повышению
вероятности работы АЧР.
Анализ кривых распределения на рис. 2.4 показывает, что
вероятность возникновения нарушения, приводящего к работе
АЧР, достаточно велика в различные периоды суток, недели,
года, поэтому АЧР должна быть ориентирована на успешную
ликвидацию большого числа возможных нарушений независимо
от времени их возникновения (а не только в периоды
максимальных нагрузок).
Таким образом, как показывает анализ характера раз-
вития аварий в сложных энергообъединениях, необходи-
мость в аварийной разгрузке в условиях энергообъединений
не исчезает. Меняются лишь условия ее работы и требова-
ния к ней.
84

2.2. Требования к АЧР
Анализ условий работы электростанций и потребителей при
снижении частоты и особенностей возникновения и развития
аварийных ситуаций с небалансом мощности в условиях
современных крупных энергообъединений позволяет сформули-
ровать требования к АЧР. Основные из них следующие.
1. Автоматическая частотная разгрузка должна успешно
ликвидировать все многообразие возможных аварий с дефи-
цитом мощности в энергообъединениях, начиная от локальных
и кончая общесистемными. Она должна обеспечить нормальное
функционирование энергосистем независимо от значения де-
фицита, характера развития аварии (простая авария или
каскадная), значения и темпа мобилизации резервов мощности
на электростанциях и т. д.; АЧР должна быть ориентирована на
вероятностный характер возникновения и протекания аварий.
Как следствие первого требования, АЧР должна выполнять-
ся таким образом, чтобы ее уставки, объем и размещение не
являлись функциями таких параметров энергосистемы, как
постоянная механической инерции и регулирующий эффект
нагрузки. Оба эти параметра не являются постоянными, а
зависят от целого ряда случайных факторов. Как было
показано в гл. 1, эти параметры различны для разных узлов,
районов и энергосистем. Регулирующий эффект нагрузки в
зависимости от состава нагрузки изменяется в различные
периоды года, суток» существенно зависит от характера
изменения напряжения в узлах нагрузки при аварии. Постоян-
ная механической инерции также изменяется в различные
периоды в зависимости от состава оборудования. Как регули-
рующий эффект нагрузки, так и постоянная механической
инерции могут изменяться и в процессе аварии. Автоматическая
частотная разгрузка должна обеспечивать успешную ликвида-
цию аварии независимо от того, каково значение этих
параметров и каков характер их изменения в течение суток,
недели, периода года и в процессе ликвидации аварии.
2. Автоматическая частотная разгрузка не должна допускать
снижения частоты ниже определенного уровня на время t,
большее, чем некоторое предельное для этого уровня, т. е. при
, работе АЧР должна обеспечиваться некоторая предельно
допустимая частотно-временнйя зона. Требование обеспечения
определенной зоны объясняется тем, что реакция отдельных
агрегатов, узлов, энергосистемы в целом на снижение частоты
проявляется, как правило, не мгновенно, а с некоторой
постоянной времени, а накопление усталостных напряжений в
лопатках турбин имеет интегральный характер.
Как было показано выше, предельно допустимая частотно-
временная зависимость определяется в основном работой
85

механизмов собственных нужд, лопаточного аппарата турбин и
требованиями предотвращения массового хаотического отклю-
чения потребителей в узлах нагрузки из-за снижения напря-
жения. Различна допустимая длительность работы разных
агрегатов при пониженной частоте в зависимости от типа
электростанций (ТЭС, АЭС), наличия и вида их регуляторов и
автоматики, тепловой схемы электростанции и т. д. С точки
зрения надежности работы энергосистемы в целом к АЧР
должны предъявляться требования исходя из наиболее тяжелых
условий работы электростанций (наименьших допустимых дли-
тельностей работы при пониженной частоте).
В настоящее время на основании требований заводов-
изготовителей оборудования, опыта эксплуатации и ана-
лиза экспериментальных данных по работе электростанций
и потребителей при снижении частоты к АЧР предъявляет-
ся требование обеспечения частотно-временной зоны, пока-
занной на рис. 2.5. Не допускается даже кратковременное
снижение частоты ниже 45 Гц, время работы с частотой ни-
же 47 Гц не должно превышать 20, а с частотой ниже
48,5 Гц—60 с. По мере накопления экспериментальных данных
по работе электростанций при глубоких снижениях частоты (в
первую очередь АЭС) требования к АЧР в этой части могут
уточняться.
3. Объем потребителей, отключенных АЧР в процессе
авария, должен быть по возможности минимальным при
условии обеспечения нормального функционирования энерго-
системы. АЧР должна выполняться таким образом, чтобы она,
как правило, вступала в работу только после того, как
полностью или хотя бы частично реализуются вращающиеся
резервы на тепловых и атомных электростанциях в результате
действия АРЧВ. Поскольку этот резерв реализуется достаточно
быстро, такое выполнение АЧР позволит сократить объем
отключаемых потребителей. В предельном случае (при от-
сутствии вращающихся резервов или невозможности их мо-
билизации) объем отключаемых потребителей не должен,
как правило, превосходить дефицит, а в большинстве слу-
чаев должен быть меньше его. Это требование распростра-
няется на все многообразие возможных аварий, т. е. АЧР
66

должна обладать свойством «приспособляемости» к ава-
рии, «самонастройки» с точки зрения объема отключаемой
нагрузки.
4. Действие АЧР, обеспечивающее ликвидацию аварии,
должно удовлетворять требованию минимизации ущерба при
отключении потребителей. Это требование может быть обес-
печено, если последовательность отключения потребителей
будет такова, что в первую очередь отключаются менее
ответственные потребители, а более ответственные остаются в
работе.
5. Автоматическая частотная разгрузка должна "обеспе-
чивать подъем частоты до значений, при которых энерго-
система может длительно работать нормально. К АЧР не
предъявляется требование восстановления частоты до но-
минальной или исходной. Эта задача, как правило, реша-
ется после работы АЧР оперативным персоналом энерго-
системы или энергообъединения (путем ограничения ряда
потребителей, кратковременной перегрузкой оборудова-
ния, пуском резервных агрегатов и т. д.). Поскольку этн
операции требуют достаточно большого времени (от не-
скольких минут до нескольких десятков минут), уровень
частоты после работы АЧР не должен приводить к нарушениям
режима работы энергосистемы.
Для восстановления нормальной работы дефицитных энер-
гоузлов (частей энергосистем), отделившихся от крупного
энергообъединения, резервов мощности в них может оказаться
недостаточно. Снижать частоту в энергообъединении для
синхронизации с дефицитным энергоузлом нецелесообразно. В
этих условиях вытекает требование к АЧР ряда дефицитных
энергоузлов—восстанавливать частоту до уровней синхрони-
зации.
В тех случаях, когда восстановление нормального ре-
жима в дефицитном энергоузле (энергосистеме) обеспечи-
вается автоматически (например, путем АПВ с улавлива-
нием синхронизма отключившейся связи — АПВУС, ресин-
хронизации по оставшейся! в работе связи при наруше-
нии устойчивости узла с дефицитом мощности), к АЧР
предъявляется требование восстановления частоты до зна-
чений, необходимых для срабатывания АПВУС или ресинхро-
низации.
6. Автоматическая частотная разгрузка не должна по воз-
можности ложно срабатывать при процессах, отличных от
переходных процессов в энергосистеме при дефиците мощности,
но также сопровождающихся изменениями частоты (при син-
хронных качаниях, а также в асинхронных режимах, если нет
необходимости в работе АЧР для обеспечения ресинхрони-
зации).
87

2.3. Категории разгрузки. Уставки АЧР
На первых этапах внедрения [33] построение и расчет АЧР
были ориентированы в основном на работу разгрузки в
отдельной изолированной энергосистеме. При небольшом ко-
личестве очередей (четыре-пять) и устройств разгрузки мощ-
ность каждой очереди выбиралась исходя из условия восста-
новления частоты от значения уставки данной очереди до
частоты, близкой к номинальной. При этом выдвигалось
требование обеспечения селективности действия очередей
разгрузки.
При таком положении мощность каждой очереди разгрузки
и ступени по частоте между смежными очередями были
большими. Как показал оИыт эксплуатации, в условиях
многообразия возможных аварийных дефицитов мощности в
объединенных энергосистемах, при вероятностном характере
возникновения и развития аварийных ситуаций, значительных
объемах потребителей, подключенных к каждой очереди АЧР, и
малом числе очередей разгрузки в одних случаях в результате
действия АЧР происходило излишнее отключение потребителей
(подъем частоты выше 50 Гц), а в других случаях действие АЧР
не обеспечивало необходимого подъема частоты.
Таким образом, по своим принципам^ такая система раз-
грузки органически не удовлетворяла основному требова-
нию— она не была адаптивной, «самонастраивающейся» с
точки зрения объема отключаемой нагрузки, она не «прис-
посабливалась» к протеканию каждой из множества возможных
аварий. Следует также отметить, что расчет АЧР по прежней
методике был сложным и требовал определения мощности и
уставок каждой укрупненной очереди.
Реализуемая в настоящее время автоматическая частотная
разгрузка выполнена применительно к условиям объединенных
энергосистем с учетом многообразия возможных аварий ввиду
вероятностного характера значений дефицита мощности, его
территориального распространения, возможности срабатывания
различных устройств автоматики в зависимости от характера
развития аварийных процессов и т. д.
Основной принцип, положенный в основу современной
разгрузки,— существенное увеличение числа очередей. Ступени
между очередями при этом принимаются минимальными. Как
следствие этого, значение разгрузки, приходящееся на одну
очередь, значительно меньше, чем при малом числе очередей,
применявшемся ранее. Чем больше число очередей и, следо-
вательно, чем меньше нагрузка, отключаемая каждой очередью,
тем более гибкой становится вся система разгрузки.
Таким образом, осуществлен переход от дискретной системы
разгрузки малым числом крупных по мощности очередей к
88

«плавной», «непрерывной» системе разгрузки большим числом
малых по мощности очередей, близкой к системе автоматичес-
кого регулирования, что и обеспечивает ее «самонастройку» с
точки зрения объема отключаемой нагрузки в условиях
объединенных энергосистем. Дополнительным фактором, обес-
печивающим «непрерывность» разгрузки, является естественный
разброс в уставках по частоте очередей АЧР за счет погреш-
ностей реле частоты. Этот эффект проявлялся и в ранее
выполнявшейся системе разгрузки, однако, учитывая, что
ступени между смежными очередями ранее составляли
0,5—0,7 Гц, он, естественно, не мог обеспечить кардинального
решения проблемы «самонастройки» разгрузки, тем более что к
каждой очереди была подключена значительная мощность.
«Самонастройка» разгрузки, кроме выполнения ее большим
числом очередей, достигается также разбиением всех устройств
на несколько категорий:
а) АЧР1 — быстродействующая разгрузка, имеющая различ-
ные уставки по частоте;
б) АЧРП — медленнодействующая разгрузка с близкими
уставками по частоте и разными уставками по времени;
в) дополнительная—действующая при больших дефицитах
мощности и предназначенная для ускорения отключения пот-
ребителей и увеличения объема отключаемой нагрузки (от-
дельно рассматривается в гл. 3).
Кроме того, в ряде энергосистем выполняется так назы-
ваемая спецочередь АЧР, предназначенная для предотвращения
снижения частоты в ЕЭС СССР (ОЭС) до верхних уставок
АЧРП в случаях, когда в напряженных режимах по каким-либо
причинам не удается реализовать оперативные ограничения и
отключения потребителей, а также для разгрузки межсистемных
связей при возникновении дефицита мощности.
Устанавливаются следующие граничные уставки. АЧР по
частоте и времени [54]:
верхний уровень уставок по частоте АЧРП (/качрн)—от 48,8
до 48,6 Гц;
нижний уровень уставок по частоте АЧРП (Лачрп)—на
0,3 Гц ниже верхнего уровня, интервал по частоте между
очередями АЧРП — 0,1 Гц;
начальная уставка по времени АЧРП f„=5rl0c; ,
конечная уставка по времени АЧРП /к = 60с, а в условиях
возможной мобилизации мощности на-ГЭС — 70—90 с; очереди
АЧРП с более низкими уставками по частоте должны иметь
большие уставки по времени;
верхний уровень уставок по частоте АЧР1 (/„ацп)—на 0,2 Гц
ниже соответствующего верхнего уровня АЧРП;
нижний уровень уставок по частоте АЧР1 (/»a4pi)—не ниже
46,5 Гц;
89

уставка по времени АЧР1 — минимальная (по условиям
иредотвращения ложной работы реле частоты) ,
уставки по частоте спецочереди АЧР—в диапазоне 49,2—
49 Гц.
Резерв мощности тепловых электростанций обычно не
превышает 50%, а в большинстве случаев он значительно
меньше этого значения или отсутствует совсем. Для отечест-
венных паровых турбин нормативный статизм АРЧВ составляет
(4,5+0,5)%. При таком статизме в случае снижения частоты на
2% (1 Гц) даже при наибольшем резерве 50% регулирующие
клапаны турбин полностью открываются, и если частота
продолжает снижаться ниже 49 Гц, это означает, что вра-
щающийся резерв мощности на тепловых электростанциях
практически исчерпан.
Верхние уставки АЧРП и АЧР1 принимаются близкими к
49 Гц, чтобы отключение потребителей происходило после того,
как будет реализован полностью или в значительной степени
резерв мощности на ТЭС и чтобы частота восстанавливалась до
уровней, при которых допустима длительная работа турбин и
электростанций в целом. Нижний уровень уставок по частоте
АЧР1 выбран из условия предотвращения глубоких снижений
частоты.
Назначение указанных категорий разгрузки следующее.
АЧР1 имеет одну цель—прекратить снижение частоты после
возникновения дефицита мощности. По мере снижения частоты
срабатывают очереди этой категории разгрузки /', 2, 3', 4', 5', б'
со все более низкими уставками по частоте, и скорость
снижения частоты постепенно падает (рис. 2.6). После сраба-
тывания ряда очередей АЧР1 частота устанавливается на
некотором уровне fmtn, превышающем минимально допустимый,
что" и является' конечной целью работы этой категории
разгрузки.
С целью увеличения общего числа очередей разгрузки
минимальные интервалы (ступени) уставок по частоте очередей
АЧР1 в пределах отдельного района или энергосистемы могут
1 Как показано в гл. 7, для предотвращения излишней работы АЧР при
синхронных качаниях при уставках 47,5—49 Гц достаточна выдержка времени
0,25—0,3 с, а в большинстве случаев я 0,1—0,15 с. Излишнее действие при
синхронных качаниях очередей с уставками по частоте 46,5—47,5 Гц практичес-
ки исключено. Для предотвращения ложной работы устройств АЧР с
индукционным реле частоты ИВЧ при снятии и подаче контролируемого
напряжения достаточна выдержка времени 0,25—0,3 с. Полупроводниковое реле
частоты РЧ-1 в этих условиях ложно не работает (см. гл. 6).
Ускорение действия АЧР1 существенно снижает вероятность глубокого
снижения частоты (см. §3.1), поэтому следует стремиться к сокращению
выдержки времени очередей АЧР1. В условиях возможного возникновения
значительных дефицитов мощности выдержку времени очередей АЧР1 с
индукционным реле частоты следует принимать не более ОД—0,3 с, а очередей
АЧР1 с полупроводниковым реле частоты 0—0,15 с.
90

г,Гц
5С
а.
2 * 6 В 10 П t,c
дчрп
Рис 2 6 Изменение частоты при работе АЧР:
/'. 2'. 3', 4', 5', б'—срабатывание очередей АЧР1, /", 2", S"—срабатывание очередей АЧРН
(для упрощения принято, что очереди АЧРН имеют единую уставку по частоте /ЛЧРП и
/нАЧР1~/АЧРп)
быть приняты до 0,1 Гц. Такое значение принято в настоящее
время исходя из точности генераторов частоты, с помощью
которых производитсл настройка устройств, хотя принци-
пиально можно было бы принимать эти интервалы и мень-
шими. При таких интервалах между очередями АЧР1 в
пределах отдельных энергосистем в масштабе энергообъеди-
нений интервалы между очередями этой категории разгрузки
оказываются, как правило, равными 0,05—0,1 Гц.
Поскольку при действии АЧР1 отключение нагрузки произ-
водится большим числом малых по мощности очередей, эта
категория разгрузки по принципу ее работы не предназначена и
не может осуществлять подъем частоты (за исключением ряда
особых случаев, рассматриваемых ниже). Функции подъема
частоты возлагаются на АЧРН. После того как с помощью
АЧР1 предотвращено глубокое снижение частоты, одна за
другой вступают в работу очереди АЧРН, которые запустились
при частотах /Ачр!ь несколько превышающих или примерно
равных верхней уставке АЧР1 (рис. 2.6). Через время tv. после
запуска сработает первая очередь АЧРН, через время tr,—
вторая и т. д.
Для обеспечения гибкости и адаптивности разгрузки жела-
тельно, чтобы очереди АЧРН вступали в работу после того, как
закончится срабатывание очередей АЧР1. В то же время
целесообразно особо не затягивать восстановление частоты.
Чтобы удовлетворить эти два требования одновременно,
принята начальная уставка по времени очередей АЧРН порядка
5—10 с.
Подъем частоты в результате действия АЧРН происходит "в
общем случае по экспоненциальному закону. Если частота
снижается достаточно быстро, то все очереди АЧРН запуска-
ются примерно одновременно, и если их выдержки времени
отличаются незначительно, то за время подъема частоты до
необходимого уровня количество сработавших очередей может
91

оказаться таким, что ряд пвтребителей будет отключен
излишне. Во избежание подобных явлений желательно, чтобы в
процессе подъема частоты срабатывание последующих очередей
АЧРП (с большими уставками по времени) происходило после
того, как произойдет восстановление частоты (с учетом
постоянной времени изменения частоты) в результате работы
предыдущей очереди. С другой стороны, для обеспечения
гибкости разгрузки целесообразно увеличивать число очередей,
причем чем больше будет очередей АЧРП, тем менее жестким
(с точки зрения ступеней по времени) будет предыдущее
требование к уставкам по времени очередей АЧРП.
Оценим ориентировочно время, за которое частота восстановится до
некоторого нового установившегося значения после срабатывания одной
очереди АЧРП. Процесс восстановления частоты может быть описан урав-
нением
t t
где ft—текущее значение частоты;/0—значение частоты после срабатывания
АЧР1' или предыдущей очереди АЧРП; /жс1—значение, до которого частота
восстанавливается после работы АЧРП.
Отсюда время, за которое частота восстановится с f0 до ft, будет равно
,=^л=£а? (22)
Примем /„,ссг=49 Гн и будем ориентировочно считать, что каждая очередь
АЧРП в небольшом отделившемся районе восстанавливает частоту на 0,5 Гц.
Пусть после работы АЧР1 частота установилась на уровне 47 Гц. Тогда,
принимая -jf = 5 — 7 с. можно рассчитать, что для восстановления частоты до
47,5 Гц (после срабатывания первой очереди АЧРП) потребуется время
(=1,45-2 с.
Аналогичные значения получим также, если рассчитать времена восста-
новления частоты при работе других очередей АЧРН, каждая из которых
восстанавливает частоту на 0,5 Гц. Реально каждая очередь АЧРН может
восстанавливать частоту на значение, несколько отличающееся от 0,5 Гц, в
зависимости от того, происходит ли ликвидация дефицита в рамках энерго-
объединения (тогда Д/ меньше) или небольшого узла, и в зависимости от той
мощности, которая к ней подключена, т. е. искомые значения времени могут
быть или несколько больше, или несколько меньше рассчитанного.
С учетом указанных требований в пределах энергосистемы
или района минимальные интервалы уставок по време-
ни очередей АЧРП в соответствии с [30, 54] принимаются,
как правило, равными 3 с. С целью увеличения числа оче-
редей АЧРН допускается применение ступени по времени
менее 3 с.
Поскольку АЧРП, как и АЧР1, выполняется большим
числом небольших по мощности очередей, восстановление
частоты в результате действия очередей этой категории
разгрузки будет происходить до тех пор, пока не будет
достигнута уставка возврата очередей АЧРН.
92

Рис. 2 7. Изменение частоты при ликвидации аварии с нарастающим дефици-
том мощности:
1'. 2', 3'. 4'—срабатывание очередей АЧР1, /", -3е, 3", 4", 5", 6", 7"—срабатывание
очередей АЧРН (для упрощения принято, что очереди АЧРП имеют единую уставку по
частоте /АЧрц и /начр1=/ач™)
Таким образом, если не принимаются специальные меры для
подъема частоты до более высоких уровней, частота восста-
новится, как правило, до значений примерно 48,6—49,2 Гц.
Кроме задачи подъема частоты после работы АЧР1 на
АЧРП возлагаются также функции предотвращения зависания
частоты на уровне ниже уставок по частоте АЧРП. Такие
ситуации могут возникать в процессе ликвидации аварийной
ситуации из-за возникновения «нерасчетной» аварии, нарастания
дефицита в процессе аварии, неправильных действий персонала
и т. д.
Характерной особенностью сложных энергообъединений, как
указывалось выше, является возможность каскадного развития
аварии с повторяющимися медленными снижениями частоты
(см. рис. 2.1). Поскольку при первоначальном снижении частоты
первые очереди АЧР1 уже сработали, то при таких медленных
процессах функции как предотвращения снижения частоты, так
и ее восстановления также возлагаются на АЧРП, и объем этой
категории разгрузки должен быть рассчитан на такой характер
протекания аварии. Тогда авария будет ликвидироваться сле-
дующим образом (рис. 2.7). При первоначальном снижении
частоты и в первом цикле ее восстановления сработают
несколько первых очередей АЧР1 (Г, 2, 3', 4') и АЧРН (1", 2").
При повторном медленном снижении частоты, которое начи-
нается с момента tb последующие очереди АЧР1 не работают
(поскольку частота не достигает их уставок), а срабатывают
несколько последующих очередей АЧРП (3", 4") и восстанав-
ливают частоту. Если после этого частота по каким-либо
причинам вновь начнет снижаться (например, с момента /и), то
процесс ее восстановления протекает аналогично — очереди
АЧР1 не работают, а срабатывают последующие очереди АЧРП
(5", 6", 7") с большими уставками по времени.
93

Допускается за счет разброса уставок реле частоты неселек-
тивная работа смежных очередей АЧР1, а также срабатывание
отдельных устройств АЧРИ при приближении частоты к их
уставке. Для того чтобы при приближении частоты к верхним
уставкам АЧРИ из-за иеселективной работы смежных очередей
не происходило отключение наиболее ответственных потреби-
телей, которые подключаются к последним (с большими
уставками по времени) очередям, уставки по частоте последних
очередей, как указывалось, принимаются на 0,2—0,3 Гц ниже
верхних уставок АЧРИ. Поскольку каждая из очередей АЧР
отключает небольшую мощность, неселективная работа смеж-
ных очередей практически не оказывает влияния на процесс
ликвидации аварийной ситуации и не приводит к существенному
нарушению последовательности отключения потребителей,
причем отрицательные последствия этого явления тем меньше,
чем больше число очередей и меньше доля разгрузки, при-
ходящейся на каждую очередь. В связи с этим следует
стремиться к увеличению не только числа очередей АЧР, но и
числа устройств в каждой очереди. Это также позволит
уменьшить последствия от неправильных действий и отказов
отдельных устройств разгрузки.
Таким образом, описанный принцип выполнения разгрузки
большим числом малых по мощности очередей с разбиением их
на две категории—АЧР1 и АЧРИ — позволяет (при правильно
выбранном объеме разгрузки) ликвидировать .лобую аварийную
ситуацию, как бы сложно она ни развивалась. При однократном
единовременно возникающем дефиците мощности действие АЧР
органически согласовывается с протеканием процесса—сначала
срабатывают очереди АЧР1 со все более и более низкими устав-
ками по частоте, а затем очереди АЧРИ со всеболыпими уставка-
ми по времени. При сложном характере протекания аварии с
нарастающими или повторяющимися дефицитами мощности
также обеспечивается восстановление частоты до необходимых
уровней за счет совместного действия АЧР1 и АЧРИ с
преимущественным срабатыванием второй категории разгрузки.
2.4. Объем и размещение АЧР
Мощность потребителей, подключаемых к устройствам
АЧР, должна быть такой, чтобы можно было успешно
ликвидировать все многообразие возможных аварий с дефи-
цитом активной мощности в сложных энергообъединениях, где
бы они ни возникали и как бы сложно ни развивались. Оценим
вначале необходимый объем разгрузки для какой-то конкретной
энергосистемы и конкретной расчетной аварии. Минимально
необходимый объем АЧР1 и АЧРИ для каждой конкретной
аварии может быть определен следующим образом.
Используя выражение (1.104), можно рассчитать, что после
94

р
0,5
0,1
0,3
ОЛ
0,1
0
Р*я
0,5
0,1
0,3
0,1
„отн
4
,
/
/
/{
1
/2у
/з
w го зо ю лрГ,%
а)
„,ап
_^
*д.
/
//
2?
V
43
Ртм."™
0,5
0,1
0,3
0,2
ед
2;
V
V
*V
10 ?9 30 10 йРг,%
$
10
2в за ю йРг,"/о
8)
Рнс. 2.8. Зависимость минимально необходимого объема АЧР1 от дефицита
мощности:
в—/«,=45 Гц. б-/„„=46Гщ *—/„,=47 Гц, /—к. = 1; 2—fc„ = 2, J—А.=3
отключения очередями АЧР1 мощности ДРачр1 установившееся
значение частоты составит (при исходной частоте 50 Гц)
Лш,= 50 1-
2>
V
(2.3)
Отсюда минимальный объем АЧР1, необходимый для
предотвращения снижения частоты ниже значения fm
1-
^АЧР1 — АРдЧР! —
{*~Гф
(2.4)
На рис. 2.8 по выражению (2.4) построены зависимос-
ти минимально необходимого объема АЧР Pahpi от значе-
ния начального дефицита мощности АРГ для различных
/min*
Суммарный объем разгрузки /*ачр, необходимый для пре-
дотвращения снижения частоты и ее последующего восстанов-
ления до значения /в, может быть рассчитан по тому же
выражению (2.4) путем подстановки /. вместо /„,„,:
95

Ар--р*°{хЛ)
^ачр —^Aqpi+^AHPu— у тх • (2.5)
Отсюда, используя выражения (2.4) и (2,5), минимально
необходимый объем АЧРН РАЧГП, необходимый для восста-
новления частоты от значения fmin до /в, можно определить так:
АЧРН
Р Р Кя \~нО агг) У» J чип (1 £\
— *АЧР~ *АЧР1 — г 7 7\ Гг 7 7~\ =Г 77.—• У1Х>)
К-
кв{РИ<)-ЬРг)
■»)*-]['-(1-%)
J в Jtmn
1 50
Выражение (2.6) справедливо, если при данном кж при
возникновении дефицита АРТ частота при отсутствии АЧР
может снизиться до /mm.
При отсутствии быстродействующих очередей разгрузки
минимально необходимый для восстановления частоты до fB
объем АЧРН может быть рассчитан по (2.5). Естественно, он
превосходит объем, рассчитанный по (2.6).
Зависимости минимально необходимых объемов АЧРН от
АРТ для различных значений fmi„ и /в приведены на рис. 2.9.
Следует отметить, что поскольку величина кИ непостоянна, то
при расчете необходимых объемов АЧР по (2.4). (2.6) следует
исходить из минимальных регулирующих эффектов нагрузки
при расчете объема АЧР1 и максимальных регулирующих
эффектов при расчете объема АЧРН.
Объемы АЧР1 и АЧРН, определенные по (2.4) и (2.6), были
бы достаточны, если ориентироваться на конкретную энерго-
систему и конкретную «расчетную» аварийную ситуацию. В
условиях сложных энергообъединений, как указывалось выше,
число возможных аварийных ситуаций велико, значения воз-
никающих дефицитов зависят от многих факторов, имеющих
вероятностный характер. Как показывает опыт эксплуатации,
аварии развиваются часто так сложно, что не исключается и
такой вариант, при котором дефицит превышает максимально
расчетный. Как следствие этого, возникает необходимость в
создании запасов в объеме разгрузки.
Необходимость запасов в объеме разгрузки диктуется также
требованиями успешной ликвидации аварий с дефицитами
мощности в режимах выходных, праздничных дней, ночных
часов, в различные периоды года и т. д.
Во многих случаях наибольшие дефициты, определяющие
объем разгрузки, возникают в режимах максимальных нагрузок.
Однако, как указывалось в § 2.1, в целом ряде случаев
наибольшие относительные дефициты возникают не в часы
максимума, а в часы минимальных нагрузок. Это является
96

РАчрц^вгн.ед. рАче&'отые3
'i5 'lb '(7U/« *S 'tS 47 fmu,,ru,
b) 3}
Рис. 2.9. Зависимость минимально необходимого объема АЧРП от дефицита
мощности и значений /„,, я /,:
в—/„=49 Гц, А,= 1, б /.=49 Гц; к, = 2; в—/.=49 Гц; *. = 3, / —ДРг=0Д 2—ДЛ.=0.5,
.? —AJV=0,7
следствием того, что в режимах провалов нагрузки мало-
экономичные станции, как правило, выводятся из работы, и
нагрузка покрывается в основном за счет более экономичных
мощных агрегатов. Отключение одного или нескольких таких
агрегатов может приводить к большим относительным де-
фицитам, поскольку нагрузки данного района меньше, чем в
режиме максимума. В результате этот режим может оказаться
определяющим при выборе объема АЧР в данном районе.
Поэтому для выбора объемов разгрузки кроме режимов
утренних и вечерних максимумов нагрузки должны быть
проанализированы режимы дневного и ночного провалов,
причем этот анализ должен охватывать как рабочие, так и
выходные и праздничные дни в различные периоды года (зима,
лето, период паводка).
В табл. 2,2 для районов двух энергосистем в качестве
примера в числителе приведены значения относительных де-
фицитов мощности (по отношению к суммарной нагрузке
района до возникновения аварийной ситуации в чхютветствую-
щий период) в различное время года, разные дни и различное
время суток, в знаменателе—абсолютные значения дефицита
мощности (МВт) в данном районе.
Как видно из таблицы, значение относительного дефи-
цита мощности существенно различно в разные периоды.
В данном случае в энергосистеме 1 определяющим при вы-
боре объема разгрузки является режим ночного провала
в рабочий день в летний период, в энергосистеме 2—режим
утреннего максимума нагрузки в рабочий день в зимний
период.
97
7-2860

Таблица 2.2. Значения дефицитов мощности
Характерный участок
графика нагрузки
Ночной провал нагрузки
Утренний максимум
Дневной провал нагрузки
Вечерний максимум
Энергосистема 1
Рабочий день
Июль
0.6
280
0,25
185
0,23
145
0,28
185
Де-
кабрь
0,2
НО
0,3
270
0,2
150
0,35
270
Выходной
день
Июль
0,4
175
0,2
125
0,25
115
0,15
70
Де-
кабрь
0,22
105
0,28
1т
0,17
95
0,4
230
Энергосистема 2
Рабочий день
Июль
0,35
120
0,3
Tso
0,18
75
0,25
ПО
Де-
кабрь
0,15
70
0,35
260
0,2
130
0.3
195
Выходной
день
Июль
0,21
60
0,2
~85~
0,22
60
0,2
70
Де-
кабрь
0,25
80
0,3
150
0,15
65
0,3
145
Следует также учитывать, что нагрузка потребителей в
течение суток может изменяться в очень широких пределах.
Если на предприятиях с трехсменным режимом работы она
примерно постоянна, то при преобладании в узлах освети-
тельной нагрузки и бытовых потребителей, предприятий с
односменным или двухсменным режимом работы график
нагрузки в течение суток резкопеременный. Неучет этого
фактора приводил к тому, что в эксплуатации имели место
случаи, когда при авариях с дефицитом мощности АЧР
срабатывала, но фактически подключенная к ней мощность
оказывалась недостаточной для успешной ликвидации аварий-
ной ситуации.
Точный расчет всех этих факторов из-за их вероятностного
характера невозможен. Проблема обеспечения эффективности
разгрузки может быть решена, если ее объем выбирать с
запасом.
В современной системе разгрузки создание запасов в объеме
разгрузки может быть выполнено без опасений излишнего
отключения потребителей, что определяется принципами ее
построения. Выполнение разгрузки большим числом малых по
мощности очередей позволяет, как будет показано ниже,
обеспечить в подавляющем большинстве аварийных ситуаций
объем отключаемой нагрузки, не превосходящий значения
возникшего дефицита. Необходимо четко представлять, что в
выполняемой системе разгрузки подключение большого (с
запасом) объема потребителей к устройствам АЧР вовсе не
означает, что все они при аварии будут отключены. Поскольку
разгрузка «приспосабливается» к любому протеканию аварии,
98

объем отключаемых потребителей не превзойдет в большинст-
ве случаев значение дефицита. Такая автоматическая «до-
зировка» объема отключаемой нагрузки является основ-
ным достоинством разгрузки, на это она ориентирована.
В то же время применявшиеся ранее принципы выполне-
ния АЧР, ориентированные на разгрузку несколькими круп-
ными по мощности очередями, не позволяли создавать не-
обходимые запасы в объеме разгрузки, поскольку это при^
водило к излишнему отключению потребителей в ряде
аварий.
В силу указанных обстоятельств было бы целесообразно
подключать к устройствам АЧР все 100% нагрузки, что
гарантировало бы успешную ликвидацию любой аварии. Одна-
ко на практике это невозможно, поскольку существует целый
ряд электроприемников, которые не подключаются к АЧР,—
это технологическая и аварийная бронь, производство, отклю-
чение электроснабжения которых может привести к выделению
взрывоопасных и ядовитых продуктов, объекты водоснабжения,
канализации, вентиляции, ряд производств с непрерывными
технологическими циклами и т. д. Поэтому закладываемые
запасы в объеме разгрузки принимаются не менее определенных
значений, указываемых ниже.
Учитывая необходимость в создании запасов в объеме
разгрузки, в соответствии с [30, 54] объем АЧР1 в каждом узле,
районе, энергосистеме, группе энергосистем, ОЭС в целом
рассчитывают по выражению
Рач?1>АРг+0,05-АРр„, (2.7)
где все величины в относительных единицах, причем за
базисную принята мощность нагрузки в исходном предаварий-
ном режиме.
Значение вращающегося резерва тепловых электростанций
АРрез, входящая в (2.7), как правило, относится в запас и не
учитывается. Исключение могут составлять лишь случаи, когда
в соответствующих режимах на электростанциях имеется га-
рантированный вращающийся резерв, обеспеченный по па-
ропроизводительности котлов.
Таким образом, если теоретически необходимый расчетный
минимальный объем АЧР1, определенный по (2.4), меньше
значения дефицита мощности АРТ, то практически необходимый
с учетом запасов объем АЧР1, рассчитанный по (2.7), пре-
восходит АРТ.
Объем потребителей, подключаемых к устройствам АЧРП,
должен быть прежде всего достаточен для восстановления
частоты после действия АЧР1. Для этой цели, как видно из (2.6)
и рис. 2.8, достаточно подключить к АЧРП 10—15% нагрузки
района, энергосистемы, ОЭС.
99

Для решения второй задачи, которая возлагается на
АЧРП,—предотвращения снижения частоты и ее восстановле-
ния' при сравнительно медленных аварийных снижениях ге-
нерируемой мощности или каскадном развитии аварии
(см. рис. 2.1)—требуется существенно увеличить объем этой
категории разгрузки.
Так как дефицит мощности может нарастать медленно или
многоступенчато небольшими дозами, т. е. при аварии будут
работать в основном очереди АЧРП, возникает необходимость
в предельном случае подключения к этой категории разгрузки
объема, близкого по значению к возникающему дифициту.
Таким образом, с учетом запасов необходимый объем подклю-
чаемых к АЧР1 и АЧРП потребителей может вообще оказаться
больше нагрузки энергосистемы. В реальных условиях к АЧРП
подключается объем меньший, чем дефицит мощности. В
соответствии с [30, 54] принято объем АЧРП с учетом запасов
определять по выражению
^*АЧРЬ
(2.8)
но при этом в районе, энергосистеме, энергообъединении в
целом он должен быть не менее 0,1 мощности их нагрузки.
Возможность мобилизации мощности ГЭС, как правило,
относится в запас и в расчете не учитывается. При наличии в
соответствующих режимах гарантированного резерва мощности
ГЭС он может быть принят во внимание при выборе уставок по
времени устройств АЧРП с учетом фактического времени
мобилизации. Так как в среднем объем АЧР1 в энергосистемах
составляет 30—50% ее нагрузки, объем АЧРП соответственно
составит не менее 12—20%.
Таким образом, суммарная минимально необходимая мощ-
ность потребителей, подключенных к устройствам АЧР, с
учетом запасов определится исходя из (2.7) и (2.8) как
^АЧР — ^*АЧР1 + ^АЧРП ^
ДРГ + 0,05 + 0,4 (АРГ+0,05) = 1,4 АД+0,07.
(2.9)
Выбранные объемы разгрузки в принципе могут быть
распределены по очередям различными способами. Наиболее
простым является равномерное распределение объемов АЧР1 и
АЧРП в принятых диапазонах частоты и времени по числу
имеющихся очередей разгрузки. Тогда, если число очередей
достаточно велико, может быть введено понятие плотности
разгрузки, зависящей от общего объема данной категории
разгрузки и граничных уставок по частоте (отн. ед./Гц для
АЧР1) или времени (отн. ед./с для АЧРП):
100

Р//ЧР1
Рис. 2.10. Варианты распределения нагрузки по очередям АЧР1:
/—равномерное; 2—с подключением основного объема к последним очередям, 3-
подалючением основного объема к первым очередям
ЯАЧРН
'-о('. —О
(2.11)
Используя (2.10), можно приближенно (считая очереди АЧР1
мгновенными) определить минимальное установившееся значе-
ние частоты fmin после срабатывания очередей АЧР1 следующим
образом. К моменту достижения" частотой этого значения
сработают очереди АЧР1 объемом
, ДЛчи = Лачц(/--/л*)- (212)
Подставив (2.12) в (2.3) и сделав ряд преобразований и
упрощений, получим, Гц,
f ~
J пап
Рт/о — ■РнО (/о —^д/о —ЛачиЛ)
Л.о(*. + Ллчп)
(2.13)
Выражение (2.13) справедливо, если fs<fmu,<fB', если же
/»;»>/„ или fmi„<f„ то в этих диапазонах иАчи = 0.
Действительное установившееся значение частоты после
работы АЧР1 будет несколько выше, а наименьшее значение в
переходном процессе—ниже за счет того, что отключение
потребителей происходит не мгновенно.
На практике строго равномерного распределения мощности
по очередям АЧР обеспечить не удается, поскольку нагрузка
различных потребителей изменяется в течение суток, недели,
различных периодов года в разных пропорциях. В связи с этим
можно говорить о примерно равномерном распределении,
причем оно будет тем ближе к строго равномерному, чем
больше число очередей и меньше доля нагрузки, приходящейся
на каждую очередь.
Возможны и другие варианты распределения нагрузки по
очередям АЧР, отличные от равномерного. В большей степени
на характер переходного процесса оказывает влияние распре-
деление нагрузки по очередям АЧР1. Сопоставим три различ-
ных варианта распределения (рис. 2.10): равномерное, с под-
ключением основной части нагрузки к первым очередям и с
подключением основной части нагрузки к последним очередям.
101

48,00
47,75
<f7,50
П0О
Щ75
46,50
ЧБ25
_L
10 20 30 uPr,%
48,15 ■
W,00
47,75
47,50
47,25
noo
46,75
46,50
fS,Z5
10 20 30 ЛРпо/е
10 20 30 Ч0Щ°/о
Рис 2 11 Влияние характера распределения нагрузки по очередям АЧР1 на
работу разгрузки {расчет на ЭВМ). Число очередей АЧР1 20, верхняя уставка по
частоте 48,5 Гц. ступень по частоте 0,1 Гц, число очередей АЧРП 8, уставка по
частоте 48,5 Гц, начальная уставка по времени 10 с, ступень по времени 3 с,
^ = 10 с т„ = 3с, кв=2'
а —зависимость минимального значения частоты в переходном процессе от дефицита,
6—зависимость объема излишне отключенной нагрузки от дефицита, / — Д/=0,7 с,
2-4i=0,Sc, 3 — Д|=0,3 с, 4 -Д/=0, О — равномерное распределение нагр>зки по
очередям АЧР1, D—подключение основного объема к первым очередям АЧР1, первач
очередь 5% Рлчг„ последняя 0%, Д—подключение основного объема к последним
очередям АЧР1, последняя очередь 5% PA4rlJ первая 0%
102

Общий объем разгрузки и объем каждой из двух категорий—
АЧР1 и АЧРП—принимаем при этом одинаковыми, одина-
ковы также граничные значения уставок очередей по частоте и
времени.
На рис. 2.11, а приведены зависимости минимального
значения частоты /ти в переходном процессе от значения
дефицита АРТ для РАче = 70% (Рдчи = 50%, РАчри = 20%) при
различных вариантах распределения нагрузки по очередям
АЧР1. Кривые построены для различных времен At отключения
потребителей устройствами АЧР1 (это время складывается из
времени действия реле частоты Гр, выдержки реле времени fpB и
времени действия выключателя tB).
Как видно из рис. 2.11, а, подключение основного объема
АЧР1 к первым очередям приводит к некоторому повышению
/шш по сравнению с fmn при равномерном распределении объема
АЧР1 или же подключении основного объема к последним
очередям (в этом случае значение fmn наименьшее). Однако
разница в fmm во всех случаях невелика. Вариации кя в пределах
1—3, как показывают расчеты, несущественно изменяют
соотношение fmm при неравномерном и равномерном распре-
делении нагрузок по очередям АЧР1.
Таким образом, наиболее простым, удобным и в то же
время дающим приемлемое качество переходного процесса
является равномерное распределение объема по очередям АЧР1.
При отклонении от равномерного предпочтительным является
укрупнение первых очередей АЧР1, дающее возможность
повысить fmm. При этом, однако, может возникать опасность
излишнего отключения потребителей. На рис. 2.11, б приведены
зависимости мощности излишне отключенной устройствами
АЧР (АЧР1 и АЧРИ) нагрузки АРЛИШ от дефицита для тех же
расчетных условий. Мощность излишне отключенной нагрузки'
определялась как
АРЙЯШ = АРАЧР-АРТ, (2.14)
где АРачр—суммарный объем потребителей, отключенных
устройствами АЧР1 и АЧРП.
Как видно из рис. 2.11,5, при подключении основного
объема потребителей к первым очередям излишнее отключение
нагрузки наблюдается в большом диапазоне аварийных дефи-
цитов мощности, в то время как в остальных случаях это
явление начинает проявляться только при дефицитах, близких к
максимальному расчетному, и наибольших At (характерное для
больших дефицитов явление излишнего отключения нагрузки
при равномерном распределении потребителей по очередям
АЧР1 подробно рассматривается ниже). Следовательно, при
укрупнении первых очередей АЧР1 следует проверять, не
происходит ли в расчетных авариях излишнего отключения
103

нагрузки при действии разгрузки и необходимости перераспре-
делять нагрузку по очередям АЧР1. Аналогично следует
поступать и при укрупнении очередей АЧРП.
Допустимость равномерного распределения нагрузки по
очередям АЧР существенно упрощает расчет разгрузки по
сравнению с расчетом по ранее применявшейся методике [33],
требовавшей сложных расчетов уставок и объемов каждой из
крупных по мощности очередей. Расчет разгрузки в настоящее
время практически сводится к определению максимального
расчетного дефицита мощности в районах, энергосистемах и
энергообъединении в целом и последующего размещения
объемов разгрузки по отдельным районам с примерно равно-
мерным распределением этого объема по имеющимся в
наличии устройствам разгрузки.
Оценим теперь, как обеспечивается самонастройка АЧР с
точки зрения объема отключаемой нагрузки при равномерном
распределении объема потребителей по очередям обеих кате-
горий разгрузки. Отключение потребителей быстродействую-
щими очередями АЧР1 происходит с некоторым запаздыванием
At. Учитывая, что время срабатывания реле частоты устройства
АЧР гр«0,15—0,2 с, время действия выключателя гв=0,15 —
-^0,2 с, при полном исключении выдержки времени устройства
(Ур.в^О) минимальное значение А/ составит
0,3—0,4 с. При вводимой по условиям предотвращения ложной
работы устройства выдержке времени 0,2—0,3 с (см. § 6.2) At
составят соответственно 0,5—0,7 с.
На рис. 2.12 построены зависимости отношения мощностей,
отключенных сработавшими очередями АЧРП и АЧР1, от сум-
марной мощности, подключенной к АЧР. Зависимости даны для
различных значений дефицитов и различных времен отключения
нагрузки очередями АЧР1. При расчетах принималось число
очередей АЧР1—20, число очередей АЧРП — 8, Рдчрн^^Рачр!'
Ъбъем по очередям обеих категорий разгрузки распределялся
равномерно, таким образом, отношение АРАЧщ1АРАЧР, равно
отношению числа сработавших очередей A4PII и АЧР1.
Как видно из рис. 2.12, при наиболее частых малых или
средних дефицитах ДРг=20-=-40% и наиболее характерных для
энергосистем суммарных объемах разгрузки РАЧР=40-н60%
обеспечивается примерное соотношение числа сработавших
очередей АЧР1 и АЧРП, близкое к соотношению объемов этих
категорий разгрузки, т.е. А.РАЧРП/Д.РАЧР| = 30—50%, причем
такое положение характерно для всего диапазона Л 1=0,3—0,7 с.
При этом в процессе ликвидации аварии предотвращение
глубокого снижения частоты осуществляется очередями АЧР1, а
восстановление частоты—очередями АЧРП, Изменение ки в
пределах 1—3, х„ в пределах 7—12 с и х„ в пределах 1—Зс
несущественно влияет на кривые рис, 2.12.
104

-1 A4Pll№P»4t>lt'''°
&РАчп1йРлч„,'Ч°
ч
\
°Щ
°s
СКВ
&ЗД
20 М SO 80 №0^чр> 10 40 ВО ВО гАЧР1
20 40 60 SO Рлчр,'/о
в)
Рис. 2.12. Зависимость отношения мощностей, отключенных сработавшими
очередями АЧРН и АЧР1, от значения суммарной мощности, подключенной к
АЧР, при различных АРГ (расчет на ЭВМ):
а—А/=0,7с; 6—Л/ = 0,5с; в—At=0,2c, 1—Д^г = 20%, 2—АР,=30%, 3 — ДРГ=40%,
4— ДРГ=50%; 5—ДРГ = 60%; 6—ДРГ=70%
Примерно такие же соотношения АРАчт/АРАЧР1 сохраня-
лись бы при больших дефицитах и больших объемах АЧР, если
бы отключение нагрузки очередями АЧР1 происходило без
естественного запаздывания А/. Однако наличие запаздывания
At может в ряде случаев существенно изменять соотношение
числа сработавших очередей.
При А/=0,3 ч-0,7 с запаздывание в отключении потребите-
лей при работе очередей АЧР1 приводит при больших
дефицитах мощности к кратковременному снижению частоты в •
переходном процессе до очередей АЧР1 с более низкими
уставками по частоте, чем это была бы при Д*=0, а при особо
больших дефицитах—ниже уставок АЧР1. В качестве иллюст-
рации этого явления на рис. 2.13 построены зависимости
минимального значения частоты fmin в переходном процессе от
дефицита мощности при различных временах запаздывания А Г
отключения потребителей очередями АЧР1, различных парамет-
рах энергосистемы и объемах АЧР. Как видно из рис. 2.13,
величина /„,•„ тем ниже, чем больше A t, меньше кп и ттг, причем
наиболее существенно влияние первого параметра.
Как следствие такого протекания процесса, и предотвраще-
ние снижения частоты, и ее восстановление происходят в
основном целиком за счет действия АЧР1, а АЧРИ работает в
105

'min
Гц
48
41
45
Ътп,
ГЦ
48
47
46
fmin,
.ГЦ
48
47
46
45
*ndn
З5^
10
*)
30 ЛРГ, °/о
,„„,
Ги,
48
41
46
V
^
5^
*-J
2
•:=zz
10
30 ЛРГ,%
^v
г'
j
"S
^
10
Б)
30 ЛРг,9/о
^
ч
^1
^
^
^
V
^
\
Гц,
48
41
46
f .
'тп,
rd,
49
48
47
46
§Ss
3^
чсу
<l
10
Ф
30 лрг,'/о
PS
10
30
4Pr>
10
e;
30 APn %
Рис. 2.13. Зависимость минимального значения частоты в переходном процессе
от дефицита мощности при различных Д/ (расчет на ЭВМ). Равномерное
распределение нагрузки по очередям АЧР1 и АЧРП, ЯАЧР1=50%, РАЧРЦ=20%,
20 очередей АЧР1,/„=48,5 Гц, ступень 0,1 Гц, 8 очередей АЧРП,/АЧР11=48,5 Гц,
f„=10c, ступень 3 с:
а —Л(=0,3с, т„ = 12с, т„ = 3с, б—Д/=0,5 с. тТГ=12с, т„=3 с; в—At=0,7 с, т,г = 12с,
т. = 3с, г—Дг=0.3с, tTr = 7c. т„ = 3с; д— Д/=0,5с, т1Г = 7с, т„=3с; е—&< = 0,7 с, т„ = 3с;
1 — к„=1; 2—к„ = 2; 3—к, = \
малом объеме или не работает совсем. Таким образом,
существенно нарушается пропорциональность в срабатывании
очередей АЧР1 и АЧРП в сторону преимущественного действия
быстродействующей категории разгрузки. Это положение ил-
люстрируется кривыми на рис. 2.12. С увеличением объема
подключенной к АЧР мощности, а также при больших дефи-
цитах, близких к максимальным расчетным (АРГ=40-^70%),
«эффект запаздывания» действия АЧР1 проявляется все в
большей мере. Доля сработавших очередей АЧРП с 30—50% в
106

Рис. 2.14. Зависимости мощности излишне отключенных потребителей от
значения дефицита при. различных параметрах энергосистемы и различных At
(расчет на ЭВМ). Равномерное распределение нагрузки по очередям АЧР1 и
АЧРН, ^>ачры=:0,4РАЧ|,1, число очередей АЧР] и АЧРИ и их уставки те же, что и
на рис. 2.13:
а~-РАЧР=42%, 6—РАЧР=70%; в—РАЧР=98%, J— k,= \, t„ = 7c, х, = 3с, Дг = 0,7с;
2—к,= \, ттг = 7с, t,=3c Д(=0,5с, ,?—*„= 1, г„=7с, ти=3с, Д1 = 0,3 с, 4—к. = 2;
т», = 10 с, т„ = 3 с, А? = 0,7 с; 5 -<г. = 2, т„ = 10 с, т„=3, Дг=0,5 с; 6 *„ = 2, v=10c. т„ = 3 с,
Дг=0,3с; 7—*„ = 3, т„=7с, т„ = 3 с, Дг=0,7с. в—fc, = 3, т„ = 1 с, т„ = 3с, Дг=0,5 с;
9- к, = Ъ, тТГ=7с, т„ = 3с, Д«=0,3с
условиях небольших дефицитов существенно сокращается (в
некоторых случаях вплоть до нуля), причем этот эффект
проявляется тем значительнее, чем больше At.
Поскольку объем АЧР1 выбирается с запасом и превосходит
значение максимального дефицита, кратковременное снижение
частоты до или ниже уставок последних очередей этой категории
разгрузки и нарушение пропорциональности в срабатывании
очередей АЧР1 и АЧРН приводят в ряде случаев к отключению
объемов нагрузки больших, чем возникший дефицит [51 ].
На рис. 2.14, а построены зависимости мощности излишне
отключенной нагрузки (в процентах Рво) от значения дефицита
APf ПРИ различных А* и разных параметрах энергосистемы.
Как видно из рис. 2,14, при максимальных расчетных
дефицитах ДРг=:20-т-30%, т. е. при суммарных объемах АЧР
^ачр — 30-^-40%, в подавляющем большинстве случаев излиш-
него отключения потребителей не происходит. При увеличении
максимальных расчетных дефицитов до А Рт=40^-50%, требую-
щих подключения к АЧР суммарного объема РАЧР = 60-г70%,
при неблагоприятных параметрах энергосистемы (малых кя =
= 1+2 и ттг-г-гв<10 с) и больших А /=0,5 — 0,7 с нарушение
пропорциональности числа сработавших очередей АЧРН и
АЧР1 может приводить к излишнему отключению потребителей
до 10-—12% (рис. 2.14, б). В условиях, когда возможны очень
большие дефициты (АД = 60-^70%) и к АЧР практически необ-
ходимо подключать всю нагрузку, при тех же А г=0,5 -=-0,7 с эта
величина может достигать 20—25% (рис. 2.14, в).
107

Последний случай весьма редок, и, кроме того, при таких
больших дефицитах задача их ликвидации возлагается не на
АЧР, а на специальную дополнительную разгрузку (см. гл. 3).
Такие соотношения могут иметь место, если дополнительную
разгрузку по каким-либо причинам выполнить не удается
(например, потребитель сильно рассредоточен по энергосистеме,
из-за высокой ответственности ряда потребителей не пред-
ставляется возможным отключить крупную питающую линию
и т. д.).
Следовательно, излишнее отключение потребителей в основ-
ном может проявляться при суммарных объемах разгрузки
^ачр = 60н-70% и неблагоприятных 'параметрах энергосисте-
мы— относительно малых регулирующих эффектах нагрузки
£н=1ч-2 и малых ттг = 6ч-7с (из-за преобладания современных
блочных турбоагрегатов или гидроагрегатов с малыми постоян-
ными механической инерции).
Соотношение числа сработавших очередей АЧРП и АЧР1 и
объем излишне отключенной нагрузки в определенной степени
могут зависеть также от начальной уставки по времени /н
очередей АЧРП и ступени уставок по времени этой категории
разгрузки ДгАЧРН. С уменьшением tB и ступеней между
очередями растет доля сработавших очередей АЧРП и может
увеличиваться объем излишне отключенной нагрузки. Выпол-
ненные расчеты показывают, что вариации этих параметров в
приемлемых пределах /н = 5 -н 15 с, ДгАЧР11 = 3-г-8 с качественно не
изменяют зависимостей рис. 2.14 и мало влияют на полученные
количественные соотношения.
Таким образом, требование отключения устройствами АЧР
объема нагрузки, не превышающего значения возникшего
дефицита мощности, обеспечивается в большинстве случаев.
Для уменьшения или полного исключения возможного эффекта
излишнего отключения потребителей (а также для увеличения
fmm) следует стремиться к ускорению действия очередей АЧР1,
что может быть в ряде случаев осуществлено путем сокращения
или полного исключения выдержки времени *рв очередей АЧР1,
выполненных на полупроводниковом реле частоты (см. гл. 6).
Устройства АЧР должны быть размещены таким образом,
чтобы можно было ликвидировать дефициты во всех возмож-
ных аварийных режимах, начиная с местных и кончая общесис-
темными. Определяя размещение разгрузки, целесообразно идти
от анализа местных аварий ко все более общим (более крупный
район, энергосистема, две энергосистемы и т. д.). Объем АЧР в
отдельных узлах энергосистемы определяется по наиболее
жесткому из требований предотвращения развития местных и
общесистемных аварий.
Для того чтобы обеспечить требование минимизации на-
роднохозяйственного ущерба при действии АЧР, потребители
108

должны подключаться к устройствам АЧР с учетом их
ответственности. По мере возрастания ответственности потре^
бителей их следует присоединять к более далеким по вероятнос-
ти срабатывания очередям (имеющим более низкие уставки по
частоте очередям АЧР1 и большие выдержки времени и
соответственно более низкие уставки по частоте очередям
АЧРП).
При размещении АЧР и определении очередности подклю-
чения потребителей следует стремиться к тому, чтобы потреби-
тели технологической и аварийной брони, потребители первой
категории, ущерб от отключения которых наиболее существен,
или совсем не подключались к устройствам АЧР, или их объем
был минимальным. В большинстве случаев удельный вес таких
потребителей на предприятиях невелик, и это условие удается
выполнить. Вместе с тем возможны такие режимы, когда
необходимый объем АЧР не может быть обеспечен без
подключения к устройствам разгрузки таких потребителей.
Тогда ответственные потребители также должны подключаться
к АЧР, иначе, если объем АЧР окажется недостаточным, они
все равно будут погашены вместе со всей энергосистемой или
районом.
Требование минимизации ущерба при работе АЧР диктует
необходимость детального изучения технологических особеннос-
тей потребителей, последствий их отключения с учетом соот-
ветствующих перерывов питания. Целесообразно также с целью
сокращения ущерба от отключения устройствами АЧР более
ответственных потребителей проводить соответствующие ме-
роприятия по внутренним сетям этих потребителей с целью
выделения ответственных электроприемников на отдельные
внешние питающие линии, не подключенные к АЧР.
При правильном размещении АЧР и соблюдении последо-
вательности подключения потребителей к очередям разгрузки
по мере роста их ответственности в большинстве случаев, когда
соблюдается пропорциональность в срабатывании очередей
АЧР1 и АЧРП, ущерб близок к минимально возможному.
Когда же в редких случаях пропорциональность в срабатывании
очередей различных категорий разгрузки нарушается (например,
срабатывает значительная часть очередей АЧР1, а очереди
АЧРП практически не работают), может оказаться, что отклю-
чатся более ответственные потребители (подключенные к
последним очередям АЧР1), в то время как менее ответственные
(подключенные к первым очередям АЧРП) останутся в работе,
в результате этого ущерб окажется выше минимально возмож-
ного. Аналогичная картина будет иметь место, когда при
аварии с медленно нарастающим дефицитом будут в основном
работать очереди АЧРП, а очереди АЧР1 работают в малом
объеме. Тогда окажутся отключенными ответственные потре-
109

бители, подключенные к последним очередям АЧРН, и останут-
ся в работе неответственные потребители, подключенные к
первым очередям АЧР1. При выполнении разгрузки с помощью
очередей АЧР1 и АЧРП, действующих на отключение различ-
ных независимых потребителей, возможность такого нежела-
тельного явления неизбежна.
Устройства АЧР должны, как правило, устанавливаться на
подстанциях энергосистемы. Допускается их установка непос-
редственно у потребителей. В первом случае требуется меньше
аппаратуры, облегчается их контроль, который осуществляется
персоналом энергосистемы, и как следствие этого повышается
надежность действия системы АЧР в целом. Во втором слу-
чае к устройствам АЧР можно подключать нагрузки с боль-
шей избирательностью в зависимости от степени их ответст-
венности, при этом незначительные затраты на дополнитель-
ную аппаратуру позволят существенно сократить ущерб
от перерыва электроснабжения потребителей при работе АЧР.
Для обеспечения надежной работы разгрузки в этих слу-
чаях состояние устройств АЧР, находящихся на объектах
потребителей, должно систематически контролироваться пер-
соналом энергосистемы, кроме того, по возможности их сле-
дует резервировать на подстанциях энергосистемы устройст-
вами с меньшей частотой и большим временем срабатывания
[30, 54].
Выполнение разгрузки в энергосистемах необходимо посто-
янно сопровождать разъяснительной работой о ее задачах и
принципах, которую работники энергосистем должны вести на
предприятиях и объектах. Часто установка устройств АЧР
наталкивается на противодействие со стороны потребителей.
Руководству, энергетикам и технологам предприятий необхо-
димо четко разъяснить, чю отказ от установки АЧР на
объектах приведет к тяжелым последствиям вплоть до полного
прекращения питания объекта. Совместные усилия работников
энергосистемы и промпредприятий должны быть направлены на
более детальное изучение последствий отключения и изыскание
возможностей минимизации народнохозяйственного ущерба при
работе АЧР.
2.5. Совмещение действия АЧР1 и АЧРИ
Описанная выше разгрузка, осуществляемая с помощью двух
категорий—АЧР1 и АЧРИ, каждая из которых состоит из
большого числа очередей, позволяет решить основную задачу,
стоящую перед ней,—ликвидировать все многообразие возмож-
ных аварийных ситуаций с дефицитом активной мощности.
Однако она не свободна от некоторых недостатков, которые
заключаются в следующем.
но

При таком выполнении разгрузки возможно нарушение
необходимой последовательности отключения потребителей в
соответствии с их ответственностью. При малых и средних
значениях дефицитов, когда примерно обеспечивается пропор-
циональность в срабатывании очередей АЧР1 и АЧРП, отклю-
чается ряд наименее ответственных потребителей (первые
очереди АЧР1 и АЧРП) и ряд более ответственных потребите-
лей (последующие очереди АЧР1 и АЧРП) Однако среди
возможных аварийных ситуаций есть такие, которые сопровож-
даются возникновением или больших дефицитов, или же
медленно нарастающих или повторно возникающих небольших
дефицитов. Как было показано ранее, из-за наличия естествен-
ного запаздывания в отключении потребителей быстродейст-
вующими очередями АЧР1 и запасов в объеме АЧР1 при
больших дефицитах мощности как предотвращение снижения
частоты, так и ее восстановление почти полностью происходят
за счет очередей АЧР1, и очереди АЧРП практически не
работают. С другой стороны, при медленно нарастающих и
повторно возникающих небольших дефицитах мощности пре-
дотвращение глубокого снижения и восстановление частоты
происходят почти целиком за счет очередей АЧРП, причем
срабатывают все или почти все очереди этой категории
разгрузки, а у АЧР1 срабатывает только несколько первых
очередей. Таким образом, в обоих крайних случаях происходит
нарушение пропорциональности в срабатывании очередей обеих
категорий разгрузки, причем в первом случае сработает
большая часть очередей АЧР1 и незначительная часть очередей
АЧРП, а во втором случае — наоборот. Следствием такого
характера работы разгрузки является то, что в первом случае
оказываются отключенными ответственные потребители, присо-
единенные к последним очередям АЧР1, и останутся в работе
менее ответственные потребители, присоединенные к начальным
и средним по времени очередям АЧРП, во втором случае имеет
место аналогичная картина с той лишь разницей, что отклю-
чаются ответственные потребители очередями АЧРП и оста-
нутся в работе менее ответственные потребители, присоединен-
ные к очередям АЧР1.
Как указывалось выше, для успешной ликвидации много-
образия возможных аварий возникает необходимость в созда-
нии запасов в объеме разгрузки, причем этот запас в
соответствии с (2.7) и (2.8) закладывается в обе категории
разгрузки. Таким образом, требуемый суммарный объем АЧР,
как видно из (2.9), существенно превышает значение возникшего
дефицита. В ряде энергосистем и районов, где аварийные
ситуации могут сопровождаться большими дефицитами мощ-
ности, к АЧР приходится подключать до 70—90% нагрузки.
Часто решение этой задачи связано с большими трудностями
111

как из-за высокой ответственности ряда потребителей, так и
из-за нехватки аппаратуры. В таких условиях встает задача
снижения запасов объема разгрузки при сохранении ее гибкости
и эффективности.
Указанные выше задачи решаются полностью или частично
(в зависимости от характера аварии) при переходе от раздель-
ного действия очередей АЧР1 и АЧРИ на отключение различ-
ной нагрузки к совмещению действия этих очередей На
отключение одной и той же нагрузки.
Смысл этого мероприятия состоит в том, что на отключение
одной и той же нагрузки заводится импульс как от быстро-
действующей очереди (АЧР1), так и от очереди с выдержкой
времени (АЧРП), т. е. на одну и ту же нагрузку действуют два
пусковых органа.
Рассмотрим различные варианты совмещения разгрузки, при
этом для простоты будем считать, что очередь АЧР1 действует
мгновенно. Для большей наглядности также примем, что
конечная уставка по частоте АЧРП /кЛЧРП выше начальной
уставки АЧР1 /„A4Pi. В первом варианте (рис. 2.15) очереди
АЧР1 с более низкими уставками по частоте совмещены на
одних и тех же нагрузках с очередями АЧРП с меньшими
уставками по времени (соответственно Г с 9", 2 с S", 3' с 7" и
т. д.). Подключим наиболее ответственных потребителей (на-
грузки А, Б, В, Г) к последним очередям АЧР1 (и
^нАЧРЯ-
Л(АЧРД-
*мАЧРГ
АЧР1<
гкАЧРГ
АЧРЖ
&в(ж)
У®А(И)
JL
Рис. 2.15. Вариант совмещения действия очередей АЧР1 и АЧРП на отключение
нагрузки.
Г—9'—очереди АЧР1: V—9" — очереди АЧРП, А —И—нагрузки, х—срабатывание
очередей; /—изменение частоты при медленно нарастающем дефиците мощности,
//—изменение частоты при небольшом или среднем по значению дефиците мощности
112

АЧРЖ
гкАЧР1
Рис. 2.16. Вариант совмещения действия очередей АЧР1 и АЧРН на отключение
нагрузки:
Г—9' — очереди АЧР1: 1"—9" — очереди АЧРИ; А—Я—нагрузки; х—срабатывание
очередей; /—изменение частоты при медленно нарастающем дефиците мощности;
Я—изменение частоты при небольшом или среднем дефиците мощности; Ш—изменение
частое яра дефиците, близком к максимальному расчел ному
соответственно они оказываются подключенными к первым
очередям АЧРН), а наименее ответственных (нагрузки И, 3, Ж,
Е) — к первым очередям АЧР1 (и соответственно к последним
очередям АЧРН). При возникновении большого или среднего
по значению дефицита ликвидация аварии будет происходить
следующим образом (кривая II). При достижении частотой
уставок АЧРИ все очереди этой категории разгрузки запустятся,
при этом по мере снижения частоты сработает ряд первых
очередей АЧР1 (1, 2', 3% которые отключат нагрузки И, 3, Ж, и
ряд первых очередей АЧРИ (1", 2", 3", 4"), которые отключат
нагрузки А, Б, В, Г. Таким образом, в результате окажутся
отключенными более ответственные потребители А, Б, В, Г, в
то время как менее ответственные нагрузки Д и Е, подключен-
ные к несработавшим очередям 4'—6", 5'—5", останутся в
работе. Аналогичная ситуация создастся и при аварии с
медленно нарастающим дефицитом мощности ( кривая Г), когда
сработают только очереди АЧРН 1", 2", 3" и отключат
наиболее ответственных потребителей А, Б, В. Если при данном
варианте совмещения очередей АЧР (индексация нагрузок в
скобках) наиболее ответственных потребителей (нагрузки А, Б,
В, Г) подключить к последним очередям АЧРН (и соответствен-
но к первым очередям АЧР1), а менее ответственных (нагрузки
И, 3, Ж, £)—к первым очередям АЧРИ (и соответственно к
последним очередям АЧР1), то в аварийной ситуации с
8-2860
113

небольшим или средним дефицитом (кривая II) окажутся
отключенными ответственные потребители (нагрузки А, Б, В,
присоединенные к первым очередям АЧР1), и останутся в
работе менее ответственные потребители (нагрузки Г, Д),
присоединенные к несработавшим очередям 4'—б", 5'—5".
Таким образом, при данном варианте совмещения не соблю-
дается последовательность отключения потребителей по мере
роста их ответственности, и он является неприемлемым.
В другом варианте (рис. 2.16) очереди АЧР1 по мере
снижения их уставок по частоте совмещаются на одних и тех же
нагрузках с очередями АЧРН, имеющими все большие уставки
по времени (Г с Г\ 2' с 2" и т. д.)- Подключим наиболее
ответственных потребителей (нагрузки А, Б> Д, Г) к последним
очередям АЧР1 (и соответственно они оказываются подключен-
ными к последним очередям АЧРП), а менее ответственных
(нагрузки И, 3, Ж)— к первым очередям АЧР1 (и соответствен-
но они оказываются подключенными к первым очередям
АЧРН). В этом случае при небольшом или среднем дефиците
мощности (кривая II) запустятся все очереди АЧРП, затем по
мере снижения частоты последовательно сработают очереди
АЧР1 Г, 2', 3' 4' и отключат нагрузки И, 3, Ж, Е. Через время
tB с момента возникновения дефицита сработает очередь АЧРН
1", а затем через соответствующие интервалы времени—очере-
ди 2", 3", 4" этой категории разгрузки. Однако поскольку
нагрузки, подключенные к этим очередям АЧРП, уже отключе-
ны соответствующими очередями АЧР1, это не приведет к
восстановлению частоты. Частота начнет восстанавливаться
после того, как сработает сначала очередь АЧРН 5", а за ней
очереди 6", 7", 8". При медленно нарастающих дефицитах
мощности (кривая /) срабатывают одна за другой очереди
АЧРН I", 2", 3", 4", 5" и отключают нагрузки И, 3, Ж, Е, а
очереди АЧР1 не работают совсем,
И в том, и в другом случае, т. е. независимо от характера
протекания аварии, соблюдается строгая последовательность
отключения потребителей по мере роста их ответственности—
сначала отключаются менее ответственные нагрузки, а более
ответственные остаются в работе. Таким образом, данный
вариант совмещения позволяет решить ^основную задачу обес-
печения строгой последовательности отключения потребителей.
Как видно из рис. 2.16 (кривые / и II), при малых и средних,
а также при медленно нарастающих дефицитах мощности этот
вариант совмещения позволяет также обеспечить необходимую
частотно-временную зону.
Вместе с тем при авариях, сопровождающихся возникнове-
нием дефицитов, близких к максимальному расчетному (кри-
вая///, рис. 2.16), когда срабатывает большая часть очередей
АЧР1 (/'—7'), из-за того что нагрузки, присоединенные к
114

Рнс. 2.17. Оптимальный вариант совмещения действия очередей АЧР1 и АЧРН
на отключение нагрузки:
/'—Т—очереди АЧР1, I"—10"—очереди АЧРН; А~К— нагрузки, х—срабатывание
очередей, I— изменение частоты при медленно нарастающем дефиците мощности;
Я—изменение частоты ври небольшом или среднем дефиците мощности, Ш—изменение
частоты при дефиците, блтком к максимальному расчетному
первым и последующим очередям АЧРН (нагрузки И, 3, Ж, Е,
Д, Г, В), уже оказываются отключенными быстродействующи-
ми очередями, восстановление частоты происходит за счет
последних очередей АЧРН (8", 9"), действующих с большими
(конечными) выдержками времени, в результате этого частота
на низком уровне находится длительное время, и процесс
подъема частоты затягивается. Переходный процесс может в
этом случае не удовлетворять требованию обеспечения допус-
тимой частотно-временной зоны.
Чтобы исключить такое протекание переходкого процесса й
обеспечить подъем частоты за приемлемое время, наряду с
совмещенными очередями часть первых (с более высокими
уставками по частоте и начальными уставками по времени)
очередей АЧРН (например, /", 2", 3") следует оставлять
несовмещенными (рис. 2.17). К ним подключаются менее
ответственные нагрузки {К, И, 3). В остальном порядок
совмещения и распределения потребителей по очередям остает-
ся прежним. В таком варианте выполнения совмещения при
большом, близком к расчетному дефиците мощности (рис. 2.18,
кривая III) ликвидация аварии будет происходить следующим
образом. По мере снижения частоты последовательно срабо-
тают очереди АЧР /', 2', 3', 4', 5' и отключат нагрузки
Ж, Щ Д, Г, В. Но после их работы частота не останется
115

длительное время на низком уровне, а будет восстановлена
первыми несовмещенными очередями АЧРИ 1", 2", 3" и
совмещенными очередями 9", 10". (Очереди АЧРИ 5", б", 7", 8"
тоже сработают, но, поскольку подключенные к ним нагрузки
уже отключены очередями АЧР1, это не будет способствовать
подъему частоты.) Аналогично быстрый подъем частоты за счет
действия несовмещенных очередей АЧРИ 1", 2", 3" будет
происходить и при небольшом или среднем (значении) дефиците
мощности (кривая II). При медленно нарастающем дефиците
мощности, как и в предыдущем варианте совмещения, после-
довательно одна за другой будут работать очереди АЧРИ 1",
2", 3'\ 4'\ 5'\ 6" (кривая/).
Таким образом, рассмотренный вариант совмещения позво-
ляет по-прежнему обеспечить гибкость разгрузки—одни и те же
нагрузки в зависимости от характера переходного процесса
отключаются различными категориями разгрузки: при авариях
со значительными дефицитами они отключаются в основном
очередями АЧР1, при медленно нарастающих и повторно
возникающих небольших дефицитах — в основном АЧРИ, при
наиболее вероятных немаксимальных дефицитах—как очередя-
ми АЧР1, так и очередями АЧРИ.
В то же время этот вариант совмещения дает возможность
за счет несовмещенных очередей быстро восстановить частоту
после работы АЧР1. Он позволяет также в подавляющем
большинстве случаев обеспечивать последовательность отклю-
чения потребителей по мере роста их ответственности, хотя
следует указать, что необходимость не совмещать первые
очереди АЧРИ для обеспечения быстрого подъема частоты
может в некоторых случаях приводить к нарушению строгой
последовательности отключения потребителей.
Такое положение может складываться при авариях с
большими дефицитами мощности, когда работают в основном
очереди АЧР1 и из-за естественного запаздывания в отключении
потребителей быстродействующими очередями и наличия запа-
сов в объеме разгрузки как предотвращение глубокого снижения
частоты, так и ее подъем обеспечиваются за счет действия этих
очередей, а первые (несовмещенные) очереди АЧРИ или не
работают вообще, или срабатывают частично. Таким образом,
остаются в работе менее ответственные потребители, подклю-
ченные к этим несовмещенным очередям, в то время как более
ответственные потребители, присоединенные к последним очере-
дям АЧР1 (и соответственно к последним очередям АЧРИ),
оказываются отключенными. Учитывая, что в большинстве
случаев максимальный расчетный дефицит в энергосистемах не
превосходит 30—40%, когда этот эффект проявляется, а также
то, что даже при максимальных расчетных дефицитах, превы-
шающих это значение, наиболее частые реальные дефициты
U6

чаще всего не достигают предельных значений, можно считать,
что такие варианты протекания переходного процесса достаточ-
но редки.
Выполнение совмещения действия АЧР1 и АЧРН не исключает
необходимости создания запасов в объеме разгрузки. Однако если
при раздельном выполнении АЧР1 и АЧРП запасы в объеме
необходимо закладывать в каждую категорию разгрузки в
отдельности, то, поскольку при совмещении АЧР1 и АЧРП
ликвидация аварий с различным характером переходного процесса
обеспечивается за счет одного и того же объема разгрузки,
суммарный запас может быть снижен. Это особенно важно для тех
энергосистем, где обеспечение требуемых запасов при раздельном
выполнении АЧР1 и АЧРП связано с большими трудностями.
При выполнении совмещенной разгрузки требования к
объему АЧР1 остаются такими же, как и в случае раздельного
действия АЧР1 и АЧРП, и объем рассчитывается по выражению
(2.7). Учитывая, что эти же нагрузки будут подключены и к
совмещенным очередям АЧРП, под несовмещенные первые
очереди АЧРП достаточно подключить такой объем нагрузки,
который оказался бы достаточным для подъема частоты от
значений fmin до значений примерно 49 Гц, при которых
энергосистема может длительно функционировать нормально.
Для этого, как это следует из кривых рис. 2.8, практически
достаточно выполнение условия
РАЧП1>0,1, (2.15)
т. е. к несовмещенным очередям АЧРП должно быть подклю-
чено не менее 10% нагрузки района, энергосистемы, энерго-
объединения.
На основании (2.7) и (2.15) суммарный объем разгрузки с
учетом необходимых запасов при совмещении действия очере-
дей АЧР1 и АЧРП должен быть не менее [30, 54]
Р^ = Ртр1+РАЧРи = АРг + 0,05 + 0,1=АРт+0,15. (2-16)
В табл. 2.3 приводится рассчитанное по (2.9) и (2.15)
примерное соотношение минимально необходимых объемов
нагрузки, подключаемых к АЧР1 и АЧРП, при различных
Таблица 2.3. Соотношение объемов нагрузки
Л Р,
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
"лчи
0,15
0,25
0,35
0,45
0,55
Рлчри при раздель-
ном действии АЧР1
и АЧРП
0,1
0,1
0,14
0.18
0,22
Рлчр при раздель-
ном действии АЧР1
и АЧРП
0,25
0,35
0,49
0,63
0,77
Рлчр при совме-
щении действия
АЧР1 и АЧРП
0,25
0,35
0,45
0,55
0,65
Примечание, Рлчгц при совмещении действия АЧР] и АЧРП (несовмещенные очереди)
составляет для всех ДР, 0,1.
117

максимальных расчетных дефицитах мощности (в относитель-
ных единицах, где за базисную принята мощность нагруз-
ки района, энергосистемы, энергообъединения в исходном ре-
жиме).
Как видно из табл. 2.3, выполнение совмещенной разгрузки
позволяет при больших расчетных дефицитах мощности сокра-
тить суммарный объем нагрузки, подключенной к АЧР.
Переход к совмещенной разгрузке требует дополнительной
аппаратуры (прежде всего реле частоты), поскольку на нагрузку,
подключенную ранее к очереди одной категории разгрузки,
необходимо заводить второй пуск от очереди другой категории
разгрузки.
Как указывалось выше, выполняются несколько очередей
АЧРП, отличающихся уставками по частоте и времени (очереди
с более высокими уставками по частоте имеют меньшие
выдержки времени). При этом несовмещенные очереди АЧРН
имеют наиболее высокие уставки по частоте и начальные
уставки по времени. Вся нагрузка, подключенная к очередям
АЧРН (включая несовмещенные и совмещенные очереди),
разделяется между ними на три-четыре части в соответствии с
числом очередей АЧРН, отличающихся уставками по частоте.
Распределение нагрузки по отдельным очередям АЧРП опре-
деляется конкретными условиями и режимами работы энерго-
системы или энергообъединения. Допустимо примерно равно-
мерное распределение нагрузки по очередям АЧРН с различ-
ными уставками по частоте при условии обязательного выпол-
нения требования (2.15). Также примерно равномерно может
распределяться нагрузка по отдельным очередям АЧРН, имею-
щим одну и ту же уставку по частоте и различные уставки по
времени.
В настоящее время практически во всех энергосистемах
страны осуществлен переход на совмещение действия АЧР1 и
АЧРП, что, как указывалось выше, в большинстве случаев
обеспечивает минимизацию ущерба при отключении нагрузки и
позволяет сократить суммарный объем АЧР.
2.6. Автоматическая частотная разгрузка с
зависимой характеристикой
- Разбиение разгрузки на две категории АЧР1 и АЧРН
приводит к тому, что при некоторых авариях пропорциональ-
ность в срабатывании очередей разгрузки этих категорий не
обеспечивается и нарушается последовательность отключения
потребителей по мере возрастания их ответственности. Этот
недостаток в значительной степени устраняется при совмещении
действия АЧР1 и АЧРЛ на отключение одних и тех же нагрузок.
Однако, поскольку и в этом случае часть нагрузки, подключен-
ие

4os>f
1
—.a
1
2
т
г
5/
У
1 l Ъ/С**^—**
f/
tju,
41
si^--
0 ?. <t
n
is te
Рис. 2 18 Кривые изменения частоты при действии АЧР с зависимой характе-
ристикой
Рис. 2 19. Изменение частоты в переходном процессе при различных вариантах
выполнения разгрузки (расчет на ЭВМ). Д,Рг=г20%, РАЧР=40%, т1Г = 10с,
тв=2с, А. = 2.
/- АЧР с зависимой характеристикой 12 очередей г уставками по частоте в диапазоне
4Я—45 8 Га, ступень пбчастоте 0,2 Гц, постоянная времени изменения уставки т„=бс,
распределение мощности по очередям равномерное: 2—выполнение АЧР по [30, 54] с
совмещением действия АЧР1 и АЧРП: 8 очередей АЧР1 с уставками по частоте в диапазоне
48,5—4675 Гц, ступень по частоте 0,25 Гц, Д<=0,3 с, РАЧИ=28%; на этих же потребителей
осуществлен второй пуск от 8 очередей АЧРП с уставкой по частоте 48,5 Гц и уставками по
времени от 15 до 29 с со ступенью 2 с, 4 несовмещенные очереди АЧРП, уставка по частоте
48,5 Гц, уставки по времени 5, 8, 10, 12 с, РАЧРН=12%, распределение мощности по
очередям отвномервое; 3—АЧР по скорости снижения частоты; 8 очередей АЧР1 по dfjdt;
измерение скорости при/АЧИ=48,5 Гц, РАЧР!=28%, 4 очереди АЧРП с уставкой по частоте
48,5 Гц и уставками по времени 5, 8, 10, 12 с, Р\ЧГи — '2%
ной к первым очередям АЧРП, остается несовмещенной,
исключить его в полной мере не удается, и в некоторых
(достаточно редких) аварийных ситуациях возможно отключе-
ние более ответственных потребителей, подключенных к послед-
ним очередям АЧРИ, в то время как несовмещенные первые
очереди АЧРП не работают.
Указанный недостаток полностью устраняется при выпол-
нении АЧР с зависимой характеристикой (АЧРЗХ), позволяю-
щей совместить функции АЧР1 и АЧРП в одном устройстве.
Такая разгрузка была предложена в [25, 26].
Принцип действия АЧРЗХ иллюстрируется рис. 2.18. Уст-
ройство состоит из нескольких очередей. Все очереди запус-
каются, если частота в энергосистеме снизится до уставки
запуска f^n (момент /0). С этого момента уставки по частоте
очередей АЧР начинают изменяться во времени в соответствии
с характеристиками /—1, 2—2, 3—3 и т. д. (например, по
экспоненте—в общем случае с разными постоянными времени
или по линейному закону—в общем случае с разными
наклонами). Линия обе иллюстрирует изменение частоты с
учетом работы АЧР. По мере того как частота снижается,
119

срабатывают очереди 1—/, 2—2, выполняющие в данном
случае функции АЧР1. Скорость снижения частоты постепенно
падает, и при некотором новом установившемся значении
частоты /у наступает баланс мощности генераторов и мощности
нагрузки, снизившейся за счет ее регулирующего эффекта по
частоте. На уровне fy частота будет находиться только лишь в
течение времени, необходимого для достижения следующей
очередью 3—3 этого значения.
После срабатывания очереди 3—3 возможны два варианта
протекания процесса. Если дефицит ликвидируется, частота
начинает повышаться быстрее (вгд), чем растет уставка после-
дующей несработавшей очереди, так что больше ни одна
очередь разгрузки не сработает. Если срабатывание очереди
3—3 не приводит к ликвидации дефицита и частота стремится
установиться ниже частоты возврата устройства /мивр' про-
изойдет отключение нагрузки последующей очередью (вгд) или
последовательно несколькими очередями. Таким образом, оче-
реди, с помощью которых восстанавливается частота, выпол-
няют функции АЧРН.
При другом дефиците мощности ликвидация аварии прин-
ципиально будет протекать аналогично, но в зависимости от
характера изменения частоты одни и те же очереди в различных
аварийных ситуациях будут выполнять функции или АЧР1, или
АЧРП, так же как это происходит и при обычной АЧР с
совмещением действия АЧР1 и АЧРП на отключение одной и
той же нагрузки.
Если в процессе ликвидации аварии происходит увеличе-
ние дефицита (каскадное развитие аварии), он может лик-
видироваться всеми неработавшими бчередями разгрузки не-
зависимо от того, как изменялась частота до развития ава-
рии (кривая веж на рис. 2.18). При этом чем больше
дополнительный дефицит мощности, тем быстрее он ликви-
дируется.
Таким образом, как бы ни развивалась авария, каким
образом ни изменялся дефицит в процессе аварийной ситуа-
ции (увеличивался в результате отключения генераторов
или уменьшался за счет мобилизации резервной мощности),
частота при работе АЧР с зависимой характеристикой из-
меняется в пределах зоны п. При этом обеспечивается стро-
гая последовательность отключения потребителей, поскольку
каждая последующая очередь отличается от предыдущей и
более низким значением уставки по частоте в одинаковый
момент времени, и большим временем срабатывания при
одинаковой частоте. Следовательно, при работе такой раз-
грузки всегда будет соблюдаться порядок отключения потре-
бителей по мере роста их ответственности, что является ее
основным достоинством.
120

О Ч 8 12 16t,c Q t 8 П 16t,C
а) &)
Рис. 2.20. Зависимость изменения частоты во времени при различных парамет-
рах энергосистемы и АЧР:
а—т„+тя = 10с; б—ттг + т„=20 с, /—ДРГ = 21%, Д/=0,3 с; 2—Д/>г = 42%, Д 1=0.3 с;
J—Д/>г=60%, Д(=0,3 с, 4—Д/>г=21%, Д(=0,5с; 5 —A/>r=42%, Af=0,5 с; 6—ДРГ=60%,
Дг=0,5с
Поскольку после запуска устройства уставки очередей по
частоте начинают с течением времени увеличиваться, отключе-
ние потребителей при работе очередей, действующих как АЧР1,
произойдет быстрее, нежели это происходит в обычных
устройствах АЧР1, когда уставки очередей остаются неизмен-
ными. Эта разница несущественна при больших дефицитах
мощности и резких снижениях частоты и в большей степени
проявляется при малых и средних (по значению) дефицитах
мощности.
Такое ускорение действия очередей, приостанавливающих
снижение частоты, позволяет в переходном процессе несколько
повысить минимальное значение частоты по сравнению со
случаем работы обычной АЧР1 (рис. 2.19).
Поскольку ступень по времени между соседними очередями
в устройствах АЧРЗХ может быть выбрана небольшой в
отличие от обычной разгрузки, где начальные уставки АЧРН
приходится выбирать равными не менее 5 с, восстановление
частоты в этом случае может происходить более быстро.
Таким образом, АЧРЗХ позволяет несколько сократить
частотно-временную зону по сравнению с АЧР с совмещением
действия двух категорий разгрузки на отключение одних и тех
же нагрузок.
В принципе, при действии АЧРЗХ, как и обычной АЧР,
возможно некоторое излишнее отключение нагрузки. Оно
может быть сведено до минимума соответствующим выбором
121

начальных уставок очередей по частоте (при /0) и скорости их
изменения. Начальные уставки выбираются в узком диапазоне,
например 48—46 Гц, а ступени по частоте 0,1—0,2 Гц. Посто-
янные времени (наклон) характеристик /—1, 2—2, 3—2 и др.
должны быть больше максимально возможной постоянной
времени изменения частоты энергосистемы xf.
На рис. 2.20 показаны зависимости изменения частоты во
времени при авариях с различными начальными дефицитами в
энергосистемах с разными постоянными механической инерции
[25,26]. Кривые построены для различных времен At отклю-
чения нагрузки действием АЧР. Уставки очередей по частоте
изменялись по экспоненте с постоянной времени xx>xSmax. В
переходном процессе отсутствовали излишние отключения
нагрузок во время подъема частоты при любых постоянных
времени изменения частоты в энергосистеме и начальных
дефицитах мощности и. как в обычной АЧР, наблюдались
незначительные излишние срабатывания очередей, действующих
как АЧР1, при больших начальных дефицитах из-за наличия
определенного At.
Производя расчет АЧРЗХ, необходимо выполнить только
два условия: как и в обычной АЧР, суммарная мощность
нагрузки, подключенной к устройствам разгрузки, должна быть
не меньше максимально возможного дефицита мощности
энергосистемы (узла), а постоянная времени изменения уставок
очередей АЧР должна быть не меньше максимально возможной
постоянной времени изменения частоты в энергосистеме (узле.).
Таким образом, АЧРЗХ обладает преимуществами по
сравнению с применяемой разгрузкой, но требует специальной
аппаратуры. В настоящее время в энергосистемах страны
установлено более 15 тыс. устройств АЧР на базе реле ИВЧ и
РЧ. Естественно, что при внедрении устройств АЧРЗХ может
стоять вопрос только о сочетании работы таких устройств с уже
установленными. При этом должен быть проработан вопрос
выбора уставок такой комбинированной разгрузки и обеспече-
ния ее эффективного действия при различных аварийных
процессах в энергосистемах.
2.7. АЧР с использованием фактора скорости снижения
частоты
Выполняемая в настоящее время аварийная разгрузка
энергосистем по абсолютному значению частоты в основном
позволяет удовлетворить требования, предъявляемые к ней, и
получить необходимый характер переходного процесса измене-
ния частоты при возникновении дефицита активной мощности.
Вместе с тем при больших дефицитах мощности даже при
действии АЧР возможно достаточно глубокое снижение часто-
122

ты. Кроме того, желательно, чтобы снижение частоты в
переходном процессе при любых дефицитах мощности бы-
ло, по возможности, минимальным. Одним из путей, по-
зволяющих исключить (или уменьшить) глубокие понижения
частоты, является использование фактора скорости снижения
частоты.
С помощью (1.91) и (1.102) скорость снижения частоты в
переходном процессе может быть определена следующим
образом:
dt Рж0клг}
АР,\Ри0-АРн)
"\г<р,.о-АМ+т.<Л,0-Л0
Л,о [V (Р*> - Л /V)+т, (Л,0 - А Р„)]
(2.17)
(знак минус показывает, что происходит снижение частоты).
Несколько менее точная зависимость изменения скорости
снижения частоты во времени может быть получена, если
использовать для xf выражение (1.101):
а=-А^е^г-.
*аО*иТ/
(2.18)
Определим начальную скорость изменения частоты (в
момент Г=0) при возникновении дефицита мощности ДРГ (в
этом случае ДРн = 0):
a°-(rfr)[=o" Pa,
АЛЛ
аК^-о-АЛНч]'
(2.19)
На рис. 2.21 по выражению (2.19) построены зависимости
начальной скорости изменения частоты от дефицита мощности
Рис. 2.21. Зависимость начальной скорости
снижения частоты от дефицита мощности
/—xfr=7c, т„ = 3с; 2—т„ = 10с, т„ = 3с; 3~
tw=15c, т„=3 о
12J
гг.
Ь
i
Ч
3
1
1
Гц/с
1/
Л,
Л3
9 0,1 в.2 0,3 0,4 дРг,™чд.

при различных постоянных механической инерции энергосис-
темы.
Как следует из (2.19) и кривых рис. 2.21, существует
взаимосвязь между начальной скоростью изменения частоты и
значением возникшего дефицита мощности. Она может быть
использована для выполнения аварийной разгрузки. Отметим
также, что если в энергосистеме отсутствует вращающийся
резерв, реализуемый при снижении частоты, то в качестве
показателя возникшего дефицита мощности может быть ис-
пользована не начальная скорость изменения частоты, а
скорость, определенная при некотором (#0 и рассчитанная по
выражению (2.17).
Выполнение аварийной разгрузки по скорости снижения
частоты дает возможность произвести отключение нагрузки
раньше, чем это сделает разгрузка по абсолютному значению
частоты, и тем самым получить более высокие значения
частоты в переходном процессе. В качестве примера на рис. 2.20
показаны зависимости изменения частоты в переходном процес-
се при выполнении разгрузки по абсолютному значению
частоты и по скорости снижения частоты. Как видно из этого
рисунка, при выполнении разгрузки по скорости снижения
частоты минимальное значение частоты в переходном процессе
становится более высоким и происходит более быстрое восста-
новление частоты. Однако так сравнительно просто проблема
использования фактора скорости снижения частоты решается
только в условиях изолированной энергосистемы. В условиях
современных объединенных энергосистем использование этого
фактора связано с рядом сложностей, основные из которых
заключаются в следующем:
1. В условиях многообразия возможных аварийных ситуаций
в объединенных энергосистемах при одной и той же начальной
скорости изменения частоты (при одном и том же относитель-
ном дефиците мощности ДРг/.Ри0) в различных аварийных
ситуациях (при местном или общесистемном дефиците) аварий-
ная разгрузка должна обеспечить отключение разных по
абсолютному значению объемов нагрузки.
Поясним это положение на примере. Рассмотрим две ава-
рийные ситуации в энергосистеме мощностью Рн0= 1000 МВт.
В одном случае это общесистемный дефицит мощности
ЛРг = 200МВт, в другом случае—отделение района мощ-
ностью РнО = 250МВт с дефицитом АРГ = 50 МВт. В обеих
аварийных ситуациях относительный дефицит мощности одина-
ков и составляет 20%. Предположим для простоты, что
постоянные механической инерции энергосистемы и района
одинаковы. Тогда начальная скорость изменения частоты в
соответствии с (2.19) будет также одинаковой, но для восста-
новления частоты до значений, близких к 50 Гц, ^ в первом
124

случае надо отключить около 200 МВт нагрузки, а во втором—
около 50 МВт.
Таким образом, одна из основных трудностей—это обеспе-
чение самонастройки такой разгрузки с точки зрения объемов
отключаемой нагрузки при любой из возможных аварийных
ситуаций, особенно учитывая их многообразие в условиях
сложных энергообъединений.
2. Применяемая в настоящее время АЧР по абсолютному
значению частоты обеспечивает самонастройку разгрузки прак-
тически при любом протекании аварии, автоматически учиты-
вая реализуемые в процессе аварии резервы генерирующей
мощности (за исключением редких случаев, когда весь резерв
сосредоточен на ГЭС).
Если на агрегатах тепловых электростанций имеется вра-
щающийся резерв, то он под действием АРЧВ начинает
мобилизовываться через десятые доли секунды после возник-
новения дефицита. При разгрузке по начальной скорости
снижения частоты, действующей до истечения этого времени,
обеспечивается ее быстродействие, но не учитывается наличие
вращающегося резерва на станциях, что может привести к
излишнему отключению нагрузки. В то же время скорость
снижения частоты за пределами этого интервала времени уже
может не характеризовать значения возникшего дефицита
мощности, поскольку при наличии вращающихся резервов
скорость изменения частоты в различные моменты времени в
значительной степени начинает определяться параметрами и
настройкой АРЧВ и другими факторами. Кроме того, чем
позже действует разгрузка, тем ниже ее быстродействие и, как
следствие, эффективность.
3. Настройка и обеспечение эффективности разгрузки по
скорости изменения частоты существенно осложняются тем, что
величины ки и Ту(ттг и тн), определяющие скорость изменения
частоты, различны для разных районов, энергосистем, энерго-
объединения в целом. Даже для одной и той же энергосистемы
в течение суток, недели, разных периодов года в зависимости от
состава агрегатов, потребителей и других параметров эти
величины могут изменяться. Определенные трудности возни-
кают и при решении вопроса предотвращения ложной работы
таких устройств при синхронных качаниях и асинхронных
режимах.
4. Расчет параметров разгрузки по скорости снижения
частоты (выбор уставок, объема отключаемой нагрузки), как
правило, сложен и трудоемок.
Существует целый ряд предложений у нас в стране и за
рубежом как по способам использования фактора скорости
снижения частоты для целей аварийной разгрузки, так и по его
аппаратной реализации [21, 27, 43, 53, 59, 60, 31, 52, 56 и др.].
125

Предложенные способы выполнения АЧР можно условно
разделить на следующие: только по скорости снижения частоты
[21], но скорости снижения частоты с отстройкой по частоте
[27], по скорости изменения частоты и ее знаку с отстройкой'по
частоте [61], по абсолютному значению частоты и скорости
снижения частоты [43, 53], по абсолютному значению частоты,
скорости ее снижения и интегралу отклонения частоты [60].
Существует ряд предложений по выполнению устройств АЧР с
плавным или дискретным изменением их уставок (уставок по
частоте АЧР1, уставок по времени АЧРН, уставок по частоте и
времени АЧРЗХ) по скорости изменения частоты [31, 59]. В
одних способах используется начальная скорость снижения
частоты, в других—скорость при значениях частоты ниже
номинальной.
В настоящее время АЧР с использованием фактора скорости
изменения частоты не нашла пока широкого применения в
энергосистемах. Это связано прежде всего с тем, что боль-
шинство предложений имеет ряд отмеченных выше органичес-
ких недостатков, не позволяющих применять их в условиях
сложных энергообъединений (главным образом из-за возмож-
ности обеспечить самонастройку разгрузки при различных
авариях с точки зрения объемов отключаемых нагрузок).
Использование этого фактора затрудняется также и тем, что
промышленное гь не выпускает серийно реле скорости измене-
ния частоты. Более широкие перспективы в применении фактора
скорости снижения частоты с точки зрения его аппаратной
реализации открывает широкое внедрение в настоящее время в
противоаварийной автоматике элементов цифровой техники и
микроЭВМ.
Представляется, что с режимной точки зрения использование
фактора скорости снижения частоты в первую очередь наиболее
целесообразно для целей дополнительной (местной) разгрузки в
отдельных районах, т. е. в условиях, когда скорость снижения
частоты при местном дефиците мощности существенно больше,
чем при общесистемном. В таких условиях, с одной стороны,
применение этого фактора дает наибольший эффект и, с другой
стороны, достаточно просто могут быть осуществлены выбор
параметров и настройка такой разгрузки.
Заслуживает внимания принцип разгрузки, описанный в [53}.
В этой работе предложена комбинированная АЧР, которая
использует уже имеющуюся в энергосистемах разгрузку по
абсолютному значению частоты и дополняется несколькими
очередями по начальной скорости изменения частоты. Эти
очереди не предназначены для полной ликвидации возникшего
дефицита. Цель этих очередей по скорости снижения частоты —
ускорить разгрузку за счет более быстрого отключения части
потребителей и свести первоначальную аварийную ситуацию к
126

другой, более легкой с меньшим дефицитом мощности, которая
ликвидируется обычными очередями АЧР1 и АЧРП. Такая
система разгрузки, с одной стороны, сохраняет свойства
самонастройки и, с другой стороны, позволяет несколько
повысить минимальные значения частоты в переходном процессе.
Наиболее перспективными представляются принципы раз-
грузки, в устройствах которой формируется комбинированный
суммарный сигнал по скорости снижения частоты и абсолют-
ному значению частоты или, что более эффективно, по тем же
параметрам и интегралу отклонения частоты [60]. Наличие в
суммарном сигнале составляющей, пропорциональной скорости
снижения частоты, позволяет форсировать отключение нагрузки
при резких снижениях частоты и повысить качество переходных
процессов, в то время как наличие двух друти^ составляющих
обеспечивает самонастройку разгрузки с точки зрения объема
отключаемых потребителей и сокращение частотно-временной
зоны в аварийном процессе.
2.8. АЧР как средство автоматической ликвидации
аварии и восстановления нормального режима
В большинстве случаев на АЧР возлагается в основном
задача предотвращения, развития тяжелых аварий при возникно-
вении дефицита мощности. После ее работы частота восстанав-
ливается до уровней, близких к частоте возврата АЧРП
(48,8—49,2 Гц), а дальнейший подъем частоты до номинальной
(или исходной), синхронизация разделившихся частей энергосис-
тем и восстановление баланса мощности осуществляются
вручную дежурным персоналом. Обычно эти операции занима-
ют не менее J 5—30 мин. Между тем в ряде случаев в
энергосистемах имеется возможность быстрого автоматическо-
го восстановления питания потребителей, что может существен-
но снизить народнохозяйственный ущерб от их отключения в
результате работы АЧР. Такие условия возникают, в частности,
при применении на связях, соединяющих дефицитный район или
энергосистему с энергообъединением, АПВ с улавливанием
синхронизма (АПВУС), разрешающих обратное включение
связи при разности частот до 1—1,5 Гц, при использовании для
восстановления питания нагрузок кратковременных асинхрон-
ных режимов с последующей ресинхронизацией дефицитных
районов. В этих условиях к АЧР должно предъявляться
требование не только восстановить частоту до длительно
допустимых уровней, но и «подогнать» ее до уровня, разрешаю-
щего произвести быструю автоматическую синхронизацию или
ресинхронизацию дефицитного района [71].
_Если уровни, до которых обычно восстанавливается частота
после работы АЧР (около 49 Гц), приемлемы, чтобы устройства
127

?i
р
Чизбр
Ч
и,
ti
я, й, л,,
~1ГУ
-1гЫ~
Рис. 2.22. Временная диаграмма работы очередей АЧРП при изменении уставок
возврата:
/—изменение частоты при аваров; Я—изменение уставок по частоте очередей АЧРП
(//,—изменение уставок первой очереди АЧРП; И2 — изменение уставок второй очереди
АЧРЦ IJ3—изменение уставок третьей очереди АЧРН); *—срабатывание очередей;
G—синхронизация дефицитного района с энергосистемой
АПВУС сработали или произошла ресинхронизация, то в
каких-либо дополнительных мероприятиях для выполнения
этого требования нет необходимости. Однако часто требуется
восстановить частоту до более высоких значений (допустимая
для работы АПВУС или ресинхронизации разность частот
между избыточной и дефицитной энергосистемами определяется
пропускной способностью связи между ними). Это можно
обеспечить, если на реле частоты очередей АЧРН выполнить
коэффициент возврата больше единицы [26, 71 ], т. е. очередь
будет запускаться, например, при частоте /АЧРи~ 48,8 Гц, после
запуска изменит уставку возврата /„<>,„,, и будет возвращаться в
исходное состояние только при частоте, обеспечивающей
автоматическую синхронизацию, например 49,5 Гц, в результате
чего отключение нагрузок очередями АЧРН будет происходить
до тех пор, пока частота не восстановится до этого уровня.
Временная диаграмма работы очередей АЧРН при измене-
нии частоты, иллюстрирующая этот процесс, изображена на
рис. 2.22. После срабатывания очередей АЧРН в принципе
возможны два варианта: восстанавливается первоначальное
значение уставки по частоте данной очереди или ее уставка
переводится на частоту ЧАПВ (если АЧР и ЧАПВ выполняют-
ся на одном реле частоты). Рассмотрим в качестве примера
действие трех очередей АЧРН, считая для простоты их уставки
по частоте одинаковыми. Пусть на первой очереди АЧР не
производится перестройка на уставку ЧАПВ, а на второй и
третьей такая перестройка осуществляется. При частоте, равной
/АЧРи, все очереди АЧР перестроят свою уставку на /„„„. По
мере снижения частоты будут срабатывать очереди АЧР1 и
приостановят снижение частоты. Через время tt после дости-
жения частотой уставки АЧРИ сработает первая очередь АЧРИ
128

и изменит свою уставку на первоначальную fA4Pll (линия II,).
Через времена t2 и t3 соответственно сработают вторая и третья
очереди АЧРИ и изменят свою уставку на /ЧАПВ (линии 112, П3 )■
Срабатывание рассматриваемых и последующих очередей
АЧРН будет происходить до тех пор, пока частота не
восстановится до f^^p- После этого произойдет автоматическая
синхронизация дефицитного района.
Особо эффективен описанный выше способ автоматической
ликвидации аварии в сочетании с ЧАПВ нагрузок дефицитного
района. Это позволяет не только поднять частоту до номиналь-
ной (исходной) в дефицитном районе, но и после его
синхронизации быстро восстановить электроснабжение отклю-
ченных потребителей. Восстановление частоты для обеспечения
автоматической синхронизации дефицитного района изменением
уставки возврата очередей АЧРИ успешно применяется в ряде
энергосистем. Например, в Латвглавэнерго [26] этот способ
позволяет в сочетании с действием ЧАПВ автоматически
восстановить в дефицитном районе питание нагрузок, отклю-
ченных устройствами АЧР, т. е. полностью ликвидировать
аварию через 1—2 мин.
2.9. Влияние реакции тепловых электростанций
на работу АЧР
Как было показано в § 1.6, 1.7, существенное, а в ряде
случаев и определяющее влияние на протекание процессов
изменения частоты при небалансах мощности оказывает реак-
ция на аварийные возмущения тепловых электростанций, и
прежде всего блочных агрегатов с высокими и сверхвысокими
параметрами пара, составляющих основную долю источников
генерации. Эта реакция зависит от ряда факторов: наличия
резервов мощности, типа котлов, наличия систем регулиро-
вания котлов и турбин (ГР, СРМ, РДС и т. д.), режимов ра-
боты агрегатов (на номинальном или скользящем давлении)
и т. д. До последнего времени анализ аварийных процес-
сов, связанных с работой АЧР, и оценка эффективности
аварийной разгрузки проводились, как правило, только с
учетом действия АРЧВ турбин (воздействие от которых
реализуется через доли секунды или несколько секунд) при
допущении постоянства давления пара перед турбиной, а
реакция котлов, обусловленная перечисленными выше факто-
рами и проявляющаяся на интервале времени от нескольких
десятков секунд до нескольких минут, не учитывалась. Однако
при наличии вращающегося резерва мощности на тепловых
электростанциях их реакция на аварийное возмущение с
дефицитом активной мощности оказывает существенное влия-
ние на работу АЧР [50].
Ш
9-2860

т
801 ... i 1 i I i 1 i 1. i 1 i
0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500 550 t,c
Рис. 2.23. Зависимости изменения частоты (а) и мощности агрегатов (б) во
времени при дефиците мощности ДРГ=10% и Р^,=20%:
/—агрегат с турбиной с промперегревом пара без учета котла; 2—агрегат с прямоточным
котлом, питательным турбонасосом и турбиной с промперегревом пара (ПТ), 3—то же с
главным регулятором (ПТГР), 4—то же с регулятором «до себя» (ГГТДС); 5—то же при
работе агрегата на скользящих параметрах с 70% полностью открытых регулирующих
клапанов турбины (ПТСП); б—агрегат спрямоточным котлом, питательным электронасо-
сом и турбиной с промперегревом пара (ГО), 7—агрегат с барабанным котлом и турбиной
с промперегревом пара (Б)
На рис. 2,23, а, 2.24, а приведены зависимости изменения
частоты при возникновении в энергосистеме дефицитов мощнос-
ти АРТ=Ю и 20%, наличии вращающегося резерва мощности
соответственно i* э = 10 и 20% и действии АЧР. Расчеты
выполнены на ЭВМ но программе, описанной в гл. 9. При
расчетах принималось, что вся генерируемая мощность выраба-
тывается агрегатами одного типа. Изменение мощности соот-
ветствующих агрегатов в переходном процессе показано на
рис. 2.23, б, 2.24, б. Параметры разгрузки приняты следующими;
АЧР1 — диапазон уставок по частоте /Ачп=46,6-^48,5 Гц, коли-
130

50 100 150 200 250 ЗОВ 350 400 450 500 5501, с
о-)
100
95
90
85
80
75
70
О 50 100 ISO 200 250 300 350 400 450 500 550 t.c
Ю
Рис 2 24 Зависимости изменения частоты («) и мощности агрегатов (б) во
времени при дефиците мощности ДРГ = 20% и Pp.,=20% (обозначения те же,
что на рис 2 24)
чество очередей 20, ступень уставок по частоте 0,1 Гц,
отключение нагрузки через Л/АЧИ=0,5 с, подключенная мощ-
ность РАЧР1 = 50%; АЧРН—уставка по частоте 48,8 Гц, коли-
чество очередей 8, диапазон уставок по времени 10—31 с,
ступень уставок по времени 3 с, подключенная мощность
131
/V
У?
fxSJC
1
5
3
^У7
ч
1
1
1
,7 Ч
__|Д_
s
i

_РДЧР11 = 20%, распределение подключенной мощности по очере-
дям АЧР1 и АЧРН равномерное, действие очередей АЧР1 и
АЧРП раздельное на отключение своей нагрузки. Параметры
энергосистемы^ следующие: эквивалентная постоянная механи-
ческой инерции турбоагрегатов ттг = 10с, эквивалентная пос-
тоянная механической инерции нагрузки тн = 3 с, регулирующий
эффект активной мощности нагрузки по частоте ка = 2,
В табл.-2.4 для указанных аварийных возмущений приведены
значения мощности, отключенной устройствами АЧР в процессе
их ликвидации.
Как видно из рис. 2.23, 2.24 (кривые 1), если не учитывать
изменения давления пара перед турбиной, то вращающийся
резерв мощности под действием АРЧВ турбин реализуется,
частота в переходном процессе не снижается до уставок АЧР,
аварийная разгрузка не работает и установившееся значение
частоты определяется статизмом АРЧВ. Реально при учете
реакции котлоагрегатов и изменении давления пара перед
турбиной переходный процесс протекает по-иному (рис. 2.23,
2.24, кривые 2—7). Из-за снижения давления пара перед
турбиной на начальной стадии процесса реализуется только
часть резервной мощности и частота снижается более глубоко
(рис. 2.23, а, 2.24, а, кривые 2—7). При ДРГ = 10% это не
приводит к срабатыванию АЧР (рис. 2.23, а), а при ДРГ = 20%
срабатывают первые очереди АЧР1 (рис. 2.24, а): Дальнейшее
протекание процесса, работа различных категорий разгрузки и
значение отключаемой нагрузки определяются видом агрегатов
и их регуляторов. При наличии на котлах главных регуляторов
(или аналогичных им систем регулирования), форсирующих
котел, резерв мощности под их действием реализуется, частота
восстанавливается до значений, определяемых статизмом АРЧВ
турбин (рис. 2.23, 2.24, кривые 3), и АЧР при АРГ = 20% больше
не работает. При отсутствии главных регуляторов, когда
задание нагрузки котла остается неизменным, из-за снижения
давления пара перед турбиной мощность агрегатов начинает
падать, частота в системе снижается, что приводит к срабатыва-
нию сначала одной-двух очередей АЧР1, а затем, поскольку
процесс снижения мощности агрегатов протекает достаточно
медленно, к последующему срабатыванию ряда очередей АЧРП
(рис. 2.23, 2.24, кривые 2,5—7).
Как было показано ранее, в условиях раздельного действия
АЧР1 и АЧРН и отсутствия резервов мощности при малых и
средних внезапных дефицитах мощности АРГ— 10ч-30% соотно-
шение срабатывающих очередей АЧР1 й АЧРП и отключенной
ими мощности примерно равно соотношению подключаемой к
ним нагрузки (в среднем АРАЧР1/А7,АЧр|, = 2-н2,5). Как видно из
табл. 2.4, при наличии резерва мощности и учете реакции
котлоагрегатов может иметь место существенное изменение
132

соотношения срабатывающих очередей различных категорий
разгрузки и отключаемой ими мощности. Так, при ДРГ = 20% в
энергосистеме, состоящей из агрегатов с барабанными котлами
или прямоточными котлами с питательными турбонасосами,
из-за того что сброс первоначально набранной резервной
мощности в результате снижения давления пара перед турбиной
происходит достаточно медленно (с постоянной времени кот-
лоагрегата), имеет место преимущественное срабатывание оче-
редей АЧРП (ДРА1Ш/ДРАЧР1]=0,5). При ДРГ=10% для тех же
агрегатов ДРАЧР1/ДРАЧРц = 1 Аналогичная ситуация имеет место
и в энергосистеме, состоящей из агрегатов с прямоточными
котлами с питательными электронасосами. Мощность таких
агрегатов из-за снижения производительности питательных
насосов в процессе ликвидации аварийной ситуации падает ниже
исходного значения (рис. 2.23,6, 2.24,6, кривые 6), и если при
АРТ = 20% АРХЧР1/АРАЧР11=0,6, то при ДРГ=10% доля сработав-
ших очередей АЧРП оказывается существенно больше
(ДРАЧР1/Дх\ЧРП=0,3)
В энергосистеме, состоящей из агрегатов, работающих на
скользящих параметрах с частью полностью открытых клапа-
нов турбины, резерв реализуется на начальной стадии в
незначительной степени (рис. 2.23,6, 2.24,6, кривые 5), что
приводит к наиболее глубокому снижению частоты в системе
(рис. 2.23, а, 2.24, д, кривые J), Как следствие этого при
АРг — 20% доля сработавших очередей АЧР1 оказывается
наиболее высокой (Д/>ДЧР,/ДРАЧРП = 2), т. е. характер ликвидации
аварийной ситуации (с преимущественным срабатыванием
АЧР1) близок к случаю, когда резерв мощности вообще
отсутствует. Как видно из рис. 2 23, б, 2.24, б (кривые 4), при
наличии на агрегатах РДС в переходном процессе мощность
Таблица 24 Мощность, отключенная устройствами АЧР (в числителе при
ДРГ=10%, в знаменателе при ДРГ=20%)
Отключенная мощность
Действием АЧР1, АРАЧП, %
Действием АЧРП, Д^дчрц. %
Суммарная ДРАЧК, %
Вид агрегата в энергосистеме
Без
учета
котла
0
0
0
0
0
0
ПТ
2,5
5
2,5
10
5
15
ПТТР
0
5
0
0
0
5
птдс
5,0
7,5
5
15
10
22,5
пэ
2,5
7,5
JA
12,5
10
20
птсп
2,5
10
2^5
5
5
15
Б
2,5
5
2,5
10
5
15
Примечание Обозначения агрегатов те же, что на рис 2 24
133

агрегатов уменьшается до величины ниже ее установившегося
значения (равного исходной мощности) и имеет место глубокое
снижение частоты. Как следствие этого, возрастает доля
срабатывающих очередей АЧРТ и особенно АЧРН (табл. 2.4), и
мощность, отключаемая очередями обеих категорий разгрузки,
оказывается наибольшей. Более того, суммарная мощность,
отключаемая устройствами АЧР, может даже, как в случае
АРГ=20%, превосходить значение дефицита мощности, в
результате чего происходит заброс частоты выше исходной.
Подобные явления имели место и в практике эксплуатации.
Например, в одной из аварий при дефиците мощности
Д/*г = 10% в результате действия РДС на блоках с прямоточны-
ми котлами сработала. АЧР суммарным объемом ДРАЧР=20%.
В действительности процесс изменения частоты в системе
при работе АЧР может несколько отличаться от изображенного
на рис. 2.23, 2.24 из-за того, что состав агрегатов системы
различен, отличен от принятого равномерного характер распре-
деления нагрузки по очередям АЧР, иными могут быть
граничные уставки, количество очередей, ступени между очере-
дями АЧР и т. д. Как показали расчеты, все эти факторы могут
несколько количественно повлиять на полученные результаты, в
частности, при более мелких по мощности очередях процесс
изменения частоты будет более плавным, однако качественное
протекание процессов и основные выводы остаются прежними.
Таким образом, при наличии вращающегося резерва мощ-
ности и наиболее частых малых' и средних по значению
дефицитах мощности (АРГ= 10^-30%) во многих случаях ликви-
дация аварийной ситуации с дефицитом мощности идет
преимущественно за счет очередей АЧРН. При этом чем больше
имеющийся резерв мощности, чем в большей степени он
реализуется на начальной стадии снижения частоты и чем
медленнее и глубже происходит его последующий сброс, тем
больше оказывается доля сработавших очередей A4PII. Таким
образом, объем сработавших очередей АЧР1 и АЧРП и
последовательность действия этих очередей при наличии резер-
ва мощности могут существенно отличаться от случая ликвида-
ции аварийной ситуации действием АЧР при его отсутствии или
агрегатах, работающих на скользящих параметрах. Такая
неоднозначность последовательности работы очередей различ-
ных категорий разгрузки при раздельном действии АЧР1 и
АЧРН на отключение различной нагрузки может приводить к
тому, что в ряде аварийных ситуаций ущерб от отключения
нагрузки действием АЧР будет превосходить минимально
возможный, т. е. не будет обеспечиваться одно из важнейших
требований, предъявляемых к АЧР. Задача минимизации
ущерба при работе АЧР при любом характере протекания
аварийной ситуации, в том числе и при наличии вращающегося
134

резерва мощности, может быть решена путем перехода на
совмещение действия очередей АЧР1 и АЧРН на отключение
одной и той же нагрузки в сочетании с мобилизацией резервов
мощности агрегатов с помощью главных регуляторов котлов
или аналогичных им систем регулирования, обеспечивающих
работу котлов в регулировочном режиме.
При больших дефицитах мощности (АРг = 35^-50%) и
резерве Ррп—10-^30% из-за первоначального быстрого и
достаточно глубокого снижения частоты происходит срабатыва-
ние значительной части очередей АЧР1. Несмотря на то что
первоначально мобилизованный резерв мощности с течением
времени на ряде агрегатов сбрасывается, что может приводить
к работе АЧРИ, доля сработавших очередей АЧР1 при таких
дефицитах существенно выше и соотношение А/'ачрг/Д^ачрн в
большинстве случаев примерно такое же, как и в условиях
работы разгрузки при отсутствии резерва мощности.
Как было пок.1 тно выше, при отсутствии резервов мощности в
ряде случаев из-за конечного времени действия очередей АЧР1
возможно излишнее о гключение нагрузки. Оценим, как влияют на
этот эффект наличие резерва мощности и тип агрегатов. Несмотря
на то что из-за снижения давления пара перед турбиной на
начальной стадии реализуется только часть имеющегося резерва
мощности, его влияние весьма существенно. Так, при суммарной
мощности нагрузки, подключенной к АЧР, РАчр=40-=-55%
(расчетные дефициты мощности APr = 3Q—40%) и Рре5 = 20%
излишнего отключения нагрузки не наблюдается (при любых
агрегатах, кроме имеющих РДС). При РАЧР = 70%, ДРГ = 30 —50%
и агрегатах любого вида с турбинами без промперегрева пара
(кроме имеющих РДС) излишнее отключение нагрузки также не
имеет места (рис. 2.25, в), так как на начальной стадии процесса в
результате действия АРЧВ турбин быстро реализуется значи-
тельная часть резервной мощности. При наличии турбин с
промперегревом пара и агрегатах любого вида (за исключением
работающих на скользящих параметрах и снабженных РДС)
излишнего отключения нагрузки в подавляющем большинстве
случаев также не происходит (рис. 2.25, в). Лишь при неблаго-
приятных параметрах энергосистемы (малых &н = 1 и тп = 7с) и
большом ДгАЧР,=0,7 с возможно излишнее отключение нагрузки
до 5%, обусловленное быстрым и глубоким снижением частоты на
начальной стадии процесса и срабатыванием значительной части
очередей АЧР1. По этой же причине происходит излишнее
отключение нагрузки и при наличии агрегатов, работающих ва
скользящих параметрах пара (рис. 2.25, в). Однако, поскольку у
этих агрегатов на начальной стадии процесса мобилизуется
существенно меньший резерв мощности, частота снижается более
глубоко, срабатывает большее количество очередей АЧР1 и объем
излишне отключенной нагрузки возрастает.
135

1b
UP»
10
3
У
Л
4
yp\
6-9
2
\
Л
~J
10
20
JO
40 . 50
SO
70
80 APT,%
w\
-"ЛИЯ|/о
Чт9
123
±-ЛШ^
11 У
Л-
'^ А
fa
i^\
10
го зо лр%
б)
w
го , зо
в)
40 ДРГ,%
Рис 2 25 Зависимость мощности, излишне отключенной устройствами АЧР, от
начального дефицита при различных параметрах энергосистемы и различном
времени действия АЧР1
а—суммарный объем нагрузки, подключенной к устройствам АЧР, /*A4F = 70%
Сачи = 50%. />ачи, = 20%), Р-,=0 6-Рачр-42% (^АЧИ=30%, Ркчт=\2%), Р^О,
в-РАЧ,=70% (/>АЧИ = 50%, /СЧР1,=20%), Р„,=20%, 1 fc.= l, х1Г=7с, т„=3с, Д(дчп=
= 0,7 с, 2—Л„=1, т„. = 7с т„ = 3с, Д;дчп = 0>,5 с 5— кв = ], тгг = 7с, т„ = 3с, А(АЧИ=0,Зс,
4—кя = 2, ттг=10с, t„ = 3c, Д/АЧР1=0,7с, 5 — fc„ = 2, г„ = 10с, ти = 3с, Д/ДЧР1=0,5 с,
б—jc, = 2, v = 10c, тн = 3 с, Л»дчр,=0,3с, 7- к. = 3, тт =7 с, т„ = 3 с, АгАЧР,=0,7 с; 8—fc„=3,
1^=7 с, т„ = 3 с, Д;АЧИ=0,5 с, 9—к„=Х t„ = 7 с, тв = 3 с, Д>АЧИ = 0,3 с, /О—ПТ, ПТГР, ПЭ,
Б при параметрах режима I, 11— ПТДС при параметрах режима 1, 12—ПТСП при
параметрах режима 1, 13—ПТСП при параметрах режимов 3—9, ПТ, ПТГР, ПЭ, Б при
параметрах режимов 2 -9, агрегат без учета котла при параметрах режимов 1—9,
14—ПТСП при параметрах режима 2, 15—ПТДС при параметрах режима 5
По-иному проявляется эффект излишнего отключения наг-
рузки при наличии агрегатов, снабженных РДС (рис. 2.25, в).
При снижении частоты под действием АРЧВ увеличивается
открытие регулирующих клапанов турбины, что вызывает
снижение давления пара перед турбиной. РДС, поддерживая
исходное давление, начинает вновь прикрывать регулирующие
клапаны, в результате этого после первоначального подъема
мощности агрегата происходит ее снижение (и, как следствие,
снижение частоты), причем в переходном процессе мощность
агрегата снижается ниже исходного значения. Такой ход
процесса, протекающего достаточно медленно (десятки секунд),
приводит к тому, что даже при небольших дефицитах мощности
(А,РГ= 10 — 20%) в значительном объеме срабатывают очереди
АЧРИ, излишне отключающие часть нагрузки. Излишнее
отключение тем больше, чем неблагоприятнее параметры
136

энергосистемы (меньше ттг и кп) и разгрузки (больше A/A4pi)-
С ростом АРТ(АРТ = 40— 50%) при малых ттг и fcH и больших
ДгАЧР1 происходит срабатывание значительной части очередей
АЧР1, частота быстро восстанавливается до высоких значений и
эффект излишнего срабатывания очередей АЧРИ из-за отрица-
тельного действия РДС не успевает проявиться [рис. 2.25, в,
кривая 1 (ПТДС) совпадает с кривой / для остальных
агрегатов]. При больших же значениях ттг и кя, меньших A/A4Pi
и тех же дефицитах мощности быстрого восстановления
частоты после действия АЧР1 не происходит, в результате этого
проявляется отрицательное влияние РДС и работают очереди
АЧРИ, излишне отключающие нагрузку [кривая 5 (ПТДС)], в
то время как при всех других агрегатах (кроме ПТСП)
излишнее отключение нагрузки в этом случае отсутствует.
Безусловно, при наличии РДС наиболее неблагоприятным
является излишнее отключение нагрузки при малых и средних
дефицитах мощности (ЛРГ=Ш—30%), поскольку такие аварий-
ные возмущения являются наиболее вероятными и частыми.
Таким образом, приведенные выше результаты позволяют
сделать следующие выводы:
при наличии на ТЭС вращающегося резерва мощности
анализ работы и оценка эффективности АЧР должны произво-
диться с учетом реакции на аварийное возмущение тепловой
части электростанций (котлов, турбин и их систем регули-
рования);
при наличии на ТЭС вращающегося резерва мощности
ликвидация большинства аварийных ситуаций с дефицитом
мощности происходит преимущественно за счет АЧРИ. При
раздельном действии АЧР1 и АЧРИ на отключение различной
нагрузки ущерб при работе устройств разгрузки может превос-
ходить минимально возможный. В этих условиях минимизация
ущерба может достигаться переходом на совмещение действия
АЧР1 и АЧРИ в сочетании с вводом в работу систем ре-
гулирования, обеспечивающих увеличение паропроизводитель-
ности котла при аварийном снижении частоты;
РДС на блоках с прямоточными котлами не только
нейтрализуют действие АРЧВ турбин, но и могут при наличии
резерва мощности приводить к излишнему отключению нагруз-
ки действием АЧР в широком диапазоне возможных аварийных
ситуаций. Для исключения подобных явлений должны строго
соблюдаться требования [54] о выводе РДС из работы при
аварийных отклонениях частоты.
Ряд аналогичных выводов может быть сделан относительно
энергосистем с преобладанием АЭС. При анализе процессов,
связанных с работой АЧР, необходим учет реакции ядерной и
тепловой частей этих электростанций, систем регулирования
энергоблоков АЭС, причем необходимость такого учета обус-
137

ловлена также отличительным свойством энергоблоков АЭС —
положительным саморегулированием реактора при изменении
температуры теплоносителя на его входе и выходе. При
наличии вращающегося резерва на энергоблоках АЭС, так же
как и в энергосистемах с ТЭС, ликвидация аварий с дефицитом
мощности будет происходить преимущественно за счет АЧРП.
Аварийные процессы с работой АЧР в энергосистемах с
преобладанием АЭС требуют специального исследования. Такие
исследования, в частности, необходимо выполнить для агрега-
тов различных типов, различных режимов работы энергоблоков
(при их работе в базисном режиме, когда мощность реактора
поддерживается постоянной с помощью автоматического регу-
лятора нейтронной мощности, а давление пара перед турбиной
поддерживается постоянным с помощью РДС; при привлечении
энергоблоков к аварийному регулированию частоты, когда
автоматический регулятор мощности, поддерживающий пос-
тоянство давления пара перед турбиной, приводит мощность
реактора в соответствие с положением регулирующих клапанов
турбины).
2.10. АЧР и устойчивость межсистемных связей
Возникновение аварийного дефицита активной мощности в
какой-либо энергосистеме, входящей в энергообъединение, при-
водит к снижению частоты во всем энергообъединении. Хотя
при таком возмущении происходит торможение всех генерато-
ров, изменения их угловых частот вращения на начальном этапе
переходного процесса могут быть различными, что вызывает
увеличение взаимных углов между ЭДС генераторов. Как
следствие этого, в ряде случаев в условиях общесистемного
снижения частоты может нарушаться устойчивость межсистем-
ных связей. Такое протекание процесса имеет место, если
приемная часть энергообъединения тормозится более интенсив-
но, чем передающая. Степень торможения различных частей
энергообъединения зависит от их мощностей, постоянных
механической инерции, регулирующих эффектов нагрузки, дефи-
цитов активной мощности, возникающих в этих частях. Таким
образом, при возникновении аварийного дефицита мощности
встает задача не только предотвращения глубокого или
длительного снижения частоты, но и обеспечения устойчи-
вости межсистемных связей при общесистемном снижении
частоты. Первая из этих задач решается в основном с по-
мощью АЧР. Естественно, что работа разгрузки существенно
сказывается и на загрузке межсистемных транзитов. В связи
с этим целесообразно более детально проанализировать вопрос
влияния действия АЧР на устойчивость межсистемных электро-
передач.
138

Рис. 2.26. Схемы энергообъединений:
а—простейшее энергообъединение из двух энергосистем; 6—г—сложные энергообъедине-
ния различной структуры (б—цепочечная, в—радиальная, г—многосвязная)
Рассмотрим простейшее энергообъединение суммарной мощ-
ностью Р^, состоящее из двух энергосистем—приемной 1 с
нагрузкой Ри1 и передающей 2 с нагрузкой Рн2 (рис. 2.26, а).
Переток мощности в исходном режиме из энергосистемы 2 в
энергосистему 1 равен Pt 2. Резервы генерируемой мощности в
обеих системах отсутствуют. В приемной энергосистеме 1
возникает дефицит мощности АРг1 (отключается часть генера-
торов), в процессе снижения частоты срабатывают устройства
АЧР в обеих энергосистемах и отключают нагрузки мощностью
соответственно APA4fl и АРАЧР2- Предположим, что наброс
мощности на межсистемную связь не приводит к нарушению ее
устойчивости. Тогда установившееся отклонение частоты в
энергообъединении
А/ д/>г1-дрАЧ|>1-лра
А^п-А^Ачц-А^АЧРг
Лом *m£1*hI "*ЛЧР1 ""^АЧРг ) *н! (Л.1 ~^^АЧР1 ) + *»2 (^*»2 ~" *АЧР2 )
{РЛ-АРАЧГ1)+{РЛ-АРАЧП)
, 1 йРг1-ДРАЧ>1-АРАЧР,
. (2.20)
Отсюда результирующее увеличение перетока в энергосисте-
му 1 по межсистемной связи в установившемся режиме
АЛ,2 = ЛЛ1-Л^АЧР1
У ном
" Г1 АЧР1 КЛР«-^МЫР*г-&Р™г) • ( }
То же самое изменение перетока из энергосистемы 2 может
быть рассчитано как
139

АР — ЛР i ^V^ — ^PfH?l)^f
Л^1,2 —а^АЧР2"1 ~f =
Уыом ~^
» n _j_ ^яД^нг ~^^АЧР2 Н^-^г! ~^^АЧР1 ~ А^АЧРЗ ) СУТУЛ
-^^AMPZT" jl /„ _д„ \, t fp Ар j ■ <А^
ли1 V »1 " *АЧР1 1 • кл2 \гч2 " ГАЧР2 ^
Как видно из (2.21) и (2.22), чем меньше отношение
£Н1 Ли /(^н2 Ла)» тем больше наброс мощности на межсистем-
ную связь при возникновении дефицита АРг1. В (2.21) первый
член есть увеличение перетока в энергосистему / за счет
возникшего в ней дефицита мощности Л,Рг1, уменьшенное на
значение нагрузки, отключенной устройствами АЧР в этой
энергосистеме, а второй член отражает уменьшение наброса
мощности на связь из-за снижения нагрузки в энергосистеме 1
за счет результирующего снижения частоты. В (2.22) первый
член отражает наброс мощности на межсистемную связь из-за
отключения нагрузки устройствами АЧР в энергосистеме 2, а
второй член — наброс мощности на эту связь из-за снижения
нагрузки в энергосистеме 2 за счет результирующего снижения
частоты. Таким образом, отключение нагрузки устройствами
АЧР в энергосистеме 1 разгружает межсистемную связь, а в
энергосистеме 2—загружает ее. Если после работы АЧР
частота не восстанавливается до исходного значения, то
изменяется мощность нагрузки во всем энергообъединении, при
этом снижение нагрузки в энергосистеме I разгружает связь, а
снижение нагрузки в энергосистеме 2—загружает ее. Чем
меньше соотношение k^P^jk^P^, тем в меньшей степени
межсистемная связь разгружается за счет снижения нагрузки в
энергосистеме 1 и в большей степени загружается за счет
снижения нагрузки в энергосистеме 2.
При ksl=kR2^k^
AD _/А О АР ^ Сн1— Д^"ачР1 ){Д-РГ1— A^ahpi-А^АЧРг)
а/1,2-(а^П-а/АЧР1) р Ар Лр =
гя* Q/A4P1~'1/A4P2
AD _i (^н2~"PA4p2)(A"ri —ДРЛЧР1—Д/,АЧР2) /"> Ъ1\
=Д^АЧР2Н J~ZTi Z^J • ^l-lif
rHL ar АЧР1 ar\4PZ
Если АРг1 = ДРАЧР1+ДРАЧР2 = ДРАЧрЕ, т.е. дефицит мощнос-
ти АРт1 полностью ликвидируется в результате действия АЧР,
то А/=0 и
ДЛ.2 = ЛЛ1-ЛЛюр1=Л^ачр2- (2-24)
Если при этом все сработавшие очереди АЧР находятся в
энергосистеме J (А^ачре = А.РАЧР1 > АЛччр2=0)> тс> APt 2 = 0, т- е-
в этом случае исходный переток мощности по межсистемной
связи останется без изменения. Если же все сработавшие
очереди находятся в энергосистеме 2 (АРАЧР1—АРАЧР2>
Д.РАЧР1=0), то А/>1>2 = АРг1, т.е. наброс мощности на связь
140

Щг/АРп
1
Ofi
0,2
^
SWN
\l
>К8
vff
7
^к5
■Г>
^
4^s
Л
\
0,2 0,4
йРл -
0,6 0,8
ДРМ?2
ЛРг
п
о,г о,ч о,б 0$ 1
Ч'АРщп/йРп
Рис 2 27 Зависимости наброса мощности на межсистемную связь
APl2iAPrl от ДРАЧр|/ДРг1 при различных а (Р^~\, ДРг1 = 0,2).
1 — о=1, 2—а=0,8, Ри1=0,3, 3—а=0,8, Рн1=0,5, 4 —а=0,8, Р., =0,8, 5—а=0,4, Ри!=0,3,
S—й=0,4, Рн|=0,5, 7—я=0,4, Р„,=0,8, <?—а=0,2, Р„,=0,3, 9—«=0,2. Р„, =0,5,
№—с=0,2, Рн|=0,8
Рис 2 28 Зависимости минимально необходимого по условиям устойчивости
объема АЧР в энергосистеме 1 АРАЧГ1 / APri от APA4?zj АРт1(Р,а= 1, ДРГ = 0,2)
;-рн1=о,з,
= 0,2, *.=0,2, 2—Р„,=0,5, Р,
= 0 2, Jt„=0,2, J — Рн! =0,5,
Л 2.^=0,5, kp=0X 4~PHl =6,5, P, 2„„=0,1, *p = 0,2, 5-P„ = 0,5, P, 2„„=0,5, A„=0,3,
Й-Л,=0,5, Р12пр«д = 0,5, t„=0,4, f-P.,=0A Р12„ред = 0.2, АР=0Д, Я-Р„,=0,8,
^i2oPe,=0.U ^p=0,2
будет равен возникшему дефициту мощности. Как видно из
(2 24), если А/=0, то значение наброса мощности на межсистем-
ную связь зависит только от соотношения АРАЧР1 и АРАЧР2 и не
зависит от мощности соединяемых энергосистем и регулирую-
щих эффектов нагрузки.
Если же суммарная мощность нагрузки, отключенной
устройствами АЧР, составляет только некоторую долю а от
Д/,г1(ДРАЧР1 = йАРг1), т.е. имеет место некоторое нескомпен-
сированное отклонение частоты А/, то при kKl = kn2 = kBZ
APia^Pn-^PA4Pl)JP^A^pPrl{l~a) (2-25)
В этом случае наброс мощности на межсистемную связь
зависит не только от соотношения Д-РАЧР1 и АР^^, но и от
соотношения Рв1 и Ря2 (при разных кя— от соотношения feHlPHl
АР
и кпгРкг). На рис 2.27 по (2.25) построены зависимости 12 от
АРт1
при различных а и различных соотношениях
ДЛ
APri
-а —
ДР.
АРТ1
141

Лц и Р*г- Как видно из рис. 2.27, чем в большей степени
дефицит ликвидируется АЧР в энергосистеме 1, тем меныне
наброс мощности на межсистемную связь. При наличии
некоторого остаточного Д/(а<1) чем меньше отношение
Ра1/Ря2' тем больше наброс мощности на связь, при этом
различие в зависимостях для разных соотношений PMljPu2 тем
существенней, чем в меньшей степени дефицит мощности
компенсируется действием АЧР (чем меньше а).
Пусть предел передаваемой мощности по межсистемной
связи равен Р1>2прсд и связь работает с коэффициентом запаса
по устойчивости кр. Если возникающий в энергосистеме 1
дефицит мощности АРг1 приводит к нарушению устойчивости
межсистемной связи, то могут быть определены минимально
необходимые для обеспечения устойчивости в послеаварийном
установившемся режиме объемы отключения нагрузки от
устройств АЧР. Изменение перетока АРХ 2, рассчитанное по
(2.25), должно быть не больше допустимого, равного
ЬРиг^Ригш**^- (2-26)
Приравняв (2.25) и (2.26), разделив правую и левую части
полученного выражения на АРг1 и сделав соответствующие
преобразования, получим
Д^АЧМ
(к-Шгй^ША
(2.27)
АЛ.
Кроме того, должно еще соблюдаться условие
А^г1^а=А£*!Е (2.28)
АЛ, ДРг1 v '
На рис. 2.28 по (2.27) построены зависимости минимально
необходимого для обеспечения устойчивости послеаварийного
режима объема АЧР в энергосистеме J от ДРАЧга/Д,Рг1.
Зависимости построены для различных соотношений Рв1/Ря2,
различных кр и Pu2apca. Штриховая прямая отражает ограниче-
ние (2.28). Рабочие точки лежат между штриховой прямой и
соответствующей зависимостью. Естественно, что чем больше
Л 2нред и кр, тем меньше при одном* и том же суммарном
объеме АЧР и одних и тех же Ря1 и Рп2 может быть объем
отключения нагрузки в энергосистеме /. Чем больше суммар->
ный объем нагрузки, отключаемой АЧР (чем больше я), тем
больше нагрузки для обеспечения устойчивости межсистемной
связи должно отключаться в энергосистеме I. Чем меньше
соотношение Ри1/Ри2, тем больше нагрузки должно отключаться
142

устройствами АЧР в энергосистеме 1 (поскольку при одном и
том же АРг1 с уменьшением Рн11Ра2 увеличивается наброс
мощности на межсистемную связь).
Рассмотрим теперь случай возникновения дефицита мощ-
ности в энергообъединении в результате отключения генерато-
ров мощностью АРт2 в передающей энергосистеме 2. Тогда
выражение для АР12 запишется следующим образом:
ЛР - Глр , кч (Л.1-АЛчР1)(АЛ2-А^ЛЧР1-АРлч,г)]_
- [(\Р ЛР \ *ч (f* - AJ>A4f г) (А^Г2 - Afдчи ~ ААчмГ!
~ Ll rt "Л^АЧР2)" ^(^-Л^НМ^-АЛ™) J ■
Отключение генераторов в энергосистеме 2 и отключение
нагрузки в энергосистеме i разгружают связь, причем чем
меньше ка2Рп21(кш1Ря1), тем больше этот эффект, а отключе-
ние нагрузки в энергосистеме 2 загружает ее. При нали-
чии некоторого нескомпенсированного снижения частоты
Л/(Д.РАЧрЕ < АРг2) уменьшение нагрузки в энергосистеме 1
разгружает связь, а уменьшение нагрузки в энергосистеме 2
загружает ее. Если Д/=0, т.е. АРАЧР1: — АРт2, то APli2 =
= — АРАЧР1= — (АРг2 —АРАЧР2), Если при этом работает только
АЧР в энергосистеме / (A/*A4K=A^ampi)> то Л..2= — ДЛ-2> т- е-
межсистемная связь разгружается на А^,. Если же работает
только АЧР в энергосистеме 2 (Ai>AtIpj=Ai>A4p2), то АР12=0,
т. е. изменение перетока по межсистемной связи равно
нулю.
Если переток мощности по межсис темной связи отно-
сительно невелик, отключение генераторов в энергосисте-
ме 2 может приводить к реверсу перетока и увеличению
его значения до предельного по условию устойчивости.
Пусть предел передаваемой мощности по межсистемной
связи в обе стороны одинаков и равен Ply2Bptll и в исход-
ном режиме при передаче мощности из энергосистемы 2
в энергосистему' / коэффициент запаса по устойчивости ра-
вен кр. Тогда аналогично тому, как это было сделано для
случая дефицита мощности в энергосистеме /, можно оп-
ределить минимально необходимый объем АЧР в энерго-
системе 2 по условию обеспечения устойчивости межсис-
темной связи при реверсе перетока вследствие отключения
генераторов в энергосистеме 2. Результирующее измене-
ние перетока по межсистемной связи не должно превышать
Л.гпредг—т + Л,2пРед> отсюда при кя1 = кп2=kaZ объем от-
ключенной нагрузки в энергосистеме 2 должен быть не
менее
143

Д^Г2 . Р.
1-
нЕ
A^2
Как видно из выражений (2.23), (2.29) и рис. 2.27, в
простейшем энергообъединении из двух энергосистем действие
АЧР независимо от того, в какой из энергосистем возникал
дефицит мощности и работала АЧР, не утяжеляет аварийную
ситуацию и не приводит к дополнительному набросу мощности
на межсистемную связь сверх значений возникшего дефицита
мощности. В худшем случае, если дефицит мощности возникает
в приемной энергосистеме, а равный ему объем АЧР отключа-
ется в передающей, наброс мощности на межсистемную связь
равен возникшему дефициту мощности. В остальных случаях
действие АЧР снижает наброс мощности на связь (в пределе до
нуля, если от АЧР отключается нагрузка, равная дефициту в
той же энергосистеме, где возник этот дефицит). Эффективность
действия АЧР с точки зрения разгрузки межсистемной связи
зависит от соотношения АРАЧР1 и Л-РАЧР2 и кн1 PHlj(kH2 Рн2).
Если переток мощности по межсистемной связи постоянно
направлен из энергосистемы 2 в энергосистему 1, то АЧР может
быть выполнена так, чтобы ее действие было наиболее
эффективным с точки зрения разгрузки межсистемной связи,—
в энергосистеме 1 должен быть сосредоточен основной объем
АЧР, а уставки устройств по частоте в этой энергосистеме
должны быть выше, чем в энергосистеме 2, что обеспечит их
первоочередное срабатывание. Если же переток мощности по
межсистемной связи может быть реверсивным, то такая
фиксированная, наперед заданная настройка АЧР в энергосисте-
мах 1 и 2 не обеспечивает соответствующей разгрузки
межсистемной связи при изменении направления перетока в
предаварийном режиме. В этом случае встает задача управления
устройствами АЧР (объемами отключаемой нагрузки в энерго-
системах 1 и 2) в зависимости от направления перетоков.
Рассмотрим теперь случай возникновения дефицита мощ-
ности в одной из энергосистем сложного энергообъединения
(см. рис. 2.26, б—г). В отличие от рассмотренного выше
простого энергообъединения, где действие АЧР по крайней мере
не утяжеляет режима межсистемной связи, в сложном энерго-
объединении действие АЧР в различных энергосистемах может
приводить к дополнительным набросам мощности на меж-
системные связи и нарушению их устойчивости — все зависит от
структуры энергообъединения и направлений перетоков мощ-
ности. Так, например, в энергообъединении цепочечной струк-
туры (рис. 2.26, б) при направлении перетоков из энергосистемы
144

4 через энергосистемы 3 и 2 в энергосистему / и возникновении
дефицита мощности в энергосистеме 1 отключение нагрузки в
энергосистеме 4 может привести к нарушению устойчивости
транзита 4—3, а отключение нагрузки в энергосистеме 3,
разгружающее транзит 4—3, может привести к нарушению
устойчивости транзита 3—2. Аналогично и в энергообъедине-
нии другой структуры при работе АЧР в различных энерго-
системах, удаленных от той, где возник дефицит мощности,
может происходить нарушение устойчивости соответствующих
межсистемных связей. В общем случае в энергообъединенин,
состоящем из и энергосистем, изменение суммарного обменного
потока мощности i'-й энергосистемы при возникновении в ней
дефицита мощности АРГ1 равно
АР^^А^-А^р, : i=± . (2.31)
J=l
При возникновении дефицита мощности АРГК в fc-й энерго-
системе
kHI{Pm-&PA4fl){APlk- £ ДЛчр,)
ЛЛ*.,= -A/W, ; ^ (2-32)
J-1
Для одних энергосистем, например 1, 4 в схеме рис. 2.26, б,
обменные потоки являются одновременно перетоками по
межсистемным связям, для других энергосистем перетоки по
межсистемным связям могут определяться по суммарным
обменным потокам мощности энергосистем. В общем случае
для энергообъединений многосвязной структуры могут быть
рассчитаны только обменные потоки мощности.
Весь проведенный выше анализ* влияния работы АЧР на
устойчивость межсистемных связей сделан для условий после-
аварийного установившегося режима. На динамику протекания
переходного процесса изменения межсистемных перетоков при
работе АЧР существенное влияние оказывают параметры
разгрузки, и в частности уставки по частоте и времени очередей
АЧР в приемных и передающих энергосистемах, характер
распределения объема АЧР по очередям АЧР. Существенно
также влияние реакции ТЭС и их систем регулирования (в
частности, из-за возможного излишнего отключения нагрузки
устройствами АЧР при наличии на блоках РДС, из-за увеличе-
ния объема отключаемой нагрузки в результате снижения
производительности ПЭН и т. д.). При наличии резервов
генерируемой мощности в некоторых энергосистемах как
145

протекание переходных процессов, так и параметры установив-
шегося режима в большей степени определяются значениями
этих резервов и темпами их мобилизации [5, 50]. Наиболее
тяжелые условия с точки зрения режимов межсистемных связей
будут иметь место, как правило, при наличии резервов в
передающих энергосистемах, реализация которых при снижении
частоты будет приводить к дополнительным набросам мощ-
ности на связи. Поскольку протекание переходных процессов
при общесистемном дефиците мощности и работе АЧР опреде-
ляется большим числом различных факторов, при оценке
эффективности разгрузки и устойчивости межсистемных связей
необходимо не только анализировать условия послеаварийных
установившихся режимов, но и рассчитывать динамический
переход к этим состояниям.
Повышение устойчивости межсистемных связей при возник-
новении общесистемных дефицитов мощности может быть
достигнуто управлением устройствами АЧР в различных энерго-
системах по некоторым системным параметрам. Управление
может производиться уменьшением объемов отключаемой
нагрузки в передающих энергосистемах (в предельном случае —
полной блокировкой АЧР в этих энергосистемах) и увеличением
в приемных путем опережающего срабатывания устройств АЧР
в приемных энергосистемах (подъемом уставок по частоте и
сокращением уставок по времени устройств в приемной
энергосистеме или снижением уставок по частоте и увеличением
уставок по времени устройств в передающей энергосистеме)
[68]. Управление может осуществляться по знаку и значению
взаимного угла между эквивалентными генераторами, направле-
нию и перетоку мощности и другим параметрам. Выполнение
устройств АЧР на базе процессорной техники, позволяющей
оперативно изменять различные параметры разгрузки, откры-
вает возможность для такого управления.
В настоящее время с целью предотвращения нарушения
устойчивости межсистемных связей при работе АЧР наиболь-
ший объем нагрузки подключается к устройствам АЧР в
дефицитных по мощности (приемных) энергообъединениях, а
верхние уставки по частоте этих устройств принимаются более
высокими, чем в передающих (отправных) энергообъединениях.
Этот принцип остается основополагающим и в будущем.
Применение управляющих комплексов на базе ЭВМ позволит
сделать систему АЧР более адаптивной с точки зрения
обеспечения устойчивости межсистемных связей с учетом
режимов перетоков мощности, структуры межсистемных связей
и т. д.
Естественно, что относительно просто такое управление
можно осуществить в энергосистемах и энергообъединениях
простой структуры. В энергосистемах сложной структуры для
146

этой цели необходим сложный управляющий комплекс с
большим объемом контролируемой исходной информации и
большим числом объектов воздействия.
Глава третья
АВАРИЙНАЯ РАЗГРУЗКА ПРИ БОЛЬШИХ ДЕФИЦИТАХ
МОЩНОСТИ
3.1. Назначение и объем дополнительной разгрузки
В ряде аварий возможно возникновение больших дефицитов
мощности и, как следствие, быстрое снижение частоты. Такие
аварийные ситуации в основном характерны для отдельных
районов или энергосистем и маловероятны в крупных энерго-
объединениях.
Если бы отключение нагрузки устройствами АЧР происхо-
дило при таких авариях мгновенно (т. е. в момент снижения
частоты до уставки срабатывания устройства), можно было бы
избежать глубоких снижений частоты. Однако в действи-
тельности даже при правильно выбранном объеме, правильной
настройке и размещении АЧР большие дефициты мощности
приводят, как правило, к глубокому (хотя в отдельных случаях
и кратковременному) снижению частоты. Это происходит из-за
наличия даже небольших выдержек времени очередей АЧР1 и
собственного времени выключателей (рис. 3.1). Таким образом,
может не выполняться одно из основных требований, предъ-
являемых к АЧР, и возникает опасность нарушения работы
электростанций. Кроме того, глубокое снижение частоты, как
правило, одновременно сопровождается глубоким снижением
напряжения. При выполнении устройства АЧР на базе нндук-
44 1—^3 J 1 1 1 1 ,—__!
О 2 4 6 в 10 12 14 t,s
Рис. 3 I. Изменение частоты s переходном процессе при различных временах
отключения нагрузок устройствами АЧР1 (расчет на ЭВМ). A/*r = 70%, 20
очередей АЧР1 в диапазоне 48,5—46,6 Гц, РАЧР, = 70%; 8 очередей АЧРИ в
диапазоне 10—34 с. /ДЧР1|=48,5 Гц, /^„=28%, равномерное распределение
нагрузки по очередям АЧР, хтг=7 с, тн=3 с, ки=2;
/—А/=0, 2—Д/=0,7с
147

Рис. 3.2. Зависимость APtBpt:!l от времени от-
ключения нагрузки (расчет на ЭВМ). Уставки
по частоте АЧР1; начальная /я=48,5 Гц, конеч-
ная /,=46,5 Гц, ступень по частоте между
очередями 0,1 Гц, исходная частота/D=50 Гц:
1— тгг = 12с, т.^Зс, *„=2; 2—т1Г=7с, т„ = 3с, к, = 3;
i—т„ = 7с т,=3с, к,=2; 4~ттг = 7 с, т„ = 3с, *„=1
0,3 0,5 0J ЛЬ,с
двойного реле частоты ИВЧ-3 (ИВЧ-011) без специальных
мероприятий по стабилизации напряжения в его цепях глубокое
снижение напряжения может вызвать значительное увеличение
погрешности реле или его отказ (см. гл. 6), в результате этого
АЧР окажется неэффективной, что еще более усугубит тяжесть
аварии.
В соответствии с требованиями к аварийной разгрузке,
изложенными в [30, 54], она должна быть выполнена таким
образом, чтобы возможность даже кратковременного снижения
частоты ниже 45 Гц была полностью исключена. Оценим, как
влияет на процесс снижения частоты при больших дефицитах
мощности время отключения нагрузки быстродействующими
очередями АЧР1. Полное время отключения нагрузки At
складывается из времени действия реле частоты tp (0,15-—0,2 с),
выдержки реле времени fPil и времени действия выключателя Гв
(0,15—0,2 с). Таким образом, при исключении выдержки
времени (что возможно в устройствах с реле РЧ-1) минималь-
ное время отключения нагрузки At составит 0,3 — 0,4 с.
В устройствах на базе реле ИВЧ для предотвращения их
ложной работы при исчезновении и последующей подаче
напряжения необходимо вводить выдержку времени не менее
0,2—0,3 с, поэтому минимальное время отключения нагрузки
составит Дг = 0,5-^0,7 с.
На рис. 3.2, 3.3 построены зависимости предельно допусти-
мых значений дефицитов мощности АРтарея (в долях мощности
нагрузки энергосистемы до возникновения дефицита Рн0) по
условиям предотвращения снижения частоты ниже 45 Гц при
работе АЧР1. Кривые построены для различных значений At,
регулирующего эффекта нагрузки кя, постоянных механической
инерции генераторов и турбин х„ и нагрузки тн. Объем АЧР1
148
ЛРГ,
0,85
0,75
0,65
(1,55
Ш
преЭ,Ет'
.ей.
1
<f*~^
Ч*^
X

Рис. 3.3 Зависимость ЛРГ- от постоянной механической инерции турбин и
генераторов (а), нагрузки Щ и регулирующего эффекта нагрузки (в) (расчет на
ЭВМ). Уставки по частоте АЧР1, начальная /н=48,5 Гц, конечная /,=46,5 Гц,
ступень по частоте между очередями 0,1 Гц, исходная частота /0 = 50 Гц,
Д*=0,3 с
выбирался в соответствии с (2.7) и распределялся между
очередями АЧР1 равномерно. Вращающийся резерв мощности
не учитывался.
Как видно из рис. 3.2, при сокращении времени отключения
нагрузки величина АРтпрея возрастает, т. е. вероятность глубо-
кого снижения частоты намного уменьшается. Таким образом,
ускорение действия АЧР1 является эффективным мероприятием
по предотвращению глубокого снижения частоты. Такое меро-
приятие в устройствах с реле РЧ-1 осуществимо, а в устрой-
ствах с реле ИВЧ по причинам, указанным выше, ограничено.
Анализируя кривые рис. 3.3,5, следует также обратить
внимание на тот факт, что при больших дефицитах мощности
на протекание переходного процесса более существенное влия-
ние начинает оказывать постоянная механическая инерции
нагрузки т„, в то время как при сравнительно небольших
дефицитах мощности (менее 40—50%) влияние этого пара-
метра незначительно. Этот эффект объясняется тем, что при
отключении значительной части генерирующей мощности, как
это следует из выражения (1.102), эквивалентная постоян-
ная механической инерции генераторов и турбин т„{1— АРГ)
становится малой и переходный процесс в значительной сте-
149

пени начинает определяться близкой к ней по значению
Если возникший дефицит АРТ превышает значение АРГ пред.
т. е. даже при работе АЧР возникает опасность снижения
частоты ниже 45 Гц, наряду с АЧР должна предусматриваться
дополнительная разгрузка, основное назначение которой—уско-
рение отключения и увеличение объема отключаемой нагрузки
[30, 54].
Минимальный объем дополнительной разгрузки в этом
случае может быть рассчитан по такому выражению (все
величины отнесены к мощности нагрузки района в исходном
режиме), отн. ед.:
Р =.к г~~ г-"Ред <"г i\
1 д.ртш Лз |_др ' \J-lJ
г,пред
где £,= 1,1—коэффициент запаса.
При определении Ря<ртЫ величина ДРГ пред может быть взята
из рис. 3.2, 3,3. При отсутствии данных о постоянных механи-
ческой инерции и регулирующем эффекте нагрузки можно
принять минимальное значение АРГ = 0,45-^0,5.
Дополнительную разгрузку целесообразно устанавливать и
тогда, когда одновременно с дефицитом активной мощности в
крупных узлах нагрузки возникают большие дефициты реактив-
ной мощности и возможно развитие лавины напряжения. Такие
ситуации характерны для отдельных районов, где, как правило,
режимы с большими дефицитами активной мощности сопро-
вождаются и большими дефицитами реактивной мощности, а
также для дефицитных узлов, находящихся за значительным
реактивным сопротивлением от основного источника питания.
При этом во втором случае наиболее опасными с точки зрения
лавины напряжения могут быть не обязательно режимы с
максимальным дефицитом активной мощности. Расчетными
здесь могут быть и режимы с относительно малыми дефицита-
ми активной мощности, например отключение ближайшего к
узлу источника питания небольшой мощности, приводящее к
глубокому снижению напряжения в этом узле.
Характер протекания переходных процессов изменения ча-
стоты в энергосистеме и напряжений в узлах нагрузки при
больших дефицитах активной и реактивной мощности сущест-
венно зависит от характеристик нагрузки по частоте и
напряжению (состава нагрузки), реакции АРВ и устройств
релейной форсировки возбуждения генераторов и синхронных
двигателей. При существенной доле нагрузки, активная мощ-
ность которой в большой степени зависит от напряжения,
значительное снижение напряжения при большом дефиците
реактивной мощности приводит к уменьшению дефицита
активной мощности. При этом- частота может снижаться
150

незначительно, но возникает опасность нарушения устойчивости
двигателей. Не исключены случаи, когда частота вообще
практически не будет снижаться вследствие глубокого снижения
напряжения. При преобладании двигателей (у которых потреб-
ляемая активная мощность мало зависит от напряжения) даже
при значительном снижении напряжения частота будет сни-
жаться быстро и глубоко и может возникнуть опасность
развития как лавины частоты, так и напряжения. Чем выше
быстродействие АРВ генераторов и двигателей, чем эффектив-
нее и длительней работает их форсировка возбуждения, тем
выше уровни напряжения в узлах нагрузки и запасы ее
устойчивости. С другой стороны, такой эффект действия АРВ и
форсировки возбуждения в меньшей степени позволяет снизить
возникший дефицит активной мощности за счет снижения
напряжения, а в ряде случаев (при увеличении напряжения в
узлах нагрузки в результате действия АРВ и релейной
форсировки) даже приводит к его увеличению.
При значительных дефицитах активной и реактивной мощ-
ности для оценки необходимости выполнения дополнительной
разгрузки, определения факторов ее действия следует в каждом
конкретном случае выполнять расчеты переходных процессов
изменения частоты и напряжения с учетом реальных характе-
ристик узлов нагрузки по частоте и напряжению и реакции АРВ
и устройств релейной форсировки возбуждения генераторов.
к/ Дополнительную разгрузку, как правило, следует выполнять
по факторам, характеризующим возникновение местного дефи-
цита независимо от изменения частоты. Такими факторами
могут быть отключение агрегата, линии или трансформатора (с
контролем значения или направления мощности в предшествую-
щем режиме или без него), наброс или изменение направления
мощности по линии, трансформатору, сечению и т. д. Возмож-
но использование для целей дополнительной разгрузки фактора
одновременного снижения частоты и напряжения, а также
фактора скорости снижения частоты, поскольку, как правило,
скорость снижения частоты при большом местном дефиците
мощности существенно больше, чем при общесистемных дефи-
цитах (см. гл. 2). Выполнение дополнительной разгрузки по
скорости снижения частоты связано с определенными трудно-
стями из-за отсутствия серийно выпускаемого реле скорости
снижения частоты, хотя существует ряд предложений по
получению скорости снижения частоты на обычных реле
понижения частоты (см. гл. 6). Для целей дополнительной
разгрузки возможно применение устройств ВЧТО, циркуляр-
ного телеотключения т. д.
Дополнительная разгрузка практически является устрой-
ством противоаварийной автоматики программного действия,
подобным тем, которые применяются для предотвращения
151

нарушения устойчивости параллельной работы энергосистем, в
частности САОН [54]; программа действия такого устройства
(объем отключаемой нагрузки и время отключения) рассчитыва-
ется заранее, и после срабатывания устройства оно не осуще-
ствляет контроль за дальнейшим протеканием процесса.
К дополнительной разгрузке предъявляются те же требования,
что и к аналогичным устройствам противоаварийной автома-
тики: быстродействие, правильная дозировка воздействия, се-
лективность, надежность.
Быстродействие и дозировка воздействия (объем отключае-
мой нагрузки)—два взаимосвязанных фактора. При выпол-
нении дополнительной разгрузки, предназначенной для пред-
отвращения глубокого снижения частоты, быстродействие
является одним из важнейших факторов, определяющих эффек-
тивность этих устройств, поэтому следует стремиться к обеспе-
чению разгрузки в начальные моменты снижения частоты до
начала работы АЧР или хотя бы в моменты срабатывания
первых очередей АЧР1.
Определим время tx снижения частоты до уставки первой
очереди АЧР1 /н. Используя (1.90), можно записать
г,
/н = /0-Д/уст(1-е т')> 0-2)
где
_ _Сно-АЛ-Кг + т,,Л,0. Af _ АРг/о .
Х/ р и ' ^-/уст р t >
отсюда
Рис. 3.4. Зависимость времени до момента
достижения частотой уставки первой очереди
АЧР1 от значения дефицита мощности (/_ =
=48,5 Гц, /0 = 50 Гц, fc„=2):
1 — тгг=12с, т. = 3 с; 2—ттг = 7с, t, = Jc
0,35
[1,011
0,25
0,20
0,15
010
г.* ,
пчч г
\ У
\
Л
чч п
\
V
вч п
к
чЛ
1ЧАР
\
.OTH.et
152

г
! 1
■
т-
! >
!/
/
У
г2
'/
/
I
i
i 3-
J
J
'I I l_ I I i ' ' ' ■> ■ I I -r I
0 ff,Z ff,* fl,fi 0,8 f,0t9„c
Рис 3 5 Зависимость необходимого по условиям предотвращения снижения
частоты ниже 45 Гц объема дополнительной разгрузки от времени отключения
потребителей (расчет на ЭВМ) АР' =0,7, диапазон уставок по частоте АЧР1
48,5—46,5 Гц, ступень 0,2 Гц, Д*=0.7 с, распределение нагрузки по очередям
АЧР1 равномерное
/-ттг=7с т„ = 3с, *. = 1 (ДРГ „^=0,52), 2~v = 7c. т,= 3с Лг. = 2(4/>г „,«„=0 57),
По выражению (3 3) на рис 3.4 построена зависимость
На рис. 3.5 для одного из дефицитов мощности приведена
зависимость необходимого объема дополнительной разгрузки
Рдр от времени отключения нагрузки этой автоматикой. Эта
величина рассчитана в относительных единицах, причем за
базисный принят объем дополнительной загрузки, определен-
ный по (3 1).
Методику определения этих характеристик нроиллюстрируем на примере
Пример. Пусть т1Г=7с, тн = 3с кя-2 Например, ДРГ=0,7, тогда по (2 7)
объем быстродействующей разгрузки (АЧР1 и дополнительная разгрузка)
должен быть не менее РДЧР1+Д р=АРг+0,05 = 0,75 При ДРГ=0,7 и приведенных
выше значениях т„, тн, к„ и Дг=0,7 с по кривым рис 3 2, 3 3 находим
ДРГ прел=0,57 По (3 1) минимальный объем дополнительной разгрузки составит
Рд „„,,„ = 1,1 (О,7-О,57)/(1~О,57)=0,34 Следовательно, к АЧР1 необходимо под-
ключить нагрузку 0,75—0,34 = 0,41 Далее проводились расчеты переходного
процесса на ЭВМ с постепенным увеличением времени отключения нагрузки
устройством дополнительной разгрузки глр от 0 до тех пор, пока минимальное
значение частоты в переходном процессе не достигало 45 Гц После этого с
увеличением гяр объем дополнительной разгрузки также увеличивался, а к
очередям АЧР1 из того же суммарного объема разгрузки (0,75) подключалась
оставшаяся часть нагрузки Расчеты вновь повторялись до тех пор, пока
минимальное значение частоты не становилось равным 45 Гц Например, при
?др=0,8 с необходимый объем дополнительной разгрузки составил 0,46 Относя
его к минимально необходимому объему допотнительной разгрузки, рассчитан-
ному по (3 1), получаем 0,46/0,34=1,32 отн ед
Поскольку в (3.1) входит коэффициент запаса £, = 1,1»
минимального объема дополнительной разгрузки, определен-
ного с его учетом, достаточно при временах отключения
нагрузки больше нуля. Так, при ДРГ=0,7 разгрузки P№,m
достаточно до *др=0,6-1 с {рис. 3 5). При больших дефицитах
это время несколько сокращается (до 0,3 — 0,4 с), а при
меньших—возрастает. Сопоставляя кривые на рис. 3.4 и 3.5,
можно сказать, что, если время отключения нагрузки устрой-
153

ством дополнительной разгрузки меньше времени снижения
частоты до начальных уставок по частоте очередей АЧР1 или
близко к нему, объем дополнительной разгрузки, рассчитанный
по (3.1), является достаточным. Если срабатывание дополни-
тельной разгрузки происходит с задержкой, т. е. в моменты
времени, когда уже срабатывают последние очереди АЧР1, то
для обеспечения ее эффективности, возможно, потребуется
некоторое увеличение объема разгрузки.
Объем дополнительной разгрузки, определенный по (3.1) или
рис, 3.5, рассчитывается исходя из того, что дополнительная
разгрузка предотвращает снижение частоты ниже 45 Гц, а
дальнейшая ликвидация аварийной ситуации и восстановле-
ние частоты возлагаются на АЧР и другие мероприятия.
В принципе можно объем дополнительной разгрузки увеличи-
вать вплоть до значения максимально возможного местного
дефицита мощности. Однако, поскольку дополнительная раз-
грузка, реагирующая, как правило, не на частоту, а на другие
факторы, не участвует в ликвидации общесистемных дефицитов,
она не может полностью заменить АЧР. Объем АЧР при
наличии дополнительной разгрузки должен определяться по
наиболее тяжелому из условий ликвидации общесистемных
дефицитов и дефицита после действия дополнительной раз-
грузки. Если объем дополнительной разгрузки выбран так, что
она практически ликвидирует большую часть местного дефи-
цита мощности, то объем АЧР в этом районе,, как правило,
определяется требованиями ликвидации общесистемного дефи-
цита.
Допускается подключать одни и те же нагрузки к устрой-
ствам как дополнительной разгрузки, так и АЧР. Тогда при
местных дефицитах они будут отключаться устройствами
дополнительной разгрузки, а при общесистемных — устройст-
вами АЧР.
Объем дополнительной разгрузки, факторы действия и
выдержки времени устройств, действующих при опасных дефи-
цитах реактивной мощности, следует, как правило, определять
после анализа устойчивости узлов нагрузки. Для этого целе-
сообразно сначала провести упрощенную оценку уровней
напряжения в этих узлах после возникновения дефицита
мощности (независимо от того, есть ли необходимость в
дополнительной разгрузке по условиям больших дефицитов
активной мощности), и если они превышают £/^«0,85 £/ном, то
можно считать, что опасности лавины напряжения нет и в
дополнительных расчетах нет необходимости. Если упрощенные
расчеты показывают, что уровни напряжения в узлах ниже этой
величины, то необходим более детальный анализ устойчивости
узлов нагрузки в переходных процессах, а в ряде случаев и
проведение специальных натурных экспериментов, на основании
154

которых к делаются выводы о необходимости и объемах
дополнительной разгрузки.
3.2. Делительная автоматика по частоте
В ряде районов, энергосистем, где возможно возникно-
вение больших местных дефицитов мощности, выполнение
дополнительной разгрузки может быть связано с большими
трудностями. Такое положение может возникать, если, во-
первых, нагрузки рассредоточены по энергосистеме и нет
достаточно крупной питающей линии, отключение кото-
рой решало бы задачи дополнительной разгрузки, и, во-вто-
рых, если из-за наличия высокоответственных потребителей
нельзя отключить целиком крупную подстанцию или пи-
тающую линию Иногда не удается простыми техническими
средствами выявить помимо частоты фактор действия до-
полнительной разгрузки или обеспечить необходимое быстро-
действие автоматики.
В подобных случаях задачи ликвидации больших дефицитов
мощности целиком возлагаются на АЧР, однако в этих
условиях действие АЧР может оказаться неэффективным из-за
недостаточного быстродействия устройств разгрузки или их
возможного отказа при глубоком снижении напряжения, как
правило, имеющем место одновременно с глубоким снижением
частоты. Кроме того, даже при небольших дефицитах мощ-
ности никогда не исключено такое протекание аварийных
процессов, когда действие АЧР по каким-либо причинам
оказалось неэффективным (например, из-за отказов ряда
устройств, неправильного их размещения, недостаточного объ-
ема разгрузки) и частота снижается до опасных уровней на
длительное время.
Для обеспечения живучести энергосистем и сохранения в
работе электрических станций при глубоком или длительном
снижении частоты согласно директивным материалам [30, 54]
на тепловых электростанциях должна выполняться делительная
автоматика по частоте, осуществляющая отделение от энерго-
системы всей электростанции или ее части с примерно
сбалансированной нагрузкой или же отдельных агрегатов на
нагрузку собственных нужд. Делительная автоматика по часто-
те заменяет дополнительную разгрузку, когда последняя не
может быть выполнена или по каким-либо причинам отсутст-
вует, и резервирует действие АЧР и дополнительной разгрузки,
когда последняя введена в работу. Делительная автоматика по
частоте является важнейшим звеном и «последним рубежом» в
комплексе средств противоаварийной автоматики, предназна-
ченных для ликвидации аварийных дефицитов мощности. Она
позволяет сохранить в работе электрические станции и после
155

ликвидации аварийной ситуации быстро восстановить питание
потребителей. Отсутствие или неэффективное действие дели-
тельной автоматики по частоте приводит к полному погашению
электростанций, существенному увеличению времени ликвида-
ции аварий и народнохозяйственного ущерба.
Делительная автоматика по частоте согласно [30, 54]
должна устанавливаться на всех ТЭС, на которых она мо-
жет быть выполнена исходя из условий их работы (схе-
мы электростанции, ее положения в сети, теплофикацион-
ного режима и т. д.). Делительную автоматику следует вы-
полнять с двумя пусковыми органами—одним с частотой
срабатывания 45—46 Гц, т. е. примерно на I Гц меньше
нижней уставки по частоте АЧР1, и временем 0,5 с (для
предотвращения погашения электростанций при глубоком
снижении частоты) и другим— с частотой срабатывания около
47 Гц и временем 30^-40 с (для предотвращения погашения
электростанций при длительном зависании частоты на низком
уровне).
Делительную автоматику по частоте следует выполнять
таким образом, чтобы отделение электростанции с частью
нагрузки происходило или с небольшим избытком генерирую-
щей мощности, ликвидируемым впоследствии действием АРЧВ
турбин (что является более предпочтительным), или с неболь-
шим «остаточным» дефицитом мощности, при необходимости
ликвидируемым действием еще не сработавших устройств АЧР
в выделившемся районе.
В тех случаях, когда не удается выполнить делительную
автоматику по частоте, отделяющую всю электростанцию или
ее часть с примерно сбалансированной нагрузкой, должно
осуществляться действие делительной автоматики на выделение
одного или нескольких агрегатов на нагрузку собственных нужд
всей электростанции или хотя бы этих агрегатов. При этом
должна быть обеспечена и экспериментально проверена надеж-
ная работа энергоблока с нагрузкой собственных нужд в течение
не менее 15 мин при возможных режимах и технологических
схемах электростанции [54].
Особо следует обратить внимание на необходимость вы-
полнения делительной автоматики по частоте в районах,
где по каким-либо причинам временно имеет место недос-
таточный объем разгрузки. Уставка по частоте такой авто-
матики выбирается по местным условиям и может быть
принята более высокой—46,5—47,5 Гц, а выдержка вре-
мени не более 1 с. Это означает, что в таких условиях
допускается в ряде случаев неселективное по отношению
к АЧР действие делительной автоматики, т. е. ее срабаты-
вание до того момента, как полностью сработали все очере-
ди АЧР1.
156

Действие делительной автоматики становится особо эффек-
тивным, если наряду с сохранением в работе электростанции в
результате ее действия обеспечивается питание потребителей,
имеющих наиболее высокую степень ответственности, а нагруз-
ка, отключаемая действием АЧР до или после отделения
электростанции, менее ответственна.
Учитывая, что срабатывание делительной автоматики по
частоте происходит, как правило, в условиях одновременного
снижения частоты и напряжения, а также ответственность этой
автоматики, ее целесообразно выполнять на полупроводнико-
вом реле частоты РЧ-1, работоспособном при глубоких
снижениях напряжения, а при ее выполнении на индукционном
реле ИВЧ следует в обязательном порядке осуществить
мероприятия по стабилизации напряжения на реле частоты.
С целью повышения надежности работы делительной авто-
матики следует стремиться, чтобы по возможности ее воздей-
ствие осуществлялось на минимальное число выключателей и
были сведены до минимума сложные переключения и теле-
отключения. Для обеспечения селективности действия автома-
тики целесообразно применять дополнительные пусковые или
блокирующие сигналы, например по направлению мощности по
линиям связи электростанции с системой или по трансформато-
рам. Повышение эффективности и селективности автоматики
может быть достигнуто введением в нее сигналов по уровню
воды в барабанах котлов, интегралу отклонения частоты
[58, 61 ], снижению активной мощности собственных нужд за
заданный интервал времени [18, 19]. Если одновременно с
дефицитами активной мощности могут возникать значительные
дефициты реактивной мощности и глубокие снижения напряже-
ния на шинах электростанций, приводящие к нарушению
устойчивости или отключению электродвигателей собственных
нужд, целесообразно дополнить делительную автоматику пуско-
выми органами по снижению напряжения. Эффективность
факторов пуска и уставки делительной автоматики в каждом
конкретном случае должна проверяться расчетами или натурны-
ми экспериментами.
Наиболее просто задачу отделения электростанции с пример-
но сбалансированной нагрузкой удается решить на ГРЭС
среднего или низкого давления, имеющих, как правило,
значительную местную нагрузку. Наибольшие трудности при
выполнении делительной автоматики возникают на блочных
ГРЭС высокого и сверхвысокого давления, имеющих незначи-
тельную местную нагрузку и выдающих основную мощность в
энергосистему, а также на ТЭЦ, имеющих значительную
тепловую нагрузку [6].
"Для осуществления выделения целиком крупной блочной
ГРЭС вместе с районом нагрузки, как правило, требуется
157

сложный комплекс автоматики с устройствами телеотключения
и воздействием на большое число выключателей. С другой
стороны, выделение только одного агрегата ГРЭС со своими
собственными нуждами приводит к потере значительной части
генерирующей мощности. В ряде случаев наиболее целесообраз-
ным является выделение части электростанции (например,
агрегатов, работающих на шины среднего напряжения) с
нагрузкой собственных нужд и прилегающего района (напри-
мер, отключением транзитных связей на самой электростанции
и примыкающих подстанциях, а также связей между шинами
различных напряжений на элекростанции). Для формирования
отделяемого района делительная автоматика может выпол-
няться несколькими (двумя-тремя) ступенями [69]. Первая
ступень, действующая при более высоких значениях частоты
(например, 48—48,5 Гц), осуществляет предварительную под-
готовку схемы выделения отключением соответствующих тран-
зитных связей, разделением шин ряда подстанций и т. д.
Последняя ступень, имеющая регламентированные директивны-
ми материалами уставки, производит отключение соответст-
вующих последних связей отделяемого района и электростанции
с энергосистемой.
Если выделение части ГРЭС или ТЭЦ с районом нагрузки
осуществить не удается или оно связано со значительным
усложнением автоматики, необходимостью отключения боль-
шого числа выключателей, что существенно снижает надеж-
ность работы автоматики, то, как указывалось выше, следует
производить выделение одного-двух агрегатов электростанции
на нагрузку собственных нужд. Следует по возможности
стремиться к сохранению собственных нужд большего числа
агрегатов. При этом, с одной стороны, нагрузка собственных
нужд не должна превосходить мощность выделяемых генерато-
ров и, с другой стороны, необходимо обеспечить перевод на
выделяемые генераторы только такого числа двигателей собст-
венных нужд, самозапуск которых обеспечивается. Для обеспе-
чения последовательного самозапуска этих двигателей на
большом числе секций может потребоваться большое время (до
10—15 с), поэтому в ряде случаев целесообразно либо сокра-
тить число агрегатов, собственные нужды которых переводятся
на выделяемый генератор, либо автоматическую подготовку
схемы собственных нужд начинать до срабатывания делитель-
ной автоматики, например при более высоких частотах (47,5 —
48,5 Гц), что существенно облегчает условия самозапуска,
уменьшает отклонения режимных параметров, увеличивает
объем нагрузки, для которой обеспечивается успешный само-
запуск.
Трудности в выполнении делительной автоматики по часто-
те на ТЭЦ связаны с необходимостью обеспечения после
158

отделения электростанции или отдельных агрегатов баланса не
только по электрической мощности, но и по тепловой нагрузке
агрегатов, существенные сбросы или набросы которой могут
привести к их остановке. С другой стороны, на ТЭЦ, имеющих
поперечные связи и котлы- барабанного типа, практически
всегда есть резервы по питательной воде и пару, а значительные
объемы пара в коллекторах и паропроводах снижают в
переходных процессах при снижении частоты эффект падения
уровня в барабанах котлов.
Наиболее сложно, как правило, выполнить делительную
автоматику на ТЭЦ, агрегаты которых постоянно или опреде-
ленные периоды времени работают в чисто теплофикационном
режиме, существенно ухудшающем их регулировочные возмож-
ности. Например, в Мосэнерго ТЭЦ составляют большую
часть электростанций, причем значительное их число в осенне-
зимний период работает с противодавлением или на встроенных
пучках. В связи с этим на ТЭЦ Мосэнерго принято, что при
выполнении делительной автоматики с действием на выделение
нескольких агрегатов хотя бы один из них в исходном
нормальном режиме должен работать с подачей циркуляцион-
ной воды в конденсатор, а при действии автоматики на
выделение одного агрегата он не должен в нормальном режиме
работать с противодавлением. Повышая надежность действия
делительной автоматики, это, однако, приводит к некоторому
снижению экономичности работы ТЭЦ. Для обеспечения более
надежного питания собственных нужд ТЭЦ при выделении
одного или нескольких агрегатов целесообразно, если позволяет
схема станции, заблаговременно или автоматически при более
высоких, чем уставки автоматики деления, уровнях частоты
создавать блочные схемы, управляющие запорной арматурой по
пару и питательной воде. При этом необходимо предусмат-
ривать питание соответствующей арматуры от выделяемых на
автономную работу секций собственных нужд.
Вопрос о том, должна ли делительная автоматика по
частоте на ГРЭС и ТЭЦ действовать на выделение всей
станции, ее части или отдельных агрегатов, должен решаться
исходя из конкретных схемных и режимных условий работы
электростанции. При анализе эффективности автоматики и
выборе схемы деления должны быть тщательно проанализиро-
ваны все возможные режимы и схемы работы электростанций в
различные периоды суток и года, их состав оборудования, а
также состав и значения электрических и тепловых нагрузок
потребителей. При оценке возможных небалансов электрической
и тепловой нагрузки необходимо учитывать действие АЧР,
отключающей часть местной нагрузки на шинах электростанции
или в отделяющихся с ней районах, а также возможный сброс
тепловой нагрузки потребителей при работе АЧР. Возможно
159

выполнение делительной автоматики в две ступени, первая из
которых, имеющая более высокую уставку по частоте, дейст-
вует на выделение всей станции или ее части с примерно
сбалансированной нагрузкой, а вторая—на выделение одного-
двух генераторов с нагрузкой собственных нужд, если действие
первой ступени автоматики оказалось неэффективным и частота
продолжает снижаться или зависает на низком уровне.
Опыт эксплуатации показывает, что задача выполнения
делительной автоматики на ТЭС, и в первую очередь на ГРЭС
с крупными блочными агрегатами высокого давления, решается
медленно. Это обусловлено как рядом объективных технических
трудностей, так и в ряде случаев неудовлетворительным
состоянием оборудования и систем регулирования агрегатов и
механизмов. Учитывая особую важность этой автоматики с
точки зрения обеспечения живучести электростанций и энерго-
системы в целом, необходимо форсировать работы по осущест-
влению комплекса необходимых мероприятий, позволяющих
ввести эту автоматику в работу
Как показывает анализ ряда тяжелых аварий, отсутствие или
неправильный выбор уставок (как правило, большие выдержки
времени) делительных автоматик по частоте на ряде электро-
станций явились причиной их полного погашения при возникно-
вении больших дефицитов мощности в некоторых районах и
энергосистемах.
Р,=Ч&1
Hi 0JC ГРЗС ИЗ Q3C
/ 8г№ &Ут 0,31
Р 0,23
т
33км ЯС 1ЩМП0
9кн,ЯС 120
рт-о,пь
РГ=0,5Ь5К
Р„-0.23 ' Р„=(Ш
T3U.2
<*)
Г''lit yf=7'7
net
— 1Wh В
PM=0,25
SM=2J+}1,1
\
Л
. 1
4-„
1^
я
Gj Q.
" <E?^
Sp
I
I
w
a)
15
JO t,L
Рис 3 6 Принципиальная ivcua (а), схема заметший района (о) и зависимость
/=<р(/) при возникновении дефицита мощности (в)
/—авария, 2 —расчет
160

В качестве примера такой аварии можно привести следующий случай.
В одном из районов крупного энергообъединения (рис. 3.6) работали три
тепловые электростанции среднего давления, мощность которых составляла
0,455 мощности нагрузки данного района. Недостающая мощность в этот район
поступала из энергообъединения по двум линиям 220 и одной линии 110 кВ.
Объем АЧР в этом районе составлял 0,34 мощности нагрузки, т. е. был
недостаточным, дополнительная разгрузка отсутствовала. На двух электро-
станциях не была выполнена делительная автоматика по частоте, на третьей
электростанции она имела уставки 46 Гц, 11с.
При операциях на подстанции 220 кВ по вводу в работу после ре-
монта одной из двух систем шин произошла поломка шинного разъеди-
нителя, возникло короткое замыкание и действием дифференциальной
защиты шив район оказался отделенным от сети 220 кВ На оставшую-
ся в работе линию 110 кВ, связывающую район с энергообъединением,
произошел большой наброс мощности, нарушилась устойчивость электро-
станций района относительно энергообъединения, и частота в районе ста-
ла резко снижаться. Кривая изменения частоты во время этой аварии при-
ведена на рис. 3.6, в. Сработала АЧР, но из-за недостаточного объема раз-
грузки и увеличения дефицита вследствие больших активных потерь а ли-
нии 110 кВ продолжалось быстрое и глубокое (ниже 40 Гц) снижение час-
тоты, в результате этого три станции района остановились полностью, в
том числе и та, где имелась делительная автоматика с временем 11 с, по-
скольку отделение станции произошло уже при частоте 41 Гц и не могло ее
спасти.
Вопрос выполнения делительной автоматики является
очень актуальным и для АЭС. Обеспечение живучести этих
станций при аварийном снижении частоты — важнейшая за-
дача. Она должна решаться в комплексе с другой важней-
шей задачей—обеспечения радиационной безопасности АЭС
при значительных аварийных возмущениях, связанных с
глубоким или длительным снижением частоты. Проблема
выполнения делительной автоматики на АЭС в настоящее
время еще детально не исследована. В то же время необ-
ходимость такой автоматики диктуется опытом эксплуата-
ции. Наиболее универсальным и надежным представляет-
ся выделение в аварийных условиях агрегатов АЭС на нагруз-
ку своих собственных нужд. В тех случаях, когда это по-
зволяют схема и режим работы станции и прилегающего
района нагрузки, целесообразно выделять йа этот район один
или несколько агрегатов АЭС. Необходимо провести комплекс
работ и исследований, на основании которых могут быть
разработаны принципы выполнения такой автоматики и обос-
нованы ее уставки, и в частности работы по обеспечению
надежного функционирования агрегатов АЭС при сбросах
их нагрузки до значений, близких к нагрузке холостого хо-
да, исследования по оценке работоспособности оборудова-
ния АЭС, включая механизмы собственных нужд и системы
управления и защиты агрегатов, при аварийных отклонениях
частоты.
11-2860
161

Глава четвертая
МЕТОДИКА РАСЧЕТА АВАРИЙНОЙ РАЗГРУЗКИ
4.1. Расчетные режимы и аварии.
Последовательность расчета
Основную часть расчета разгрузки составляет определение ее
объема. Расчет должен начинаться с анализа режимов энерго-
объединений и энергосистем и выявления наибольших аварий-
ных дефицитов мощности. Должны быть проанализированы
возможные аварийные режимы с дефицитом мощности, начиная
с местных и кончая общесистемными. При этом должны быть
рассмотрены реально возможные наложения аварийных режи-
мов в нормальных и ремонтных схемах работы энергосистем.
В соответствии с [30, 54] при анализе возможных дефици-
тов, как правило, следует рассматривать:
а) для изолированно работающих электростанций—отклю-
чение наиболее мощного генератора, или блока, или секции
сборных шин;
б) для энергосистемы—полное отключение наиболее мощ-
ной электростанции. Для электростанции с общим паропрово-
дом и нагрузкой на генераторном напряжении следует исходить
из вероятности аварии в котельной, когда возможно сохранение
нагрузки при отключении всех генераторов;
в) для частей энергосистем и для энергосистем, входящих в
ОЭС,—отключение питающих линий; при наличии связей малой
пропускной способности — отключение генерирующей мощнос-
ти и последующее отключение этих связей вследствие наброса
мощности сверх предела устойчивости;
г) для ОЭС в целом—главным образом возможность
их разделения на части из-за отключения межсистемных свя-
зей или возможность отключений генерирующей мощности
с последующим отключением межсистемных связей из-за
аварийного наброса мощности, а также возможность воз-
никновения асинхронного режима по отдельным связям и, как
следствие этого, развитие аварии с отключением генерирующей
мощности.
Мощность нагрузки, которую необходимо подключить к
очередям АЧР, определяется наибольшим возможным дефици-
том мощности в данном районе. Проанализировав возможные
аварийные режимы для района, энергосистемы, энергообъеди-
нения в целом, можно для каждого из них определить
максимальные расчетные, дефициты мощности. Далее по значе-
нию максимального расчетного дефицита мощности определя-
ются объемы АЧР и производится размещение разгрузки по
энергосистеме и энергообъединению.
162

Объем АЧР и ее размещение в отдельных районах, энер-
госистемах, энергообъединении в целом целесообразно опреде-
лять, идя от анализа местных аварий ко все более общим (более
крупный район, энергосистема, две энергосистемы и т. д.), при
этом объем разгрузки в отдельных районах и энергосистемах
определяется по наиболее жесткому из требований предотвра-
щения развития местных и общесистемных аварий.
После того как выбраны объемы разгрузки и она размещена
по отдельным районам, целесообразно еще раз провести
контроль объемов разгрузки и ее размещения по следующим
факторам. Одни и те же потребители в разные периоды года,
недели, суток могут составлять различную долю суммарной
нагрузки соответствующего узла. Например, в режимах ночного
провала доля нагрузки, приходящейся на предприятия с
двухсменным режимом, практически падает до нуля. Таким
образом, хотя нагрузка, подключенная к АЧР, может быть
достаточна для ликвидации определяющего расчетного дефици-
та (например, в утренний максимум), потребителей, фактически
подключенных к АЧР, может не хватить для успешной
ликвидации аварии с меньшим дефицитом мощности, например
в ночной минимум нагрузки. Возможность такого явления уже
отмечалась в гл. 2, и она является одной из причин, по которой
в объеме АЧР1 и АЧРН закладываются определенные запасы
[30, 54]. В большинстве случаев этого запаса оказывается
достаточно, чтобы избежать подобных явлений, однако, учиты-
вая существенно различные условия работы узлов энергосистем,
различный состав^ и характеристики потребителей, целесообраз-
но все же дополнительно провести контроль фактической
мощности, подключенной к АЧР, для тех же характерных
периодов года, дней и часов, для которых производился анализ
возможных дефицитов мощности, и при необходимости увели-
чить объем или скорректировать размещение разгрузки по
районам энергосистемы. При эксплуатации энергосистем, когда
АЧР уже выполнена, необходимо также ежегодно в характерные
периоды года, дни и время суток производить по всем районам
и энергосистемам контрольные измерения фактической мощнос-
ти, подключенной к АЧР, для проверки достаточности объема
разгрузки и обеспечения ее эффективной работы в аварийных
ситуациях.
Следующим этапом расчета является распределение выбран-
ных объемов разгрузки по очередям АЧР1 и АЧРН. Число
очередей АЧР следует стремиться сделать как можно большим.
На практике часто количество очередей в данном районе или
энергосистеме определяется количеством имеющихся устройств
разгрузки. Распределять нагрузку по очередям АЧР можно
примерно равномерно. При отклонении от равномерного
предпочтительно большие объемы нагрузки подключать к
163

первым (с более высокими уставками по частоте) очередям
АЧР1. Необходимо строго соблюдать требование обеспечения
минимизации ущерба при работе АЧР, для этого более
ответственные потребители должны подключаться к очередям
АЧР1 с более низкими уставками по частоте и очередям АЧРН
с большими уставками по времени.
После распределения нагрузки по очередям АЧР целесооб-
разно произвести оценку эффективности разгрузки при различ-
ных авариях, рассчитав с помощью тех или иных расчетных
средств переходные процессы изменения частоты при различных
возмущениях.
Для ОЭС, работающих в составе ЕЭС СССР, центральное
диспетчерское управление (ЦДУ) ЕЭС СССР задает граничные
уставки по частоте АЧРП, число ступеней АЧРН и их уставки
по частоте, начальные (верхние) уставки по частоте АЧР1,
уставки по частоте спецочередей АЧР, минимальный сум-
марный объем АЧР1 и АЧРП, минимальный объем совмещения
очередей АЧР1 и АЧРП, примерное распределение объема
совмещенных очередей АЧРП по ступеням этой категории
разгрузки в избыточных и дефицитных по мощности энергосис-
темах, входящих в данную ОЭС, граничные уставки по частоте
ЧАПВ, примерное распределение объема по ступеням ЧАПВ. С
учетом требований ЦДУ ЕЭС СССР ОДУ задает аналогичные
параметры АЧР и ЧАПВ для энергосистем, входящих в состав
данной ОЭС, исходя из условий возникновения и ликвидации
дефицита мощности по ОЭС в целом или одновременно в
нескольких смежных энергосистемах.
Если суммарный объем АЧР в энергосистеме, определенный
районным энергоуправлением (РЭУ) на основании анализа
возможных аварийных возмущений в ней, оказывается меньше
заданного объединенным диспетчерским управлением (ОДУ) по
условиям ликвидации общесистемных дефицитов мощности, он
должен быть увеличен. Если же этот объем превосходит
задаваемый ОДУ, то он является определяющим и не может
быть уменьшен. Аналогично ОДУ должно увеличить суммар-
ный объем АЧР в ОЭС, определенный на основании возможных
аварийных возмущений в ней, если этот объем оказывается
меньше, чем заданный ЦДУ ЕЭС СССР.
В ОЭС, работающих раздельно с ЕЭС СССР, и в
изолированно работающих энергосистемах объемы и граничные
уставки АЧР и ЧАПВ задают соответственно ОДУ и РЭУ.
В последние годы суммарный объем АЧР по различным
ОЭС, входящим в состав ЕЭС СССР, составляет 60—65% их
нагрузки, до 70% этого объема подключено к совмещенным
очередям АЧР1 и АЧРН. Верхние уставки по частоте АЧРН в
избыточных по мощности ОЭС принимаются, как правило,
равными 48,7 Гц, а в дефицитных—48,8 Гц (соответственно
164

нижние уставки по частоте АЧРН—48,4 и 48,5 Гц), АЧРИ
разбивается на четыре ступени по частоте с интервалом 0,1 Гц,
к которым объем совмещенных очередей АЧРП подключается
примерно в следующих пропорциях: 5—25% к первой ступени и
примерно поровну—к остальным. Верхние уставки по частоте
АЧР1 принимаются соответственно равными 48,5 Гц в избыточ-
ных по мощности ОЭС и 48,6 Гц в дефицитных. Уставка
спецочереди АЧР составляет, как правило, 49 Гц, а нижняя
уставка по частоте ЧАПВ—49,2 Гц, при этом к устройствам
ЧАПВ с уставками 49,2—49,4 Гц подключается не более 10%
нагрузки, отключаемой АЧР.
4.2. Пример расчета аварийной разгрузки энергосистемы
На практике во многих случаях требуется проводить расчеты
аварийной разгрузки для сложных по структуре энергосистем и
энергообъединений с разветвленной сетью, большим количест-
вом генерирующих источников и узлов нагрузки. В этих
условиях необходимо анализировать большое число возможных
аварийных возмущений, проводя расчеты для отдельных райо-
нов и энергосистемы в целом. Вместе с тем принципы расчета
аварийной разгрузки, методика выбора ее объема и размеще-
ния, а также уставок устройств остаются общими независимо
от масштабов * рассматриваемых районов. В связи с этим в
nci ,„. „ пег
€Ъ
Энергообъе-
динение
Район
Б
/U=4W.
-п-
"*— "X
0-o-d-GD
'■&) (-чЛ G-S 0\*j ('хЛ
P*s=°>4 PHS=0,0S
Рис. 4.1. Схема энергосистемы
165

Таблица 4.1. Характеристики аварийных режимов
Аварийный
режим
1
2
3
4
6
7
Мощность на-
грузки РкЯ.
отв ед
0,45
0,5
0,65
—
Рааон А
Мощность гене-
раторов />гД,
отн ед
0,4
0,4
0,4
—
Расчетный де-
фицит &РтЛ!
Р.л, отн.ед
0,11
0,2
0,38
—
Район В
Мощность на-
грузки Л.»
отаед
0,35
—
качестве примера ограничимся рассмотрением достаточно прос-
той энергосистемы, схема которой приведена на рис. 4.1. В
состав энергосистемы входят две тепловые электростанции {G4
и G5) и пять нагрузок (#2—Нб). Часть мощности энергосисте-
ма получает из энергообъединения по двухцепной линии W1-2.
На рис. 4.1 указаны мощности электростанций и нагрузок в
режиме утреннего максимума (за базисную принята суммарная
мощность нагрузки энергосистемы). Переток по двум линиям,
связывающим энергосистему с энергообъединением, состав-
ляет Pwl_2 — 0,2, при этом предел передаваемой мощнос-
ти по двум линиям составляет 0,75, а по одной—0,4.
Вращающийся резерв мощности на обеих электростанциях
отсутствует. Параметры энергосистемы и районов А и Б
следующие: 1^ = 7 с, тн = 3с, кя = 2. Часть устройств АЧР
выполняется на индукционном реле частоты ИВЧ, часть — на
полупроводниковом реле РЧ.
Для выбора объема разгрузки рассмотрим наиболее харак-
терные аварийные режимы:
1) отключение трансформаторов Т4 и отделение электро-
станций 4 с местной нагрузкой -Рн4 = 0,45;
2) отключение двух линий W2-3 и отделение электростанции
4 с нагрузкой P^-Q,A5 и /'„3 = 0,05;
3) отключение трансформаторов Т2 и отделение электро-
станции 4 с нагрузками .Ри4 —0,45, Рв3 = 0,05, Рн,=0,15 и
электростанции б с нагрузками Ря5 — 0,3" и Рн6=0,05;
4) отключение линий W1-2 при сохранении параллельной
работы районов А и Б;
5) отключение трансформаторов Т5 при одной работающей
линии WI-2 с перетоком 0,2 (ремонтный режим) с последующей
перегрузкой этой линии и ее отключением вследствие наруше-
ния устойчивости;
6) отключение всех агрегатов электростанции б с сохранени-
ем нагрузки на ее шинах (авария в котельной части) при одной
работающей линии W1-2 с перетоком 0,2 (ремонтный режим) с
166

Мощность гене-
раторов Рг ь,
отн ед
0,4
Расчетный дефи-
отн ед
Избыток
Энергосистема
Мощность на-
грузи Р„ отн ед
1
0,95
1
1
Мощность гене-
раторов Рг,
отн ед
0.8
0,4
0,4
0.4
Расчетный дефи-
цит &PJP.,
отн ед
0,2
0,58
0,6
0.6
последующей перегрузкой этой линии и ее отключением
вследствие нарушения устойчивости;
7) отключение всех агрегатов электростанции 4 с сохранени-
ем нагрузки на ее шинах (авария в котельной части) при одной
работающей линии WI-2 с перетоком 0,2 (ремонтный режим) с
последующей перегрузкой этой линии и ее отключением
вследствие нарушения устойчивости.
Безусловно, этими аварийными режимами не ограничивается
перечень возможных нарушений—их существенно больше. В
частности, необходимо рассмотрение аварийных возмущений в
различные часы суток, дни недели, в других ремонтных
режимах. В качестве иллюстрации ограничимся рассмотрением
перечисленных возмущений.
Значения возможных дефицитов мощности, выявленных при
рассмотрении вероятных аварийных режимов, сведены в
табл. 4 1. Наибольшими относительными дефицитами характе-
ризуются режим 3 для района А и режимы 5—7 для
энергосистемы в целом. Наименьшие относительные дефициты
возникают в режиме 1 для района Лив режиме 4 для
энергосистемы в целом.
Расчеты необходимых объемов разгрузки начинаем с режи-.
мов, приводящих к возникновению местных дефицитов мощно-
сти. Для режима I при относительном дефиците мощности
АРТ = 0,П расчетный объем АЧР1 согласно (2 7) должен быть не
менее РАЧР1(1) = А.РГ+0,05=0,11+0,05=0,16 нагрузки данного
района или не менее 0,16-0,45=0,07 нагрузки всей энергосисте-
мы. Этот объем -нагрузке- должен быть размещен на электро-
станции 4. Г*^-" /!-'
Для режима 2 при относительном дефиците мощности
А ^,.=0,2 объем АЧР1 согласно (2.7) должен быть не менее
^ачи а) — 0,2+0,05 = 0,25 нагрузки данного района или не менее
0,25 -0,5=0,125 нагрузки всей энергосистемы. На электростан-
ции 4 по условиям режима 1 выполнена АЧР1 с объемом
разгрузки только 0,07, следовательно, этот объем в отделяю-
167

щемся районе должен быть увеличен на 0,125—0,07=0,055.
Например, суммарный объем АЧР1 по условиям режима 2,
равный 0,125, может быть размещен следующим образом: 0,1
на электростанции 4 и 0,025 на подстанции 3.
Для режима 3 при относительном дефиците мощности в
районе А ЛРГ = 0,38 объем АЧР1 в этом районе должен быть не
менее РАЧРнз) — 0>38+0,05 = 0,43 нагрузки данного района или не
менее 0,43-0,65 = 0,28 нагрузки всей энергосистемы. На электро-
станции 4 и подстанции 3 по условиям режима 2 выполнена
АЧР1 с объемом разгрузки только 0,125, следовательно, объем
разгрузки в районе А должен быть увеличен на 0,28—0,125 =
=0,155. Например, суммарный объем АЧР1 в районе А по
условиям режима 3 может быть размещен следующим образом:
0,2 на электростанции 4, 0,025 на подстанции 3 и 0,055 на
подстанции 2а. '
Далее рассмотрим общесистемные дефициты мощности. Для
режима 4 при относительном дефиците мощности АРГ=0,2
суммарный объем АЧР1 в энергосистеме должен быть не менее
РАЧР1(4)=0,2+0,05 = 0,25 нагрузки энергосистемы. По условиям
режимов 1—3 в энергосистеме выполнен объем АЧР1, равный
0,28. Следовательно, дополнительного увеличения объема АЧР1
в энергосистеме по условиям режима 4 не требуется.
Режимы 5—7 характеризуются значительными дефицитами
мощности в энергосистеме (Л Рг=0,58^-0,6). Учитывая, что
часть устройств АЧР выполняется на индукционном реле
частоты и время отключения нагрузки составляет Аг« 0,6 ч- 0,7 с,
при ттг = 7 с, т„ = 3 с и fcH = 2 предельное по условиям предотвра-
щения снижения частоты ниже 45 Гц значение дефицита
мощности составляет Д/>гпред = 0,56 (см. рис. 3.2), следователь-
но, необходимо выполнять дополнительную разгрузку. Наи-
больший дефицит мощности АРГ = 0,6 возникает в режимах 6 и
7. Минимально необходимый объем дополнительной разгрузки
по условиям этих режимов в соответствии с (3.1) составит
Р - 1 1 &Рг~АРг.ч** 1 10,6-0,56 .
*-**«. М 1-ДРГ11рея -М 1-0,56-Uji'
Этот объем дополнительной разгрузки обеспечивает пре-
дотвращение снижения частоты ниже 45 Гц и в аварийном
режиме 5 с меньшим дефицитом мощности.
Как видно из рис. 3.5, такого объема дополнительной
разгрузки достаточно для предотвращения снижения частоты
ниже 45 Гц при временах отключения нагрузки как минимум
0,6—0,65 с.
Режимы со значительными аварийными дефицитами мощ-
ности возникают в результате различных возмущений при связи
рассматриваемой энергосистемы с энергообъединением в пред-
аварийном режиме по одной линии W1-2 (в ремонтных
168

режимах). Возникающие возмущения приводят к набросу
мощности на связь энергосистемы с энергообъединением,
нарушению их синхронной работы и последующему отключе-
нию линии W1-2. Фактор наброса мощности на линию W1-2
до значений, близких к пределу передаваемой мощности, может
быть использован для запуска дополнительной разгрузки (для
предотвращения неселективного срабатывания при синхронных
качаниях устройства дополнительной разгрузки, действующего
по такому фактору, целесообразно ввести в него небольшую
выдержку времени, что по условиям быстродействия дополни-
тельной разгрузки в данном случае допустимо). Выполнять
дополнительную разгрузку по фактору отключения линии
W1-2 нецелесообразно, так как в этом случае возможно
излишнее срабатывание дополнительной разгрузки и отключе-
ние потребителей при отключениях линии, не вызванных
аварийными набросами мощности. Возможно выполнение до-
полнительной разгрузки по скорости снижения частоты в
энергосистеме, если соответствующая аппаратура для измере-
ния этого параметра обеспечивает необходимое быстродействие
дополнительной разгрузки.
Выбор объектов, на которые должна действовать дополни-
тельная разгрузка, определяется требованием быстрого отклю-
чения значительного объема нагрузки при минимуме ущерба от
этого отключения. Воздействие дополнительной разгрузки сле-
дует стремиться осуществить на какую-то значительную кон-
центрированную нагрузку (крупную питающую линию), что во
многих случаях позволяет обеспечить ее эффективность и
быстродействие при минимальных затратах на аппаратуру
(телеканалы и т. д.). Часто к дополнительной разгрузке по тем же
причинам наиболее целесообразно подключать нагрузки,
расположенные вблизи места, где выявляется фактор ее действия.
В рассматриваемом примере воздействие устройства допол-
нительной разгрузки может в принципе осуществляться на любую
нагрузку, кроме нагрузки Н6, которая в аварийном режиме 5
отделяется от энергосистемы вместе с электростанцией
6. Пусть к устройству дополнительной разгрузки исходя из
конкретных условий рассматриваемой энергосистемы подключе-
на нагрузка 0,1 на подстанции 5.
Суммарный объем быстродействующей разгрузки (АЧР1 и до-
полнительной разгрузки) в энергосистеме по условию режимов 6 и
7 должен быть не менее ^Ачи+Я,Р=0,6+0,05 = 0,65. К дополнитель-
ной разгрузке подключена нагрузка суммарным объемом 0,1,
следовательно, по условиям режимов 6 и 7 к АЧР1 должна быть
подключена нагрузка не менее 0,65—0,1=0,55. По условиям
режимов 1—3 в энергосистеме уже выполнена АЧР1 суммарным
объемом 0,28, следовательно, к АЧР1 дополнительно необходимо
еще подключить объем нагрузки, равный 0,55—0,28 = 0,27.
169

Таблица 42 Размещение быстродействующей разгрузки во эвергосмстеме
Место уставовки
Электростанция 4
Подстанция 3
Подстанция 2а
Подстанция 5
Всего
^ачп. отв ед
0,325
0,025
0,1
0,1
0,55
Р*,г отн ед
0,1
0,1
Ре отя ед
0,325
0,025
0,1
0,2
0,65
Разместим этот дополнительный объем АЧР1 на электро-
станции 4 (0,125), подстанции J (0,1) и подстанции 2а (0,045).
Таким образом, быстродействующая разгрузка размещена по
энергосистеме в соответствии с табл. 4.2
Предотвращение глубокого снижения частоты в аварийных
режимах 1—4 обеспечивается устройствами АЧР1, а в аварий-
ных режимах 5—7—устройствами дополнительной разгрузки и
A4PL
Допустимо подключать одну и ту же нагрузку как к
устройствам АЧР, так и к устройству дополнительной разгруз-
ки, однако при этом объем дополнительной разгрузки должен
быть достаточным для предотвращения снижения частоты ниже
45 Гц, а объем АЧР1, остающийся после срабатывания допол-
нительной разгрузки, должен быть таким, чтобы в сумме с
объемом дополнительной разгрузки он удовлетворял требова-
нию (2.7). В частности, в рассматриваемой энергосистеме на
нагрузку подстанции 5 объемом 0,1, подключенную к устройст-
ву дополнительной разгрузки, может быть дополнительно
заведен пуск от устройств АЧР1, что обеспечит повышение
надежности разгрузки при отказе устройста дополнительной
звгрузки, но суммарный объем АЧР1, не совмещенной с
дополнительной разгрузкой, и дополнительной разгрузки дол-
жен быть не менее 0,65. Можно подключить к устройству
дополнительной разгрузки объем нагрузки, превышающий 0,1,
что при ее высоком быстродействии повышает эффективность
разгрузки, при этом соответственно (при общем требуемом
объеме быстродействующей разгрузки 0,65) может быть снижен
объем АЧР1, однако минимальный суммарный объем АЧР1
должен быть не менее 0,28 для успешной ликвидации аварийных
возмущений в режимах I—4, когда дополнительная разгрузка
не работает.
Объем нагрузки, подключенной к несовмещенным очередям
АЧРН, должен в каждой расчетной аварии согласно {2.8)
составлять не менее 0,1 мощности нагрузки соответствующего
узла, района, энер! осистемы в целом. Таким образом, в
рассматриваемой энергосистеме суммарный объем несовмещен-
ных очередей АЧРЦдолжен быть ее менее 0,1, а в районе Л—не
менее 0,065 (нагрузка района 0,65), при этом в районе А
170

указанный объем должен быть размещен таким образом, чтобы
в аварийных режимах 1—3 в каждой из отделяющихся с
дефицитом мощности частей этого района объем несовмещен-
ных очередей A4PII был не менее 0,1 нагрузки соответствую-
щей части района А. Исходя из этого требования целесообразно
разместить на электростанции 4 несовмещенные очереди АЧРН
объемом 0,05, а на подстанции 2а—0,015. Остальной объем
несовмещенных очередей АЧРН, необходимый по условиям
ликвидации общесистемных дефицитов мощности и составляю-
щий 0,035, разместим на подстанций 5.
Для выполнения совмещенного действия АЧР1 и АЧРН
необходимо на нагрузку, подключенную к устройствам АЧР1,
завести второй пуск от устройств АЧРН. Следует стремиться
подключить к устройствам АЧРН всю нагрузку, подключенную
к устройствам АЧР1, т. е. осуществить совмещение в полном
объеме.
Пусть на имеющейся аппаратуре есть возможность выпол-
нить совмещение действия АЧР1 и АЧРП на 80% нагрузки,
подключенной к АЧР1, т. е. на нагрузке объемом 0,45, в том
числе на электростанции 4—на нагрузке объемом 0,295, на
подстанции 3 — на нагрузке объемом 0,01, на подстанции
2а—на нагрузке объемом 0,075 и на подстанции 5—на
нагрузке объемом 0,07.
Объемы всех видов разгрузки и ее размещение по энергосис-
теме приведены в табл. 4.3
После того как выбран объем разгрузки по условиям
режима максимума нагрузки энергосистемы и произведено его
размещение, необходимо провести анализ других аварийных
режимов в различные периоды года, выходные и праздничные
дни, в ночные провалы нагрузки и другие характерные периоды
и проверить, достаточны ли фактические объемы разгрузки в
этих режимах для успешной ликвидации аварийных возмуще-
ний. При необходимости следует увеличить объемы разгрузки в
соответствующих частях энергосистемы или скорректировать ее
размещение. Объем АЧР в энергосистеме также должен быть
увеличен, если он оказывается меньше объема, заданного для
Таблица 4 3 Размещение разгрузки по энергосистеме
Место размещения
разгрузки
Электростанция 4
Подстанция 3
Подстанция 2а
Подстанция 5
Всего
отн ед
0,325
0,025
ОД
0,1
0,55
ЯАЧИ1 (несов-
мещенная),
отн ед
0.05
0,015
0,035
0,1
Лют (сов-
мещенная),
отн ед
0,295
0,01
0,075
0,07
0,45
отн ед
0,375
0,025
0,115
0,135
0,65
отн ед
0,1
0,1
отн ед
0,375
0,025
0,115
0,235
0,75
т

данной энергосистемы соответствующим ОДУ. Предположим,
что коррекции выбранного объема и размещения разгрузки не
потребовалось.
Следующим этапом расчета разгрузки является выбор
параметров очередей АЧР и распределение нагрузки по этим
очередям. Граничные уставки по частоте АЧРИ, число ступеней
АЧРИ, верхняя уставка по частоте АЧР1 задаются ОДУ.
Предположим, что верхняя уставка по частоте АЧРИ задана
48,8, нижняя 48,5 Гц, интервал между очередями АЧРИ по
частоте 0,1 Гц, верхняя уставка по частоте АЧР1—48,6 Гц.
Принимаем начальную уставку по времени АЧРИ — 5 с, конеч-
ную (учитывая, что возможности мобилизации мощности на
ГЭС отсутствуют)—40 с, минимальный интервал по времени
между очередями АЧРП— 3 с, нижний уровень уставок по
частоте АЧР1—46,5 Гц. Уставки по времени очередей АЧР1,
выполненных на базе полупроводникового реле частоты РЧ,
принимаем равным 0,15 с, а очередей на базе индукционного
реле частоты ИВЧ—0,3 с (для исключения ложной работы
устройств при переходных процессах в цепях напряжения).
Далее производится примерно равномерное распределение
нагрузки по очередям АЧР1 и АЧРИ в соответствии с
имеющимся числом устройств разгрузки и степенью ответствен-
ности отдельных потребителей.
В табл. 4.4 приведен вариант выполнения разгрузки при
совмещении действия АЧР1 и АЧРИ на 80% нагрузки,
подключенной к АЧР1 (минимальный объем совмещения
задается ОДУ). Всего по энергосистеме установлено 17 очередей
АЧР1, при этом на нагрузки, подключенные к 12 очередям,
заведен второй пуск от очередей АЧРП, а 5 очередей АЧР1 не
совмещены с АЧРП. Общее число очередей АЧРП —12, из них
4 очереди не совмещены с АЧР1." Несовмещенные очереди
АЧРИ имеют начальные уставки по времени. Очереди АЧР1,
имеющие более низкие уставки по частоте, совмещены с
очередями АЧРИ, имеющими большие уставки по времени (и
соответственно более низкие уставки по частоте).
Приведенный в табл. 4.4 вариант выполнения разгрузки
(объемы очередей, уставки, размещение, объем совмещения
АЧР1 и АЧРП) не является единственно возможным. Возможны
и другие варианты ее размещения и распределения нагрузки по
очередям АЧР в зависимости от степени ответственности
соответствующих потребителей, числа имеющихся устройств (и
соответственно очередей) АЧР1 и АЧРИ. Однако суммарные
объемы обеих категорий разгрузки в отдельных районах и
энергосистеме в целом должны при этом быть не меньше
рассчитанных выше.
После распределения нагрузки по очередям АЧР1 и АЧРИ
расчет аварийной разгрузки фактически закончен. С целью
172

.Гц
50
49
43
47
IS
45
44
К К/)
i\4- it
X^HjA
IW/У
Ц//А7
\Jr5
'5/
^C^
^<r
\
0 5 10 15 20 t,c
Рис. 4.2. Зависимости изменения частоты во времени при аварийных возмуще-
ниях I — 7
оценки эффективности выбранной разгрузки, проверки распреде-
ления объемов нагрузки по очередям АЧР1 с точки зрения
возможности излишнего отключения нагрузки, оценки мини-
мальных значений частоты расчеты переходных процессов
изменения частоты с учетом действия АЧР в рассмотренных
аварийных режимах целесообразно выполнить на ЭВМ.
На рис. 4.2 в качестве примера приведены зависимости
/=<р(/) для аварийных режимов 1—7, рассчитанные на ЭВМ по
программе, описанной в гл. 9. При расчетах принято £„iP=0,4 с.
Как видно из этого рисунка, при действии АЧР обеспечива-
ется необходимая частотно-временная зона. В режимах 3, 5,
6, 7, характеризующихся большими дефицитами мощнос-
ти (0,38—0,6), имеет место излишнее отключение нагрузки
из-за естественного запаздывания в отключении потребителей
действием АЧР1 при быстром снижении частоты, обусловлен-
ным малой постоянной механической инерции энергорайона
(см. § 2.4).
Минимальное значение частоты в переходном процессе при
большом числе очередей АЧР1 и примерно равномерном
распределении нагрузки по этим очередям может быть прибли-
женно рассчитано по (2.13). Рассчитаем, например, fmin для
режимов 2 и 3. При/н—48,6 Гц, /к = 46,7 Гц, суммарном объеме
АЧР в районе А ,РАчр,=0,45 «плотность» АЧР1
л
АЧРГ
0,45 ■ 50
"48,6-46,7
= 11,85.
При регулирующем эффекте нагрузки ка — 2
для режима 2
173

иэгдо grtngo
r-
о
v-i
о
о
BKHSL^LHHL'OUOU' -3-х
a
a.
at
i
s
2
в
Ё
«
S.
5
It
a<
a
on.
<
низина ou
нкн1эьо езюехэ^
I"
Moweii oa
л»г- , r-vovo
oo"
гэ mo IldhV
HKVsdsho i
уоынэьснюПТсш
'HSEACLlEH N3%gQ
зев I oop^ [ po Л о. I о.
з'о'о* ooo oo о" о" о
•Va ню
IldhV » IdhV
ипгэоэьо а
ноннэьонтигоп
'mtXdjBH wsiqq .
3 [ S3S I So"
o" ooo* o"o"
§
§
ев
я
SE
Ю
H
ft.
a*
<
tramo 'Mijy
импгэаэьо x
уоннзьон'ШГои
'HxcXdjim wotgo
•инэмэ<1а ou mr
жЬьо юввхэд
эхохэеь on
ттэйзьоехтохэл
О О О О О О О О
0 0*0*0*0*0 0 0
11
5
5о'2оЪ*о'о"5
Ч"1<4 Ч*1«^-
к
М-
174
в
at
5"^ О
С В

МОЮ 1 О
— mm i ^
оо'оооо оо"
ооо j о
о'о'о" о'
0,035
0,03
0,01
| m m<N •—i
| оооо
о"о"оо"
—.m — m
o'doo"
1 -***-*■>*
Подстан-
ция 2a
«л
о"
1
0,09
0,075
о"
Всего
(SVIOJ 1 О
222222 i 22
0,025
0,01
0,03
0,04
0,03
0,04
1 | mm ч*
| | ООО
о'о'о"
1 | —mm
' о"о"о
00 ЧЭЧО
1 '■*■*■*
Подстан-
ция 5
0,235
о*
0,105
0,07
0,1
Всего
0,75
0,1
0,55
0,45
0,55
Итого
175

, _0,450-0,5(50-2SO-ll,85-48,6) AQ ЛА ^
Jmi- 0,5(2 + 11,85) 1B,W1H,
для режима З
f _0.4-50-0,65(50-2-50-11,85-48,6)_^ ._ „
Jm« 0,65(2 + 11,85) ,42 * Ц-
Как видно из рис. 4.2, действительные значения /„^ несколь-
ко ниже (в режиме 2—48 Гц, в режиме 3—47 Гц) из-за
естественного запаздывания в отключении нагрузки очередями
АЧР1, причем чем больше дефицит мощности и соответственно
скорость снижения частоты, тем больше это различие.
Глава пятая
ЧАСТОТНОЕ АПВ
5.1. Задачи и основные принципы выполнения ЧАПВ
После срабатывания очередей АЧР1 и АЧРН происходит
восстановление частоты до уставок возврата АЧРИ или
несколько выше. В ряде энергосистем и районов имеется
возможность после работы АЧР ликвидировать возникший
дефицит путем мобилизации резервной мощности ГЭС с
помощью устройств частотного пуска генераторов или их
перевода из режима СК в режим выдачи активной мощности.
В этих условиях можно осуществить обратное включение
потребителей, отключенных устройствами АЧР. Эти функции
выполняют устройства автоматического включения нагрузки по
частоте (ЧАПВ).
В процессе объединения энергосистем на параллельную
работу число районов, получающих значительную часть мощ-
ности из ОЭС, существенно увеличивается, причем их питание
часто осуществляется по одной-двум линиям электропередачи.
Повреждения на этих линиях во многих случаях бывают
неустойчивыми, что позволяет за короткое время ликвидиро-
вать дефицит мощности путем повторного включения линий с
помощью несинхронного АПВ (НАПВ) или АПВ с улавлива-
нием синхронизма (АПВУС) с последующим быстрым втягива-
нием районов в синхронизм. Возможны также случаи ресинхро-
низации дефицитного района после действия АЧР (если
питающая линия не отключалась, а имеет место нарушение
синхронизма района). В таких условиях также целесообразно
использовать ЧАПВ вместе с комплексом других противоава-
рийных мероприятий для быстрого автоматического восстанов-
ления питания потребителей, отключенных устройствами АЧР.
176

На ЧАПВ также возлагаются функции восстановления питания
потребителей после ложной или излишней работы отдельных
устройств АЧР.
К устройствам ЧАПВ в первую очередь должны подклю-
чаться высокоответственные потребители (отключаемые послед-
ними очередями АЧР), потребители, вероятность отключения
которых при возникновении дефицита мощности наиболее
велика (отключаемые первыми очередями АЧР), и потребители,
восстановление питания которых Вручную после отключения их
устройствами АЧР требует значительного времени (на подстан-
циях без постоянного держурного персонала и телеуправления,
расположенных на большом расстоянии от пункта размещения
оперативных выездных бригад, и т. п.)
В дефицитных районах и энергосистемах, питание которых
может быть восстановлено путем включения межсистемной
связи (или ресинхронизации по этой связи, если возникал
асинхронный режим), целесообразно ориентироваться на посте-
пенное увеличение числа устройств ЧАПВ вплоть до установки
их на всех объектах, где есть АЧР. Это позволит при
восстановлении параллельной работы района или энергосисте-
мы с ОЭС полностью автоматически восстановить питание всех
отключенных потребителей.
Доля нагрузки, подключаемой к ЧАПВ в изолированно
работающих энергосистемах и в дефицитных энергосистемах
или районах, которые могут на длительный период отделяться
от остального энергообъединения, должна определяться исходя
из конкретных местных условий (наличия резервной мощности,
мобилизуемой на ГЭС, обслуживающего персонала на подстан-
циях и т. д.). Очередность подключения нагрузок к устройствам
ЧАПВ обратна очередности подключения к АЧР, т. е. нагрузки,
подключенные к последним очередям АЧР, должны подклю-
чаться к первым очередям ЧАПВ. Как и в АЧР, нагрузка,
подключенная к ЧАПВ, может примерно равномерно распреде-
ляться по очередям.
Частота после действия АЧР, как правило, восстанавли-
вается до значений, близких к частоте возврата АЧРН
(49—49,2 Гц) или более высоких (если осуществляется измене-
ние уставки возврата реле частоты устройств АЧРП). Уставки
по частоте устройств ЧАПВ должны быть несколько выше, чем
значения, до которых восстанавливается частота после работы
АЧР. Таким образом, подъем частоты до уставок ЧАПВ
говорит о том, что кроме действия АЧР в результате тех или
иных мероприятий ликвидируется дефицит мощности и возни-
кают условия для обратного включения потребителей.
Диапазон уставок ЧАПВ по частоте в соответствии с
[30, 54]. принят равным 49,2—50 Гц. При ориентации на
ресинхронизацию и повторное включение отключившихся свя-
{.2-2860

зей уставки ЧАПВ следует принимать большими, чем частота,
при которой происходит ресинхронизация или допустимо
АПВУС. При достаточно сильных связях дефицитного района с
остальной энергосистемой, пропускная способность которых
соизмерима с мощностью района, допустимая разность частот,
обеспечивающая ресинхронизацию, составляет А/доп = 0,5-^-
-=-1,5 Гц. При «слабых» связях, пропускная способность кото-
рых в несколько раз меньше мощности дефицитного района, эта
величина составляет соответственно Д/доо=0,05-^0,2 Гц.
Устройства АПВУС позволяют осуществлять повторное
включение линий при разности частот до 1,2—1,5 Гц. Таким
образом, если считать, что дефицитный район работает
параллельно с крупной энергосистемой или энергообъедине-
нием, частота в которых после отключения питающей линии не
меняется, то при восстановлении питания районов по «силь-
ным» связям допустимый диапазон уставок ЧАПВ по частоте
может находиться в зависимости от конкретных условий в
указанном интервале 49,2—50 Гц, а при восстановлении пита-
ния по «слабым» связям уставки ЧАПВ по частоте должны
быть близки к 50 Гц (49,8—50 Гц).
Последовательность срабатывания очередей ЧАПВ, как
правило, обеспечивается с помощью различных уставок по
времени при одной и той же уставке по частоте. Допустимо также и
выполнение различных уставок по частоте очередей ЧАПВ, но при
этом для обеспечения заданной последовательности включения
потребителей очереди с более высокими уставками по частоте
должны иметь и большие уставки по времени.
Начальная уставка по времени устройств ЧАПВ прини-
мается в интервале 10 — 20 с, чтобы проконтролировать, что
восстановление частоты длительное. Конечная уставка по
времени ЧАПВ не лимитируется и может задаваться различной
в зависимости от конкретных условий (исходя из возможности
и длительности ликвидации дефицита мощности). Минималь-
ный интервал по времени между смежными очередями ЧАПВ в
пределах энергосистемы или отдельного района должен пре-
вышать время снижения частоты от установившегося значения
после работы АЧР до уровня возврата ЧАПВ, чтобы исклю-
чить срабатывание последующей очереди ЧАПВ, если частота
после включения нагрузки повторно стала снижаться. Эта
величина, как правило, принимается не менее 5 с.
Процесс успешного действия ЧАПВ при ликвидации дефи-
цита мощности иллюстрируется рис. 5.1. В момент восстановле-
ния частоты до уставки /ЧАпв устройств ЧАПВ (принята
одинаковой для всех очередей) запускаются все очереди. Через
время Tt срабатывает первая очередь, через т2—вторая и т. д.
Установившееся отклонение частоты от исходной /0 после
действия АЧР и ЧАПВ может быть рассчитано по формуле, Гц,
178

Рис. 5.1. Переходный процесс изменения /;гц
частоты при успешном ЧАПВ
О—момент запуска очередей ЧАПВ, х — мо- f,m,
менты срабатывания очередей ЧАПВ
t
\f __ (АЛ- ~ АЛьЧР + ^^ЧАПв)/о /С 1\
aJ?" *:в(Л-ДЛччр + ДРчлпВ) ' К '
Здесь АРАЧР и АРЧАПЬ—соответственно мощность нагрузки,
отключенной очередями АЧР и включенной очередями ЧАПВ;
значение дефицита ЛРГ должно быть взято с учетом мобили-
зации резервной генерируемой мощности.
При равномерном распределении объема нагрузки РЧАШ по
очередям ЧАПВ можно аналогично АЧР ввести понятие
«плотности» ЧАПВ:
и _ *ЧАПВ
ЧА1Ш-ЛЛ^)'
«Плотность» ЧАПВ характеризует темп повторного включе-
ния нагрузки^ Чем меньше постоянная механической инерции
района (энергосистемы) и чем быстрее мобилизуются резервы
генерируемой мощности, тем больше может быть принята
«плотность» ЧАПВ. При ликвидации дефицита за счет ввода
резервной мощности агрегатов следует стремиться к тому,
чтобы время обратного включения нагрузки после восстановле-
ния частоты было минимальным.
Несколько иные требования возникают при ликвидации
дефицита за счет восстановления питания отделившегося (или
выпавшего из синхронизма) района (энергосистемы). Если
время tj до момента срабатывания первой очереди ЧАПВ
(рис. 5.1) таково, что обратное включение произошло раньше,
чем дефицитный район синхронизировался с энергосистемой (в
результате ручного несинхронного включения линии, НАПВ,
АПВУС или ресинхронизации после нарушения устойчивости),
то действие ЧАПВ приведет к повторному снижению частоты в
этом районе, будет препятствовать ликвидации аварийной
ситуации, а в ряде случаев может привести к ее развитию.
Время т, зависит от условий ресинхронизации дефицитного
района, типа автоматики (НАПВ, АПВУС) и может изменяться
от нескольких секунд до нескольких десятков секунд.
Во избежание подобного явления ЧАПВ необходимо выпол-
нить так, чтобы в результате его работы возможное снижение
179

частоты не препятствовало осуществлению синхронизации.
Другими словами, частота в результате действия ЧАПВ не
должна снижаться ниже определенного значения ftaRTp, которое
определяется конкретными условиями дефицитной энергосисте-
мы (района). В частности, если передающая энергосистема в
несколько раз превосходит по мощности приемную, то частота
в ней после отделения или выпадения из синхронизма приемной
системы остается практически неизменной (равной /0) и
/контр ~/о — А/доп- (у-Л)
Если передающая система соизмерима по мощности с
приемной, то при подобных возмущениях частота в ней
вырастет до значения /изб, и тогда
/контр /изб ^/доп" V-''-'/
Таким образом, одна очередь ЧАПВ не должна приводить к
понижению частоты более чем на
А/ =/во«ст /контр' W ■ Т»
где Лосет~~ значение, до которого восстанавливается частота
после действия АЧР.
Отсюда мощность нагрузки, включаемой л-й очередью
ЧАПВ, не должна превышать
п-1
А'РчАПВ(л)— 7 '' ( '
/о
1-1
£ ДРЧАПВ и АРАЧР выражены в относительных единицах, за
= i
базисную принята мощность нагрузки дефицитного района в
предаварийном режиме).
Пусть в энергосистеме с £н = 2,5 и/0 = 50 Гц при возникнове-
нии дефицита мощности А/,г=0,55 сработали очереди АЧР
суммарной мощностью A/"A4P = 0,53. Тогда согласно (1.104)
f -f _Af-f (А^-А*Уп-)/о_,:0 (P,S5-0,53)-50
AocWo А/-Л- M,_AiW) -w- 2,5(1-0,53) -4y-151«-
Пусть /ЕОЯтр=48,7 Гц. Тогда в соответствии с (5.5) мощность
нагрузки, подключаемой к первым очередям ЧАПВ, не должна
превышать
uiW, = »(49.,5-^)(,-0.53)=00106 (]i06%)
На последних очередях ЧАПВ объем может быть увеличен
согласно (5.5) примерно до 2,25%.
ISO
с

Если подключить к ЧАПВ всю нагрузку, на которую
действует АЧР, то тогда необходимо выполнить около 25—3Q
очередец ЧАПВ. Конечная выдержка времени устройств ЧАПВ
при этом составит 1,5—2 мин.
Таким образом, как показывает пример, для выполнения
указанного выше требования ЧАПВ должно выполняться
большим числом малых по мощности очередей. Характер
изменения частоты при таком принципе выполнения ЧАПВ
иллюстрируется рис. 5.2. В момент t2 запускаются очереди
ЧАПВ и начинается отсчет времени тх первой очереди. Если за
время tj частота по каким-то причинам стала ниже /ЧАПВ' все
очереди отпадают. Если снижения частоты не произошло, то в
момент ?3 первая очередь сработает. Если к моменту /3 не
произошла ресинхронизация, то в результате срабатывания
очереди ЧАПВ частота упадет ниже Хгапв и все последующие
очереди ЧАПВ отпадут. Их срабатывание произойдет только
после того, как осуществится ресинхронизация и частота
восстановится. Такое протекание процесса имеет место, если
срабатывание ЧАПВ не привело к тому, что частота снизилась
ниже /,онтр. В противном случае ресинхронизации вообще не
произойдет и" остальные очереди ЧАПВ не сработают.
Действие ЧАПВ, выполненного по такому принципу, наибо-
лее эффективно, если /жовг„ может быть принято достаточно
низким (А/д0Пда 0,8 -=-1,5 Гц), т.е." при ресинхронизации по
«жестким» связям, пропускная способность которых соизме-
рима с мощностью приемного района. При этом для наиболее
жестких связей удается конечные выдержки времени ЧАПВ
ограничить 60—90 с, т. е. осуществить процесс восстановления
питания потребителей достаточно быстро. При ориентации на
ресинхронизацию цо сравнительно «слабым» связям, когда
допустимая разность частот А/доп невелика (0,05—0,5 Гц),
вероятность достижения частоты /IOHTp в результате действия
первых очередей ЧАПВ возрастает, что исключает возможность
ресинхронизации района. Этого можно избежать, существенно
размельчая очереди ЧАПВ, однако в этом случае затягивается
процесс восстановления питания потребителей.
5.2. Частотное АПВ с контролем изменения частоты
В условиях синхронизации цо сравнительно «слабым» связям
более широкие возможности дает ЧАПВ с контролем измене-
ния частоты, предложенное в [24]. Принцип действия такого
устройства ЧАПВ иллюстрируется рис. 5.3. Когда в момент
времени /3 частота после действия АЧР достигает значения
уставки ЧАПВ, начинается отсчет выдержки времени устрой-
ства т^ Если за это время по каким-либо причинам частота
окажется ниже /ЧАцв> отсчет времени, как и в обычном
181

f .
4MB
ttiTp
\
\ V»Y
\
V
/
/
T,
h. '~~
4—/
устройстве ЧАПВ, прекратится и
начнется вновь с нуля только
после повторного восстановле-
ния частоты до/ЧАПВ. Если через
tj частота по-прежнему выше
/чапв' первая очередь ЧАПВ сра-
срг
t* t.
Рис. 5.2. Возможный
протекания
процесса
ЧАПВ
характер
работы
ботает и включит нагрузку, да-
лее устройство начинает контро-
лировать изменение частоты. Ес-
ли частота за время xIOHTp не
вышла за пределы /мятр, то через
соответствующее время т2 вклю-
чится вторая очередь ЧАПВ
и т. д.
Если после снижения частота не выходит за пределы /ЮН1р,
но оказывается ниже частоты /ЧАПВ (штриховая линия), то все
последующие очереди ЧАПВ прекращают отсчет времени х до
тех пор, пока частота вновь не восстановится до /ЧАПв- Если
после срабатывания первой очереди частота стала ниже /контр за
некоторое время т<хтонтр (штрихпунктирная линия) и, таким
образом, синхронизация стала невозможной, устройство этой
очереди без выдержки времени вновь отключит включенную
ранее нагрузку, чтобы опять восстановить частоту. Это
обеспечивает через соответствующее время срабатывание после-
дующих очередей ЧАПВ. Таким образом, начиная с некоторого
момента времени t2 частота не выходит за пределы допустимой
зоны (за исключением незначительных периодов времени, в
которые частота может снижаться ниже/интр за счет конечного
времени работы выключателей) и не препятствует синхрониза-
ции дефицитной части.
В данном варианте ЧАПВ мощность каждой очереди может
быть больше, чем в описанном выше, поскольку сохранение
частоты в зоне допустимых значений обеспечивается не объе-
мом включаемых потребителей, а повторным отключением
нагрузки при частоте /ковтр. Предельная мощность, которую
можно подключить к одной -очереди ЧАПВ, определяется из
условия", что схема питания дефицитного района уже восстанов-
лена и включение этой очереди не должно привести к
повторному нарушению синхронизма. Значение предельной
мощности может быть определено по тому же выражению (5.5)
с той лишь разницей, что, поскольку схема питания района
восстановлена, в расчете должен учитываться регулирующий
эффект нагрузки всего энергообъединения, а величина &РЧШЯ
будет выражена в относительных единицах при базисной
мощности, равной мощности всего энергообъединения. Если
принять, что регулирующие эффекты дефицитного района и
энергообъединения одинаковы, то предельная мощность на-
182

Рис 5 3 Переходный процесс из- f \
менения частоты при действии
ЧАПВ с контролем изменения час- ?-,/\па
тоты
h *г tj *
грузки, которая может быть подключена к одной очереди
ЧАПВ с контролем изменения частоты, во столько раз больше
мощности, подключаемой к очереди ЧАПВ обычного исполне-
ния, во сколько раз мощность нагрузки всего энергообъедине-
ния (энергосистемы) больше мощности нагрузки дефицитного
района. Ступень по времени между смежными очередями
ЧАПВ, как и при обычном исполнении, определяется временем
снижения частоты от установившегося значения после действия
АЧР до частоты возврата ЧАПВ.
Многократное включение и отключение нагрузки в случае,
если авария ликвидируется длительное время, нежелательно.
Для исключения подобного явления действие такого ЧАПВ
может быть выполнено однократным. Однако в этом случае
такой вариант выполнения ЧАПВ имеет недостаток, заключаю-
щийся в следующем. Если после снижения частоты ниже /юнтр в
результате действия какой-либо очереди ЧАПВ и последующего
за этим повторного отключения включенной нагрузки органом
контроля изменения частоты произойдет синхронизация и
восстановление частоты, далее сработают все последующие
очереди ЧАПВ, а нагрузка, отключенная указанной очередью,
так и не получит питания. Так как к первым очередям ЧАПВ
могут подключаться наиболее ответственные потребители, это
весьма нежелательно. Путем соответствующего выбора выдер-
жек времени очередей ЧАПВ можно снизить вероятность
запрета действия первой очереди и вероятность успешного
включения последующих очередей ЧАПВ существенно увели-
чить. Кроме того, для устранения такого нежелательного
протекания процесса ЧАПВ может выполняться двукратным
или трехкратным, но это несколько усложняет устройство.
Частотное АПВ с контролем изменения частоты наиболее
эффективно в сочетании с устройствами АЧРП, в которых реле
частоты изменяет при срабатывании уставку возврата (см. гл. 6)
и которые позволяют осуществить подъем частоты-до значений,
близких к иеходным.
V
\ ^ ^"
\ /
X
т,
, >*ч
(—.
т
1 контр
183

f *
f
'контр
f
Рис 5 4. Временная диаграмма рабо-
ты устройства
Рис 5.5. Принцип работы ЧАПВ,
позволяющий ускорить включение по-
требителей при повторяющихся сни-
жениях и подъемах частоты
Устройство АЧР и ЧАПВ с контролем изменения частоты
может быть выполнено на одном реле частоты, тогда в
переходном процессе это устройство совершает слештощий
цикл работы: уставка срабатывания АЧР—уставка срабатыва-
ния ЧАПВ—уставка контроля—уставка срабатывания АЧР
(рис. 5.4). Когда частота снизится до уставки АЧР, данная
очередь сработает и уставка возврата реле частоты автомати-
чески изменится на /чанв' При подъеме частоты до /ЧАПВ
начинается отсчет выдержки времени хи по истечении этого
времени включается нагрузка и уставка реле частоты автома-
тически перестраивается на/юнтр. Если за время тконтр частота не
станет ниже ХОН1р, то через этот период времени уставка
автоматически вернется к значению /АЧР и устройство будет
готово к работе. Если за время т<х„11Тр частота станет ниже
/ынггр' т0 произойдет отключение включенной нагрузки и
восстановится уставка /АЧР. Частотное АПВ с контролем
изменения частоты, обеспечивая уровень частоты не ниже ftoatp
до момента восстановления схемы, позволяет автомати-
чески за короткое время подключить все отключенные уст-
ройствами АЧР нагрузки после того, как схема питания
дефицитного района будет восстановлена. Опыт примене-
ния такой системы ЧАПВ в Латвглавэнерго показал, что
ликвидация аварийных ситуаций с полным восстановлени-
ем питания потребителей осуществляется автоматически за
1—1,5 мин, Рассмотренные в настоящей главе устройства
ЧАПВ выполнены таким образом, что при возможном сниже-
нии частоты до уставки возврата ЧАПВ в результате включе-
ния очередной нагрузки (или по каким-либо другим причинам)
происходит возврат в исходное положение всех не сработавших
очередей ЧАПВ, и при повторном подъеме частоты их
выдержка времени начинает отсчитываться с нуля, т. е. вос-
становление - питания потребителей в этом случае может
несколько затягиваться.
184

Для сокращения времени подключения нагрузок при
повторяющихся снижениях и подъемах частоты возможно ис-
пользование принципа выполнения ЧАПВ, предложенно-
го в [66]. В этом случае также предусматривается контроль
еще одного уровня частоты /жонтр (частоты контроля ЧАПВ),
лежащего в интервале между уставками ЧАПВ и АЧРИ.
Этот дополнительный контроль частоты позволяет выпол-
нять управление органом выдержки времени—приостанав-
ливать отсчет выдержки на время, пока частота находится
ниже уставки ЧАПВ, но выше уставки контроля ЧАПВ,
и продолжать отсчет при повторном подъеме частоты вы-
ше основной уставки ЧАПВ. В таких устройствах ЧАПВ
при повторном снижении частоты ниже уставки ЧАПВ,
имевшем место до истечения выдержки времени гЧАПВ, про-
исходит останов в счете времени ЧАПВ, а не возврат схе-
мы в исходное положение, как это имеет место в обычных
схемах.
Работа устройства иллюстрируется рис. 5.5. При подъ-
еме частоты до уставки ЧАПВ в точке / очереди, ЧАПВ
запустятся. По истечении выдержки времени первой оче-
реди *чдпв в точке 2 произойдет включение нагрузки. Пред-
положим, что это привело к снижению частоты. В точке 3
при достижении частотой уставки ЧАПВ отсчет выдержек
времени последующих очередей приостановится до тех пор,
пока частота вновь не восстановится до уставки устройст-
ва /члпв (точка 4). При наличии резервов генерируемой
мощности и подъеме частоты до этого значения отсчет
выдержки времени второй и последующих очередей будет
продолжаться. В точке 5 через время t45 сработает вторая
очередь ЧАПВ {^nb^hs + hs)^ и далее цикл может по-
вторяться. Если после срабатывания какой-либо очереди ЧАПВ
частота становится ниже частоты контроля ЧАПВ /гоитр (точка
3'), то происходит возврат всех очередей ЧАПВ в исходное
состояние.
В обычных устройствах ЧАПВ возврат в исходное состояние
произойдет сразу же после снижения частоты до уставки ЧАПВ
Учапв (точка 3), в точке 4 начнется" отсчет времени последующих
очередей с нуля, и запаздывание во времени включения будет
равно времени tl3. Таким образом, чем больше будет циклов
подъем—снижение частоты, тем существеннее будет выигрыш
во времени в устройствах, имеющих дополнительную частоту
контроля f
Все устройства ЧАПВ с Lowtp должны иметь одну и ту
же уставку контроля, чтобы обеспечить последователь-
ность включения потребителей с учетом их ответствен-
ности.
185

Глава шестая
АППАРАТУРА И СХЕМЫ УСТРОЙСТВ РАЗГРУЗКИ
6.1. Требования к аппаратуре. Общие положения
Назначение АЧР —предотвращение опасных снижений ча-
стоты—диктует требования к схемам, устройствам АЧР и
основному их элементу — органу частоты. Это прежде всего
быстродействие, а также минимальная погрешность уставки
реле частоты при широком диапазоне изменения таких пара-
метров, как температура окружающей среды, контролируемое'и
оперативное напряжение, форма кривой контролируемого
напряжения.
Быстродействие АЧР1, как указывалось ранее, является
определяющим для предотвращения глубоких снижений часто-
ты при больших дефицитах мощности, уменьшения объема
излишне отключаемой нагрузки, обеспечения эффективности
разгрузки. Современные технические средства в принципе
позволяют выполнить орган частоты весьма быстродействую-
щим. Однако чем выше быстродействие разгрузки, тем больше
вероятность излишнего срабатывания очередей АЧР1 при
изменении частоты во время синхронных качаний (см. гл. 7) и
на выбеге двигателей в паузах АПВ и АВР (см. гл. 8).
В последнем случае удается избежать излишнего срабатывания
АЧР1 только с помощью специальных блокировок, а излишнее
действие АЧР1 при синхронных качаниях может быть в
значительной степени устранено некоторым увеличением вре-
мени срабатывания органа частоты. Чтобы в значительной
степей», удовлетворить эти противоречивые требования, время
срабатывания органа частоты целесообразно иметь в пределах
0,15—0,2 с.
При аварийных ситуациях, сопровождающихся большими
дефицитами реактивной мощности и развитием нарушения,
напряжения в узлах энергосистемы могут снижаться до
(0,5-^-0,6) (7ном. АЧР в этих условиях должна быть работоспо-
собной, а погрешность органа частоты — незначительной.
Широкое внедрение устройств АЧР началось в энергосисте-
мах страны в послевоенный период. В начале 50-х годов
ОРГРЭС (ныне Союзтехэнерго) были разработаны типовые
схемы АЧР, в которых использовались для целей измерения
частоты реконструированные индукционные реле мощности
типа ИМБ. Вскоре промышленность начала выпуск индукцион-
ного реле понижения частоты ИВЧ-011А, а с 1966 г.—ИВЧ-3.
Эти реле обладали повышенной температурной стабильностью.
Одновременно в различных организациях велись разработки
более надежных и точных реле понижения частоты. В 1970 г.
Чебоксарским электроаппаратным заводом (ЧЭАЗ) совместно с
186

ВНИИР было разработано полупроводниковое реле понижения
частоты РЧ-1 [37] и был начат выпуск реле. Реле РЧ-1, обладая
значительно большей стабильностью уставок при колебаниях
напряжения контролируемой сети, позволило упростить схемы
АЧР.
Основные параметры органа (реле) частоты устройств АЧР
регламентируются ГОСТ 19262—80*. Допускаются два испол-
нения органов частоты по точности: к первому исполнению
относятся реле понижения частоты типа РЧ-1, выпускаемые
промышленностью, ко второму — органы частоты более высо-
кой точности.
В соответствии с требованиями ГОСТ у реле частоты
первого исполнения при номинальном напряжении оператив-
ного источника тока погрешность не должна превышать 0,1 Гц
при изменении контролируемого напряжения в пределах
(0,8-1,1) t/H0M, 0,2Гц-при (0,4-1,3)£/НОМ, 0,3 Гц-при (0,2-
— 1,3) UBOM. При номинальном напряжении контролируемой сети
погрешность не должна превышать 0,1 Гц при изменении
напряжения источника оперативного постоянного тока в диапа-
зоне (0,8 —1,2) {Уяом и напряжения источника оперативного
переменного тока в диапазоне (0,4— 1,2) С/ном. При номинальных
значениях контролируемого и оперативного напряжения по-
грешность реле частоты не должна превышать 0,1 Гц при
изменении температуры окружающей среды от 20 до 40° С,
0,25 Гц—при изменении температуры от —20 до 40° С и
0,35 Гц—при изменении температуры от —45 до 40° С.
При номинальных значениях контролируемого и оператив-
ного напряжения погрешность реле частоты не должна превы-
шать 0,1 Гц на каждые 5% третьей гармоники и 0,05 Гц на
каждые 5% пятой и седьмой гармоник. Время срабатывания
реле частоты не должно превышать 0,15 с при скорости
снижения частоты до 2 Гц/с. Реле частоты не должно срабаты-
вать при снятии и подаче контролируемого напряжения и
напряжения питания плавно, толчком или их резких колебаниях
с частотой до 5 Гц, если частота в сети выше частоты
срабатывания более чем на 0,3 Гц при питании от источника
постоянного тока и на 0,5 Гц при питании от источника
переменного тока.
В настоящее время разработан ряд измерительных органов
(реле частоты), обладающих более высокой точностью, чем
реле РЧ-1. Такие органы выполняются на импульсном или
цифровом принципе [52, 64]. Однако в устройствах АЧР такие
реле пока не применяются. Обусловлено это тем, что с точки
зрения погрешностей реле РЧ-1 удовлетворяют требованиям,
предъявляемым к органам частоты устройств АЧР. Кроме того,
это реле работоспособно при глубоких снижениях контролируе-
мого и оперативного напряжения. В соответствии с применяе-
187

мыми принципами аварийной разгрузки, выполняемой большим
числом малых по мощности очередей, допускается неселектив-
ная работа смежных очередей разгрузки. В связи с этим в
рамках применяемой системы разгрузки нет острой необходи-
мости в повышении точности реле частоты для повышения
селективности работы очередей АЧР.
До начала выпуска реле РЧ-1 многие применяемые в
энергосистемах схемы АЧР, как правило, разрабатывались
службами релейной защиты и автоматики энергосистем или
соответствующих ОДУ.
В 70—80-е годы проектными организациями был разработан
ряд типовых схем АЧР и ЧАПВ с реле частоты РЧ-1 для
подстанций с оперативным постоянным и переменным током.
Некоторые особенности исполнения схем АЧР и ЧАПВ
определяются параметрами и конструктивным выполнением
применяемых реле понижения частоты. Различие в логической
части схем АЧР и ЧАПВ определяется как требуемым
количеством очередей АЧР и ЧАПВ, так и типом используемых
реле времени. Существенна также роль вида оперативного тока.
Различие имеющихся схем ЧАПВ определяется как принци-
пом ^осуществления повторного включения, так и схемой
исполнительных цепей. Наиболее широко распространены схе-
мы ЧАПВ с использованием комплектов АПВ, установленных
на отдельных питающих линиях. Задача, стоящая перед
исполнительными цепями, заключается в обеспечении некото-
рой задержки между включением отдельных питающих линий
при воздействии на них одной очереди ЧАПВ. Такая задержка
необходима по условию предотвращения перегрузки аккумуля-
торной батареи токами включаемых электромагнитов выключа-
телей. В случае использования индивидуальных комплектов
АПВ необходимая задержка (порядка секунды) обеспечивается
установкой на реле времени этих комплектов соответствующих
уставок. Могут быть установлены также отдельные дополни-
тельные ^эеле времени на каждой включаемой от ЧАПВ
питающей линии.
6.2. Индукционное реле понижения частоты ИВЧ
Индукционные реле понижения частоты ИВЧ-011, ИВЧ-3
(рис. 6.1) имеют четырехполюсную электромагнитную систему с
ротором в виде легкого алюминиевого стакана и контактную
систему. На магнитопроводе / помещаются два контура.
Четыре последовательно соединенные катушки 2 образуют с
емкостью С индуктивно-емкостный контур, при прохождении
по которому тока создается поток Фг. Две катушки, последова-
тельно включенные с активными сопротивлениями Rt и R2,
образуют активно-индуктивный контур, создающий поток Фи.
188

Рис. 6.1. Индукционное реле понижения частоты ИВЧ:
а—конструкция реле; /—магнитопровод, 2—катущки, 3, 4, 5, 6—полюса; 7—сердечник;
о—схема внутренних соединений, в—векторная диаграмма тонов и напряжений в контурах
I я II
Питание обоих контуров осуществляется от вторичных обмоток
измерительного трансформатора напряжения. Реле имеет пру-
живу и постоянный магнит, что обеспечивает разомкнутое
состояние контактов при отсутствии напряжения.
Вращающий момент, действующий на ротор реле, опреде-
ляется по выражению
А/р=*Ф,Фья11*, - (6.1)
где к—постоянный коэффициент; \|/—угол между векторами Ф,
и Фп.
Емкость С выбирается такой, чтобы в контуре / преобла-
дало индуктивное сопротивление I (»£,>—), поэтому ток /, в
первом контуре отстает от напряжения Up на угол <р„ в то же
время ток /„ во втором контуре отстает от напряжения на угол
Ф„ (рис. 6.1, «у), причем
189

3
a>L,
Ф, = arctg -i=arctg —-—!;
Ф„=arctg |* = arctg ^-Л
(6.2)
Учитывая, что углы между токами /„ /п и соответствую-
щими потоками Ф„ Фн близки к нулю, (6.1) можно представить
так:
и1
Мр = к ,//,/„ sin itr = fcJVn sin (ф! - фи) = к J —~ sin (ф, - фц). (6.3)
Вращающий момент действует в сторону замыкания контак-
тов при ф(<фц и в сторону размыкания контактов при ф,>фи
(рис. 6.1, в). Если частота в системе выше, чем частота
срабатывания, реактивное сопротивление jc( увеличивается в
большей степени, чем хи, вектор потока Фп начинает опережать
вектор потока Ф, и вращающий момент действует в сторону
размыкания контактов. Если частота в системе ниже частоты
срабатывания, сопротивление х1 уменьшается в большей сте-
пени, чем хи, вектор Фн отстает от вектора Ф,, вращающий
момент действует в сторону замыкания контактов.
Реле частоты сработает в тот момент, когда вращающий
момент, созданный токами в контурах ь действующий в
сторону замыкания контактов, уравновесит момент, создавае-
мый пружиной, постоянным магнитом и трением, в результате
этого ротор реле повернется на угол а, достаточный для
замыкания контактов. Таким образом, уравнение срабатывания
реле можно записать следующим образом:
и1
*1/сР^^гзт(ф]-фи)=^2а+М0, (6.4)
где/ер—частота срабатывания реле; М0—суммарный момент,
складывающийся из начального момента пружины, момента,
создаваемого постоянным магнитом и трением; кг — постоян-
ный коэффициент.
Уравнение (6.4) может быть преобразовано к следующему
виду [33]:
2л /л?+Г«^--у Jr\+«>cpL\
* У^0'-^-^^ =к2а+М0, (6.5)
где шср = 2я/ср.
190

Как видно из (6.5), при наличии пружины частота срабатыва-
ния реле зависит от приложенного напряжения, причем чем
больше момент сопротивления пружины, тем в большей
степени проявляется эта зависимость.
При отсутствии пружины правая часть уравнения (6.5) равна
нулю, и поскольку все параметры, входящие в знаменатель
левой части уравнения, имеют конечные значения, то
откуда частота срабатывания реле
(6.6)
toc„=-
Лц
ср 2я V С, (R„L, -RaLaY
(6.7)
Таким образом, при отсутствии удерживающей пружины
частота срабатывания реле не зависит от приложенного
напряжения.
Уставка срабатывания реле регулируется при помощи
сдвоенного потенциометра — реостата Ru а шкала реле может
быть изменена путем изменения сопротивления R2 (накладка
5—7 на рис. 6.2).
В ряде случаев возникает необходимость изменения уставки
возврата реле частоты, например для выполнения ЧАПВ на
том же реле, обеспечения ресинхронизации или автоматической
синхронизации с помощью АЧР. Эта цель весьма просто
достигается автоматическим изменением сопротивления R2
после срабатывания АЧР с помощью контакта KL (рис. 6.2).
Основные паспортные данные реле следующие: диапазон
уставок срабатывания 45—49 Гц, коэффициент возврата 1,01,
при номинальном напряжении на реле t/=100 В и температуре
*- Рис. 6.2 Изменение уставки возврата
реле ИВЧ
'ср
Н6
,гц
f -
'уст
^
^9 Гц
«=*8
Гц
От TV
I системы''*])
шин "■
b Псистемы
шин
го *о 60 во и,е
Рис, 6:3. Зависимость частоты сраба-
тывания индукционного реле пониже-
ния частоты от напряжения
191

/=20° С точность реле +0,2 Гц на любой уставке, -при
изменении температуры в пределах от —10 до +45° С частота
срабатывания изменяется не более чем на 0,25 Гц, потребляемая
мощность при номинальном напряжении ШВА.
Индукционное реле частоты в момент включения его под
напряжение (например, после перегорания предохранителей в
цепях трансформатора напряжения), а также при переходных
процессах в цепях трансформатора напряжения (перемежаю-
щиеся короткие замыкания и т. д.) работает ложно (замыкает
свои контакты). Для предотвращения ложной работы устройств
АЧР в таких случаях обычно вводят выдержку времени
примерно 0,2—0,3 с.
При выделении некоторых районов или энергосистем с
большим дефицитом мощности глубокое и быстрое снижение
частоты сопровождается, как правило, одновременным глубо-
ким снижением напряжения в узлах нагрузки, при этом, как
видно из рис. 63, частота срабатывания индукционного реле
частоты существенно снижается, а при значениях напряжения
около 40 В реле вообще может не сработать [48 ]. Отказ при
глубоких снижениях напряжения устройств АЧР и делительных
автоматик по частоте, выполненных на индукционном реле
частоты, неоднократно имел место на практике, что являлось
причиной тяжелого развития аварий или затяжки их лик-
видации. ,
Для обеспечения надежной работы разгрузки в районах, где
возможно одновременно снижение частоты и ыубокое снижение
напряжения, следует в устройствах АЧР и делительной автома-
тики по частоте в первую очередь заменить индукционные реле
частоты на полупроводниковое реле РЧ-1, имеющее малую
зависимость уставки от контролируемого напряжения. При
отсутствии реле РЧ-l возможно включение реле ИВЧ через
промежуточный трансформатор (рис. 6.4, а) с переключением
100
90
SO
ID
60
If
К
У
г
■^
>
«-"-
^-
50 Гц
48
46
45
б)
20 40 60 80 100 и^Ъ
Рис. 6.4. Принципиальные схемы включения реле ИВЧ:
а—через промежуточный автотрансформатор; 6—через стабилизатор напряжения, в—за-
висимость напряжения на реле ИВЧ от напряжения на входе стабилизатора при различных
значениях частоты (уставка реле /^.т=46 Гц, стабилизатор С=0,09)
192

И1
гО
■-СК-
J>^=
у, *г и+.
■&
I'-
и*
«л
7
Гс>Гс
tp
~ »
Рис. 6.5. Реле понижения частоты РЧ-1:
а—структурная схема; б—временные диаграммы работы реле
при понижении напряжения отпаек вторичной обмотки с
помощью реле KV. Возможно также включение реле ИВЧ через
стабилизатор напряжения (рис. 6.4,6, в). Однако в последнем
варианте из-за несинусоидальности напряжения на выходе
стабилизатора в ряде случаев наблюдается повышенная вибра-
ция контактов реле частоты, что может приводить к ненадеж-
ной работе реле времени; кроме того, по той же причине при
подключении реле частоты к стабилизатору наблюдаются уход
уставки (до 0,5 Гц) и, как следствие, требуется настройка реле
частоты вместе со стабилизатором с помощью более мощного
источника, нежели применяемые для настройки реле электрон-
ные генераторы [39].
6.3. Полупроводниковое реле понижения частоты РЧ-1
Индукционное реле понижения частоты обладает двумя
существенными недостатками: оно чувствительно к колебаниям
контролируемого напряжения и ложно работает при исчезнове-
193
13-2860

нии и последующей подаче напряжения. В полупроводниковом
реле РЧ-1 [37] оба эти недостатка устранены. На рис. 6.5, а
показана структурная схема реле, а на рис. 6.5, б приведены
- временные диаграммы, поясняющие работу реле.
Реле работает следующим образом. Напряжение контроли-
руемой сети Ue через разделительный трансформатор Т и
полосовой фильтр Ф, предназначенный для устранения высших
гармоник, подается на фазосдвигающую схему. Эта схема
состоит из частотно-зависимого измерительного элемента И!
(LC-контур) и активного делителя А. Угол между напряжения-
ми иг и U2 на выходе фазосдвигающей схемы зависит от
частоты напряжения сети на входе реле. Реле выполнено так,
что пока вектор тока в измерительном Х.С-контуре (вектор
напряжения UJ отстает от вектора тока в делителе А (вектора
подведенного напряжения или напряжения U2), реле не рабо-
тает, а как только вектор тока в этом контуре начнет опережать
вектор тока в делителе А—реле сработает.
Фазочувствительная схема реле включает в себя два форми-
рователя импульсов Ф1 и Ф2, дифференцирующий Д и
логический Л элементы. С формирователей Ф1 и Ф2 поступают
импульсы прямоугольной формы £/ф1 и £/ф2, длительность
которых близка к полупериоду поданного на них входного
напряжения. С помощью дифференцирующего элемента Д из
переднего фронта импульса 1/ф2 формируется короткий импульс
11д. Вместе с импульсом £/ф1 с формирователя Ф1 импульс Ua
подается на логический элемент Л, причем взаимное положение
импульсов С/ф1 и Ua во времени зависит от частоты сети.
Элемент Л пропускает импульс 11я только в случае отсутствия в
это время на входе импульса U^. Если частота сети /с
превышает частоту срабатывания реле /Ср(/с>/ер), то каждый
полупериод на юсбде элемента Л выдается импульс U'a. При
обратном соотношении (/^</ср) такой импульс отсутствует.
Далее с помощью расширителя РИ импульс расширяется во
времени. Расширитель импульсов выполнен таким образом, что
при подаче на его вход импульса сигнал на выходе отсутствует,
а при отсутствии входного сигнала импульс на выходе
появляется.
Предотвращение ложной работы реле при исчезновении
напряжения сети осуществляется путем подачи сигнала на вход
РИ от пускового элемента /7. Этот элемент запускает РИ
только при наличии на входе реле переменного напряжения.
Увеличенный по длительности импульс подается затем на
усилитель У и далее на выходной орган В.
С целью расширения возможностей реле РЧ-1 в нем имеются
два независимых измерительных контура {И1 и И2). Выход
основного измерительного контура Их подключен к формирова-
телю импульсов наглухо, дополнительного И2—через внешний
194

Рис. 6.6. Фазосдвигающая (измерительная) часть реле:
а—принципиальная схема, 6—векторная анаграмма, UR—падение напряжения на актив-
ном сопротивлении дросселя и резистора R$; VL—падение напряжения на индуктивном
сопротивлении дросселя; U,—падение напряжения на конденсаторе
контакт К. Если подключены обе измерительные цепи, реле
будет срабатывать при частоте, соответствующей более высо-
кой уставке. Вторая измерительная цепь используется обычно
для настройки реле на определенную частоту возврата, отли-
чающуюся от частоты срабатывания, например для выполнения
ЧАПВ, при перестройке частоты возврата АЧРП для обеспече-
ния автоматической синхронизации разделившихся энергосис-
тем и т. д. В соответствии с этим первую измерительную цепь
называют цепью срабатывания, а вторую—возврата. Вторая
измерительная цепь может быть также использована для
создания еще одной очереди АЧР.
На рис. 6.6 показаны схема измерительной части реле и
векторная диаграмма. Схема состоит из последовательно
включенных дросселя с воздушным зазором 1L, конденсатора
4С, 5С и резистора Ю. Активный делитель выполнен на
резисторах R4 и R5. Зависимость угла ф между напряжениями
С/, и U2 от частоты может быть описана выражением '
1
coL —-—
tg<p=. ?£t (6.8)
где Rap—активное сопротивление дросселя.
Для принятых в реле параметров схемы эта зависимость
составляет 0,4° на 0,1 Гц. Реле РЧ-1 обладает незначительной
угловой погрешностью, что достигается применением высоко-
стабильных конденсаторов, резисторов и дросселя с воздушным
зазором. Поскольку схема работает в условиях, близких к
резонансу (т. е. xLaxc, значения угла <р малые), изменение
сопротивления обмотки дросселя Rap с изменением темпера-
туры не вносит существенной погрешности.
195

"->Q
-О
Он
I
я
л
а
Я
в
э
я
S
о.
I
о «о

На рис. 6.7 приведена принципиальная схема реле РЧ-1.
Включение реле в сеть производится через разделительный
трансформатор Г. Полосовой фильтр низких частот состоит из
дросселя 3L и конденсатора 1С. Активный делитель фазосдви-
гающей схемы образуется резисторами R4 и R5, а фазосдвигаю-
щая цепочка—дросселем 1L, конденсаторами 4С и 5С и
резистором R3. Вторая фазосдвигающая цепочка, подключение
которой выполняется внешним контактом (для ее подключения
необходимо замкнуть выводы 5 и б реле), состоит из дросселя
2L, конденсаторов 2С и ЗС и резистора R2. Изменение уставок
срабатывания реле ступенями в 1 Гц осуществляется путем
переключений отпаек дросселей 1L и 2L. Плавная регулировка
уставок осуществляется резисторами 1R и 2R. Формирователи
прямоугольных импульсов выполнены на транзисторах VT1 и
VT2. Диоды VD3 — VD9, образующие так называемую схему
диодного ключа, предназначены для защиты переходов эмит-
тер— база транзисторов при больших значениях входного
напряжения.
Конденсатор С2 выполняет роль дифференцирующего эле-
мента, а транзистор VT3—логического. При положительной
полуволне на входе транзисторы VT1 и VT2 закрыты, при
отсутствии сигнала на входе и отрицательной полуволне—
открыты.
С изменением контролируемого напряжения меняется xL
дросселя и возникает угловая погрешность фазосдвигающей
схемы. Стабильность уставок реле при колебаниях напряжения
достигается за счет взаимного согласования вольт-амперной
характеристики измерительного дросселя и входных параметров
формирователя прямоугольных импульсов—транзистора VT1,
настраиваемого с помощью сопротивления R*. Зависимость
погрешности реле частоты от контролируемого напряжения для
одной из уставок показана на рис. 6.8. Как видно из этого
рисунка, она может быть практически сведена до нуля в
диапазоне изменения напряжения 30—120 В. При необходи-
Рис. 6.8. Зависимость погрешности реле от
контролируемого напряжения при различных
Л*(/>С1=47,2Гц)
197
*Гц
48
47,?
47
46
я;
R?
**г
R
if*
*
^>R^>R'3
f>/?*>tf*
0 20 60 100 0Ci3

мости путем индивидуальной регулировки реле может быть
задана требуемая зависимость уставок от напряжения вплоть до
повышения уставок срабатывания при снижении напряжения.
Расширитель импульсов выполнен двухступенчатым. Первая
его ступень осуществлена на транзисторах VT4—VT6 я
представляет собой одновибратор с положительной обратной
связью. Если импульс на выходе VT4 исчезает, конденсатор СЗ
заряжается через резистор R18 и транзистор VT6. Время
расширения импульса на первой ступени определяется временем
заряда конденсатора СЗ до потенциала на делителе R22—R23.
После расширения импульс длительностью 1 мс инвертируется
и подается на вторую- ступень расширителя, которая выполнена
на транзисторах VT7 и VT8. В эту же ступень расширения
входит емкость, набранная из трех конденсаторов 6С—8С.
Время расширения и, следовательно, время срабатывания реле
определяется значением включаемой емкости. Усилитель, на
который поступает сигнал с расширителя, выполнен на тран-
зисторе VT9 по схеме с общим эмиттером. В коллекторную
цепь этого транзистора включено электромеханическое реле К
типа РП-210. Минимальное время нарастания напряжения,
достаточное для открытия транзистора VT9, составляет около
0,06 с.
Для исключения ложной работы реле при снижении, а также
при снятии и подаче переменного напряжения выполнена
специальная блокировка (пусковой орган П) на двухполупери-
одном выпрямителе (диоды VD1 и VD2). В нормальном режиме
выпрямленное напряжение пускового органа запирает диод
VD10. Если контролируемое напряжение исчезает, транзистор
VT4 открывается отрицательным током через резистор R14 и
реле не срабатывает.
Для проверки работоспособности реле в условиях эксплуата-
ции без изменения частоты подаваемого на реле напряжения
предусмотрена контрольная кнопка SB. С ее помощью шунти-
руется дроссель измерительного органа, при этом на вход
зочувствительной схемы подается заведомо опережающее по
зе напряжение, что при исправном реле вызовет срабатыва-
ние исполнительного органа.
Питание схемы реле может осуществляться как от постоян-
ного, так и от переменного оперативного напряжения. При
применении оперативного переменного напряжения реле под-
ключается через вспомогательное устройство ВУ-3, представ-
ляющее собой феррорезонансный стабилизатор напряжения с
выпрямительным мостом.
Основные технические данные реле РЧ-1 следующие. Номи-
нальное напряжение контролируемой сети переменного тока
100 В, оперативного постоянного тока 220, 110 В, оперативного
переменного напряжения 100, 127, 220 В. Предел изменения
198

уставок срабатывания 45—50, возврата 46—51 Гц, уставки по
времени срабатывания 0,15; 0,3; 0,5 с, время возврата не более
0,15 с. Разность между частотой срабатывания и частотой
возврата не более 0,05 Гц на любой уставке (при отключенной
цепи возврата). Изменение частоты срабатывания при измене-
нии напряжения постоянного оперативного тока в пределах
(0,8-н1,1)^ном или напряжения переменного оперативного тока
в пределах (0,4 ч-1,3) (/ном и одновременном изменении контро-
лируемого переменного напряжения на входе реле в пределах
40—130 В—не более 0,2 Гц, то же при изменении переменного
напряжения на входе реле 20—130 В—не более 0,3 Гц. Из-
менение частоты срабатывания при изменении температуры
окружающего воздуха и номинальных значениях напряжений
контролируемой сети и оперативного тока при изменении
температуры от 0 до 40° С—не более 0,2, от —20 до 40° С—не
более 0,25, от -40 до 40° С—не более 0,35, от 20 до 40° С не
более ОД Гц. Потребляемая мощность реле и устройств при
номинальных напряжениях: измерительной цепью—не более
5 В • А, вспомогательной цепью при оперативном постоянном
токе—не более 20 Вт, цепью переменного тока устройства,
питающего вспомогательные и измерительные цепи реле,—не
более 15 В-А.
6.4. Схемы АЧР и ЧАПВ*
^Рассмотрим различные варианты схем АЧР и ЧАПВ с
индукционным и" полупроводниковым реле понижения частоты^
На рис. 6.9, а приведен один из вариантов простейшей схейыд
разгрузки с одним реле частоты РЧ-1 (разработана институтом
«Энергосетытроект»). Схема позволяет выполнить одну очередь
АЧР1 или одну очередь АЧРП с последующим ЧАПВ. Такие
простые схемы могут применяться, если на объекте нужно
выполнить только одну очередь разгрузки на одной секции шин.
Такая же схема может применяться в качестве дополнительной
к другим, более универсальным и сложным схемам, если
возникает необходимость в увеличении количества очередей
разгрузки.
Схема работает следующим образом. При снижении частоты
замыкаются контакты реле частоты KF, срабатывает повтори-
тель KLI и подготавливает цепь на срабатывание выходного
двухпозиционного реле KL2, которое через шинки АЧР дей-
ствует на отключение выключателей. Категория разгрузки
определяется положением накладки SX. При введенной наклад-
ке устройство работает как АЧР1, и после срабатывания реле
KL1 сразу же срабатывает выходное реле KL2 и подается
напряжение на шинку разгрузки ШАЧР. Если накладка снята,
то устройство работает как АЧРП: выходное реле KL2
* Параграф написан совместно с Г. Д. Бутиным.
199

■ ЮОЪ от TV
KL2.3
KF
KL1i
AS
-ков
Питание
реле
частоты
и пере-
ключение
иставни
т.
ЧАПВ
Реме
центром
талрл-
ягтил
5
Ч.
а»
!
!
1
\SF1
ШУ -ШУ«*Ч
я ни
^ П_
Owl
«г*
щачр
ШЧАПВ
■D-
Реле
пониже я«я
roc/roffw
Шинки ynpul.it-
нии a автома-
тический
выключите л^
Повторитель
реле частоты
с:
Промреле
АЧР
и ЧАПВ
Питание реле
частоты и пе-
реключение
уставки на.
ЧАПВ
Щ
S.
■=
■ЧГ
»■
Реле
времени.
Выходные
церии шинки
АЧР
1
*
*
*
8-
С:
*
Шинки управ-
ления аавто-
wmutecmu
выключатель
Повторитель
реле
частоты
ч.
с-
ч
Промреле
АЧР
и ЧАПВ
Выходные
uentl
и шилниАЧР
!
*
я
1
1
сто
о.
=3
Рис.
6.9. Простейшая
АЧР с ЧАПВ:
схема
а—дл* подстанции с оперативным
постоянным током; б—для под-
станция с оперативным переменным
током
сработает после замыкания с определенной выдержкой контакта
реле времени КТ*.
* В зависимости от числа регулируемых уставок реле КТ может быть
выполнено несколько очередей АЧРП, имеющих общую уставку по частоте и
различные уставки по времени.
200

После срабатывания KL2 его контакты переключают уставку
реле частоты на ЧАПВ и разрывают цепь питания реле времени
КТ, которое возвращается в исходное состояние. Схема
находится в этом состоянии до тех пор, пока частота не
повысится до уставки ЧАПВ. После подъема частоты до
уставки ЧАПВ контакт KF размыкается, реле КЫ отпадает и
повторно запускается реле КТ, обеспечивая теперь уже вы-
держку времени ЧАПВ. Если в процессе работы ЧАПВ частота
вновь снизится и реле KF сработает, то КТ снова возвратится в
исходное состояние с последующим запуском после подъема
частоты. При необходимости установки на объекте только
одной очереди АЧР1 схема может быть упрощена и вместо
многоконтактного реле времени (например, моторного) может
быть установлено более простое реле.
Схема с оперативным переменным током (рис. 6.9, б) анало-
гична и отличается только тем, что в ней используется
моторное реле времени ВС-10 (КТ) с питанием от общих
оперативных цепей устройства, в то время как в схеме с
оперативным постоянным током (рис. 6.9, а) питание моторного
реле выполнено отдельно от шинок собственных нужд (воз-
можно его питание через индивидуальный стабилизатор
напряжения).
Рассмотрим теперь схемы устройств АЧР с индукционным
реле, которые выпускались заводами в составе комплектных
распредустройств (КРУ) 6—10 кВ. Длительное время преду-
сматривалось наличие в ячейке трансформатора напряжения
устройств АЧР и ЧАПВ (рис. 6.10), содержащих два реле
понижения частоты KF1 и KF2 и обеспечивающих одну очередь
АЧР1 и одну очередь АЧРИ с независимым ЧАПВ, Каждая
очередь ЧАПВ может быть разделена на две группы, имеющие
независимые уставки по времени, задаваемые с помощью реле
времени.
Схема работает следующим образом. Уставка срабатывания
реле KF1 определяется частотой, при которой должна срабаты-
вать очередь АЧР1, уставка KF2—частотой срабатывания
очереди АЧРН. Как было указано выше, уставка срабатывания
реле KF1 не может быть выше уставки срабатывания KF2.
Следовательно, при аварийном снижении частоты вначале
сработает реле KF2, запускающее через повторитель KL6 реле
времени КТ2. Если частота продолжает снижаться и достигает
уставки KF1, через повторитель KL5 запускается реле времени
КТ1 (уставка 0,3—0,5 с для предотвращения ложной работы
устройства), подающее напряжение на исполнительные двухпо-
зиционные реле АЧР1 КЫ и KL2. Контактами этих реле
подается напряжение на отключающие шинки, к которым
подключены индивидуальные реле питающих линий, составляю-
щих данную очередь АЧР1. После срабатывания реле времени
201

Реле
подготовки.
цепей
ЧАПВ
Стаби-
лизатор
напряжения
Реле АЧР1
а ЧАПВ
Репе
АЧРЖ
СЭ
о
О
*
«|
*
а-
с
3
<ь
а-
\
•+1ШУ
SF1
-ШУ'
SF1
J*
L - I
\
KTS.3 I
% КТЗ.Ч i
Шинки управ-
ления и авто-
матический
выключатель
АЧРХили.
совме-
щенная
АЧР
Первая
ступень
АЧРЖ
Вторая
ступень
АЧРЖ
Реяе -повто-
рители
Реле вре-
мена АЧР1
Реяе
времена
АЧРЖ
Рис. 6.10. Схема АЧР с ЧАПВ с индукционным реле частоты в КРУ 6—10 кВ
КТ1 реле KF1 переключается на уставку возврата, т, е. на
уставку ЧАПВ.
Если частота продолжает оставаться ниже уровня уставки
реле KF2, то по истечении времени, равного уставке реле
времени КТ2, подается напряжение соответственно на реле KL3
и KL4, действующие на отключение питающих линий. Одновре-
менно с большой уставкой по времени реле KF2 перестраи-
вается на частоту возврата—уставку ЧАПВ. Следующий этап
работы устройства возможен после восстановления частоты до
уставки ЧАПВ и выше. В этом случае реле понижения частоты
(одно или оба одновременно) размыкают свои контакты,
реле-повторители KL5 и KL6 и реле времени КТ1, КТ2
обесточиваются. Через контакты исполнительных реле KL1 —
KL4 запускается реле времени ЧАПВ—КТЗ, По истечении
заданных уставок по времени поочередно подается напряжение
на вторые обмотки исполнительных двухпозиционных реле
KL1—KL4, в результате этого реле возвращаются в исходное
положение. При этом происходит включение соответствующих
202

потребителей. Таким образом, в момент включения потребите-
лей частота сети не контролируется. Это следует отнести к
недостаткам схемы, так как при кратковременном подъеме
частоты с ее последующим повторным снижением возможно
включение потребителей при сниженной частоте, что вызовет ее
дальнейшее аварийное снижение и повторную работу АЧР.
Недостатком рассмотренной схемы является также возмож-
ность ложного действия ЧАПВ при обесточении реле KFI и
KF2.
Начиная с 1972 г. схема устройств АЧР и ЧАПВ, кото-
рыми комплектуются КРУ 6—10 кВ, выполняется неско-
лько упрощенно (рис. 6.11, а). Отличие заключается в том,
что перестройка реле KFI и KF2 осуществляется контак-
тами исполнительных двухпозиционных реле, число которых
сокращено до двух (KL1 и KL2). Это обеспечивает контроль
частоты при действии ЧАПВ до момента подачи сигнала
на включение группы потребителей. Недостатками этой
схемы следует считать сравнительное укрупнение, очереди
ЧАПВ и наличие только одной очереди АЧРИ. В целом ра-
бота схемы, приведенной на рис. 6.11, а, аналогична рабо-
те рассмотренной выше схемы на рис. 6.10. Блокировка
ложного действия ЧАПВ при обесточении реле понижения
частоты достигается за счет питания реле времени ЧАПВ
КТЗ от напряжения контролируемой сети. При примене-
нии в КРУ АЧР на полупроводниковом реле частоты РЧ-1
резистор R и реле времени КТ1 не устанавливаются и цепи
включения реле частоты выполняются, как показано на
рис. 6.11,6.
На рис. 6.12 представлен модернизированный вариант
схемы рис. 6.11, в которой выполнены две очереди АЧРИ,
а одна очередь АЧР1 действует на две группы потребите-
лей через два реле. Принципиально число исполнительных
реле (число групп потребителей, каждая из которых явля-
ется очередью ЧАПВ) в этой схеме не ограничивается. Чис-
ло возможных очередей АЧРП определяется числом уставок
по времени реле времени КТЗ (или числом реле времени).
Для пуска ЧАПВ используется перестраиваемая уставка реле
KF1, а с помощью перестраиваемой уставки реле KF2 может
быть задано значение частоты возврата реле частоты АЧРП,
необходимое для осуществления быстрой автоматической син-
хронизации дефицитного района (с помощью АПВУС, ресин-
хронизации).
Заслуживает внимания схема АЧР с ЧАПВ (рис. 6.13),
внедренная в Челябэнерго [36]. В этой схеме с помощью одного
реле понижения частоты путем программного переключения его
уставок выполняется совмещенная очередь АЧР (пуск на
отключение одних и тех же присоединений от АЧР1 и АЧРП) с
203

|~ШВ от 7VI
—it
кил , ■
Ш.2 / j^>
KL42/'m
Стаби-
лизатор
напряже-
ния
а
*
*!
Реле
времени.
ЧАПВ
■+1ШУ
-1ШУ
а)
r.KT2 L
'/ГШ
Ш
JIP- ^ KL2
KL15
ШАЧР1
KH2
KL2.E
ШАЧР1
KH1
KL1.S
ШАЧР
,KL2.
w
0-
0-
Шипка управ-
ления и авто-
матический
выключатель
Реяе
устройства
АЧР1
Реле
устройства
АЧРЖ
Возврат реле
KL1,KLZ для
пуска ЧАПВ
Выходные
цепи и обра-
зование
шинок АЧР
Совмещение
АЧРТиАЧРЖ
последующим ЧАПВ. Схема выполнена на реле ИВЧ-3 (воз-
можно применение реле РЧ-1). При выполнении схемы на реле
ИВЧ а возможности больших дефицитов мощности последнее
включается через контакты реле минимального напряжения KV
(рис. 6.13, в) или через стабилизатор напряжения. Реле ИВЧ
модернизировано. В цепь обмотки последовательно включены
регулировочные сопротивления, выводы от которых {а, б, в)
подходят к зажимам реле. Эти выводы соответствуют уставкам:
а—49,5—50 Гц на возврат, 6—48,5 Гц на срабатывание,
в—46,5—48 Гц на срабатывание.
Схема работает следующим образом (рис. 6.13, а, б). В
нормальных условиях реле понижения частоты KF подклю-
чается к сети с уставкой АЧРП (48—48,5 Гц) через замыкаю-
щий контакт реле КТ1. При снижении частоты в аварийной
ситуации срабатывает реле KF и через реле-повторитель KL1
производит следующие операции: запускает реле времени АЧР1
и A4PII КТ1, КТ2, которые становятся на самоподхват
контактами реле КТ2.1; готовит цепи отключения АЧР1, АЧРИ;
блокирует реле времени ЧАПВ КТЗ.
При срабатывании реле КТ1 переключает уставку реле
частоты на уставку АЧР1 (46,5—48,5 Гц). Реле KF возвращается
204

Mtjfr^Ntf
►ч
&*
э-
ч
3
*
S3
ае
«о
<ьЧ
"»-
SI
Реле
времена
ЧАПВ
ока
fc
О
*
Цепи
- + ШУ
\
SF1
~1ШУ
SF1
KF1
\
ктг
KL21
NT
KL15
KL2S
KL1S
1—'-
~l Lr
ШАЧРМ
X
1 ™!TL.
7/шр LT
'A-^7
Рис 6 11 Упрощенный вариант схемы АЧР с ЧАПВ в
а—с индукционным ре те частоты, 6—с полупроводниковым
Шинки управ-
ления и авто-
матический
выключатель
Реле
устройства
АЧР1
Реле
устройства
АЧРЖ
Возврат реле
KU,KL2 для
пуска ЧАПВ
Выходные
цепи и обра-
зование
шинок АЧР
Совмещение
АЧРТиАЧРЦ
КРУ 6—ЮкВ
реле частоты
в исходное положение. Если частота снижается и достигает
уставки АЧР1, реле частоты повторно срабатывает и отключает
нагрузку через выходное двухпозиционное реле KL3. Контакт
реле времени КТ1.2, если уставка последнего выбрана пра-
вильно, к моменту повторного срабатывания реле KF и KL1
будет замкнут, так что при достижении частотой уставки
срабатывания данной очереди АЧР1 она сработает практически
мгновенно и уставка реле КГ 1.2 не замедлит процесса
разгрузки.
Если частота не снизится до уставки АЧР1, то по истечении
выдержки времени АЧРН, определяемой уставкой реле КТ2.2,'
сработает реле KL2, обеспечивая возврат реле КТ1, КТ2 и
подготовку цепи отключения от АЧРП. При возврате реле КТ1
снова переключает реле частоты на уставку АЧРП. В результате
этого, если частота в сети ниже уставки АЧРП, реле KF и КЫ
сработают повторно и через выходное реле KL3 произойдет
отключение нагрузки.
205

У.
BomTVl
■zTfc"
W Ъктг.г
_Q»
,M.J.2 F
i-Km
/fir j .-—-
L ZTZP
. Ш..У r 1
~ггоъ
Стаби-
лизатор
напряже-
ния
Реле
времени
с устав-
ной до
1В0с
■+1ШУ
SF1
У.
-ту
KF1
КТ1
КТ1.1
О-
ШГЯХЦЛ
ШгяКШ
KFZ
КШ
0-
О-
%К™ KL5p*KlS.1
KT5.2 KLS.2 ^
KL*
Шинки управ-
ления и авто-
матический,
выключатель
Реле времени.
и промреле
АЧР1
Реле времена
с уставкой
до 20с
и промреле
АЧРЖ
Цепи ЧАПВ
в две очереди.
для АЧР1
Цепи ЧАПВ
в две очереди
для АЧРЖ
Рис. 6.12. Вариант схемы АЧР с ЧАПВ
Для исключения излишнего кратковременного срабатывания
реле частоты при переходных процессах в цепях напряжения
реле КЫ (типа РП-253) должно иметь задержку на срабаты-
вание 60—80 мс, возврат реле должен быть мгновенным.
Задержка на возврат реле KL2 (РП-252) должна быть больше
суммарного времени отпадания реле времени КТ1, срабатыва-
ния реле частоты KF и реле КЫ и KL3 и должна составлять
примерно 0,8 с. Фиксация времени снижения частоты от уставки
АЧРН до уставки АЧР1 позволяет с помощью этой схемы (или
с незначительными дополнениями) выполнить устройство бло-
кировки или дополнительной разгрузки по скорости снижения
частоты.
Схема ЧАПВ определяется конкретной схемой присоедине-
ния потребителей на данной подстанции и возможностями
одновременного включения потребителей по условиям работы
аккумуляторной батареи. На рис. 6.13, а приведена схема ЧАПВ
при наличии на каждом присоединении с АЧР индивидуального
комплекта АПВ типа РПВ-58> Выходное реле АЧР KL3,
206

.KF
ни
vjfi vj/г
KTI.i
^ iv, % SX3
%КШ _ А7ТП КШКШ
£Ь
.КГЦ
,>.
ктг.г
1Н
-О
/саг
SX1 п KLZ.2
we
0^4
di
nottmopu-
тельреле
частота
Влонирод-
на MP
„Реле
времени
АЧР1
АЧРП
Выходное
релеАЧРИ
ifc£
АЧР1
АЧРД
Пуск ЧАПВ
Возврат
схемы
+ ШАЧВ
KL3
+1-
+Е-
ui тт ^Отключение
'КШ Г от АЧР
I В цепи пуска
>АП8 каждого
HLE ^присоединения
** I Отключение от
. > АЧР каждого
•HL4 {присоединения
Выходное
реле
АЧР1,АЧРД
ПуСК ЧАПВ
ЧАПВ
1-й группы
ЧАПВ
2-й. группы
Возврат
схемы
Т XrKLSs. 0
-1 —^—»-1 Включение em
^KIS \ ЧАПВ каждого
—^—*-\ присоединения
KV1
8 АЧР Г
От
TV
KV2
Г АЧРП (
t hl\
ЧАПВ
'.AT
21
8)
Рис. 6".13. Схема Челябэнерго АЧР1 и АЧРП с ЧАПВ:
а — оперативные цепи при наличии индивидуальных АПВ (РПВ-58) на присоединениях,
подключаемых к АЧР, б—оперативные цепи с групповым ЧАПВ при отсутствии
индивидуальных АПВ на присоединениях; в—цепи переменного напряжения (условно
показана только одна обмотка ИВЧ-3)
срабатывая, обеспечивает срабатывание индивидуальных выход-
ных реле KLI, KLH присоединений через шинку ШАЧР и
производит переключение реле частоты на уставку ЧАПВ
49,2—50 Гц. Если частота восстанавливается до уставки ЧАПВ,
реле КЫ отпадает и запускает реле времени КТЗ. Выдержка
времени реле КТЗ составляет 15—60 с; его срабатывание
говорит о том, что подъем частоты до- уставки ЧАПВ
достаточно длителен и есть условия для повторного включения
потребителей. Через контакт КТЗ J выходное реле АЧР KL3
207

•ШУ
ШУ-
г\ /
■II
-KF
KUS
KL J 7
AY.£f
О
tf4
Q^_
Ш.£
„ш.*
■0
KT1
,KL1.1
.->.
KT1.1
,klz.z
KLS.I
"NT
KUy -
цш_
f u—----'
Шшш и предохранители
Pete контроля предохранителя
и кнопка возврата схемы при,
неуспешном ЧАПВ
Реле-повторитель
Рею однократности. действия
ЧАПВ
Реле выдержки времени, но.
срабатывание
Репе отключения ВЛ 1Ю
иш 10 кВ
Реле фиксации, отключения
и. переключения уставки,
на репе частоты
Реле выдержки fAne
Pete выдержки tamp
Реле изменения уставки нарелечасюш
Реле возврати схемы
Реле включения ВЛ 110 или 20 кВ
Реле отключения и включения
ВЛ 6*В
На отключение
В цепь АЛВ
На отключение
На включение
В цепь запрета АЛ8
ВЯбкВ
ВЛ 110
илигОкв
tv» т*ь
*'*яв
Н>
I Г
Jl /VYV
Цепи питания
реле частоты
и изменения
уставок
Рис. 6.14. Схема АЧР и ЧАПВ Латвглавэнерго с контролем изменения частоты:
а — принципиальная схема. 6—схема цепей питания и изменения уставок реле частоты
возвращается в исходное положение, что обеспечивает снятие
импульса на отключение присоединений и пуск индивидуальных
АПВ. Времена индивидуальных АПВ определяются возмож-
ностями аккумуляторной батареи.
Схема группового ЧАПВ приведена на рис. 6.13,6. Команда
208

на отключение потребителей подается от выходного реле АЧР
KL4, а пуск реле времени ЧАПВ КТЗ происходит по фиксации
срабатывания АЧР (KL3) и восстановления частоты до уставки
ЧАПВ (КЫ). Различные выдержки времени включения потреби-
телей достигаются тем, что ЧАПВ выполняется двумя группа-
ми через контакты КТ3.1 и КТЗ.2, при этом ступень по времени
между ними должна быть не более 0,5—0,8 с (реле KL5 и KL6
типа РП-252). Если необходимо большее число групп, соответ-
ственно должны быть предусмотрены дополнительные реле
времени. Возврат схемы и переключение реле KF на уставку
АЧР производятся от выходного реле последней группы. Если
после включения первой группы потребителей частота снизится
ниже уставки ЧАПВ, то возврат схемы произойдет раньше с
одновременным отключением ранее включенной нагрузки.
В Латвглавэнерго и Ленэнерго получили распространение
схемы АЧР и ЧАПВ, принцип действия которых был описан в
гл. 5 [24]. С целью ограничения повторных снижений частоты
после действия ЧАПВ в этих схемах введена дополнительная
логическая операция—контроль частоты в течение некоторого
интервала времени после срабатывания очереди ЧАПВ. Если
частота за этот интервал времени снизится до заданного
значения, потребители, включенные данной очередью ЧАПВ,
вновь отключатся. На рис. 6.14, а показана принципиальная
схема АЧР1 с ЧАПВ однократного действия, выполненная по
такому принципу [26]. Все три уставки по частоте (уставки
АЧР1, ЧАПВ и частота контроля) реализуются на одном реле
ИВЧ путем его незначительной модернизации. Перестройка с
одной уставки реле частоты на другую производится шунтиро-
ванием части активного сопротивления контактами реле логиче-
ской схемы. Эта операция выполняется на зажимах 5— 7 реле
частоты (рис. 6.14,6).
Схема работает следующим образом. При снижении частоты
до уставки очереди АЧР1 реле частоты KF замыкает свои
контакты, что приводит к срабатыванию промежуточного реле
KL6 (РП-251), предназначенного для размножения контактов
реле KF. В результате срабатывания реле KL6 запускается реле
времени АЧР КТ1, разрывается цепь включения реле времени
ЧАПВ КТ2 и подготавливается цепь для подачи напряжения на
реле отключения КСТ. Через время *АЧР контакт реле времени
КТ1 включает реле фиксации и переключения уставки КЫ,
запускающее реле отключения КСТ. Последнее подает импульс
на отключение выключателей присоединений. На этом работа
очереди АЧР заканчивается, и схема готова к осуществлению
операции частотного АПВ.
Одновременно с запуском реле отключения КСТ реле
времени КТ1 включает промежуточное реле KL5, которое
самоудерживается через размыкающие контакты реле KL2 и
209 7
14--2 86&

KL3. Своими контактами реле KL5 подготавливает цепь
включения реле времени ЧАПВ КТ2 и производит переключе-
ние уставки реле частоты на частоту ЧАПВ. Если частота
восстановится до уставки ЧАПВ, контакты реле частоты KF
разомкнутся. В результате этого отпадет реле KL6 и через его
размыкающий контакт запустится реле КТ2. Если в течение
времени, меньшего выдержки времени реле КТ2 t4fim, частота в
энергосистеме становится выше частоты возврата ЧАПВ,
срабатывает реле KL2. Оно выполняет следующие функции:
подает напряжение на реле времени КТЗ, которое через
промежуточное реле производит включение потребителей (груп-
пами через интервалы времени, определяемые условиями
работы аккумуляторной батареи подстанции), готовит цепь
включения реле однократности схемы ЧАПВ KL3, изменяет
уставку реле частоты на частоту контроля f%om~.
■ Далее работа схемы протекает следующим образом. Если
после ЧАПВ в течение времени tw , определяемого выдержкой
времени конечного контакта реле КТЗ, частота становится не
ниже fKOmp, то срабатывает реле KL4 и схема возвращается в
исходное положение—реле КТ2, KL2 и КТЗ отпадают. Если же
после работы ЧАПВ до истечения времени fKOHTp частота вновь
понизится (это означает, что подъем частоты был вызван
только работой АЧР и. условия для работы ЧАПВ отсут-
ствуют), то при частоте fmaiv реле частоты замкнет свои
контакты, сработают реле KL6 и KL3. Последнее, самоудержи-
ваясь, разрывает цепь реле КЫ и запрещает повторное действие
ЧАПВ. Срабатывание реле KL6 приводит к обесточению цепи
обмотки реле КТ2 и подаче отключающего импульса через
замыкающие контакты реле KL3 на реле отключения КСТ,
которые производят повторное отключение питающих линий,
включенных данной очередью ЧАПВ. Схема блокируется и
может быть возвращена в исходное положение только нажа-
тием кнопки SB.
Схема АЧРН с ЧАПВ однократного действия отличается от
схемы АЧР1 незначительно: в цепи реле частоты на зажим 5
добавлены перемычка SX2, замыкающий контакт реле KL6 и
размыкающий контакт реле КЫ. При наличии перемычки
уставка по частоте изменится сразу же после срабатывания реле
частоты. В остальном схема работает аналогично схеме АЧР1.
Совмещенная схема АЧР1 и АЧРП выполняется на двух реле
частоты. Второе реле частоты KF2 подключается параллельно
первому к зажимам 7 и 8. С помощью реле KF2 запускается
дополнительно устанавливаемое реле времени КТ7, контакты
которого шунтируют контакты реле KL6, KL3 и КТ1. Пере-
мычка SX2 при выполнении совмещенной схемы включается.
Уставка KF1 должна быть выше уставки KF2, а выдержка
времени КТ7 должна быть меньше выдержки времени реле КТ1.
210

-г--*-а/у
\SF1
Реле
АЧР1и
ЧАПВ
Реле
АН РЖ
Реле конт-
роля на-
пряжения
ол
■г-
■«с
^
Реле
«ре-
шена
ei
«\*
*
4>
S
fr
О*
-ШУ-f
ктгл\-
"""^ KL5-6
XT2.S I Т
ШАЧР1+Ж ШЧАПВ1+Ж
I
. KL4.2
KL5-a.2
Ш.З
Гч
KLS-aJ
{]2_.
iMWT ШЧАПВ1
■ Ш4
X
О
Mtf
ШАЧРЖ-а ШЧАПВЖ-а.
KL5
fi.5-a.-i» ~|
{}
A7tf
М.5-Д.5
ШАЧРЖ-б ШЧАЛ8Ж-5
""-" ■ -о»
X
HL5-5.S
Гч—
О
Повторитель
контактов
реле
частоты
Шинка
управления
и автома-
тический,
выключа-
тель
Реле пере-
ключения
уставки
KF1
Реле
времени
включения
цепей ЧАПВ
выходные
цепи
и шинки
АЧР
и
ЧАПВ
Рис. 6.15. Типовая схема АЧР и ЧАПВ института «Энергосетыгроект» с двумя
реле частоты РЧ-1
211

+ ШУ
т
\SF1
KF1
\jpHLS1 КШ I
крг
-_шу
SF1\
ч
D'Блокировки—а
<^-Ar^-
Блокировка
A1S
6 <5
l_^-_Z_J
Цели
питания
АЧР1и.ЧАПВ
/
АЧРЖ
и контроля
ЧАПВ
2
о
В
О
«и
&
Контроль восстанов-
ления частоты
до уставки возврата
АЧРЖ
Реле фиксации дости-
жения частотой.
значения уставки
ЧАПВ
Реле—повторители
реле частоты
АЧР1
4AJ1B
Цепь
совмещения
АЧРЖ
ЧАПВ
АЧРЖ
ЧАПВ
Я
э-
■ч;
a
АЧРЖ-
1
И
а.
ч:
CD
■ч:
«и
ч.
ное
'Р
*
*
Рис. 6 16 Схема АЧР с ЧАПВ, позволяющим ускорить вклю-
Переход на полупроводниковое реле понижения частоты
РЧ-1, сохраняющее работоспособность при глубоких снижениях
напряжения и имеющее внутренний элемент выдержки времени,
позволил упростить схемы АЧР и ЧАПВ. Используя в схеме
два реле частоты, можно существенно увеличить число очередей
разгрузки и получить две уставки по частоте АЧР1, уставку по
212

KF1
KF2
К TV
TS
г> Р-П
З^У/.а
we г :
^>Г
5F?
-^—■— "l /Г I секции
_ >шм.нсл.~220Ъ
&SF3 ( ,
—^ \Ко Ж секции
}ш.инс.н.~220В
ШЗЛ sKL25
KV1 .К17$
KL13
j-jA-5
U ктгг
-®~^ГГуГ
, KL3S ^^ |
ШАЧР1
ШЧАПВ1
■KL42
ШАЧРЖ-о.
KLS.2
ШАЧРЖ-5
KL6.2
Цепи
напряжения
Цепи
питания
■ UABF
|Н
Программное
реле
времени.
!
I
Шинки.
АЧРи ЧАПВ
Выходные
цепи
АЧРиЧАПВ
чение потребителей при повторных снижениях и подъемах частоты
частоте АЧРИ и обеспечить ЧАПВ всех групп потребителей. В
зависимости от типа применяемого для АЧРИ реле времени
можно обеспечить несколько очередей АЧРИ с различными
уставками по времени. Применяя многоконтактные реле вре-
мени, можно обеспечить плавное включение отключенных групп
потребителей устройством ЧАПВ.
213

Типовые схемы устройств АЧР и ЧАПВ, выполненные
институтом «Энергосетьпроект», построены следующим обра-
зом: одно реле частоты имеет уставки АЧР1 и ЧАПВ,
второе—одну уставку АЧРИ. Переключение первого реле на
уставку ЧАПВ осуществляется по факту срабатывания,любой
из очередей разгрузки и после подъема частоты выше уставки
АЧРП. Повторное снижение частоты ниже уставки АЧРП
приводит к повторному запуску схемы.
V На рис. 6.15 показана одна из типовых схем с двумя реле
частоты РЧ-1, позволяющая осуществить как независимые
очереди АЧР1 и АЧРП с ЧАПВ, так и совмещенную очередь в
сочетании с независимой очередью АЧРП и ЧАПВ Схема
работает следующим образом. При снижении частоты сначала
срабатывает реле частоты KF2, имеющее уставку АЧРИ (/^чри^
^/АЧР1). Замыкание контактов реле KF2 приводит к срабаты-
ванию реле KL2, одним контактом которого подготавливаются
цепи срабатывания реле KL5-a и KL5-6 (выходные реле очередей
АЧРП), другим запускается моторное реле времени КТ2,
создающее выдержку времени АЧРИ. Контакт реле KL2 может
быть использован, как показано в схеме, для автоматического
повышения частоты возврата реле KF2, обеспечивающего
подъем частоты в энергосистеме до значений выше уставки
АЧРП (если это необходимо для автоматического восстановле-
ния нормального режима работы энергосистемы). При дальней-
шем снижении частоты до уставки АЧР1 срабатывают реле
частоты KF1 и его повторитель KL1, через контакт которого
подается напряжение на срабатывание выходного реле АЧР
KL4.
Когда частота в энергосистеме поднимется выше уставки
возврата KF2, будет обеспечена подготовка схемы для работы
ЧАПВ. Контакт KF2 разомкнётся, реле KL2 отпадет и, если
работала хоть одна из очередей разгрузки, сработает реле KL3.
Одновременно контактом KL2 разрывается цепь питания реле
КТ2 и последнее возвращается в исходное состояние. Реле KL3
переключает реле KF1 на уставку ЧАПВ и запускает ,реле
времени КТ1. Выдержка времени реле КТ1 вводится для
исключения ложной работы ЧАПВ во время переключения
уставки KF1. После срабатывания KTI подготовка к работе
ЧАПВ заканчивается. При отпадании KF1 и возврате KL1,
когда частота в энергосистеме поднимается выше уставки
ЧАПВ, вновь запускается многоконтактное реле КТ2, создаю-
щее выдержки времени ЧАПВ. Двухпозиционные реле KL5-a,
KL5-6, KL4 возвращаются в первоначальное положение, осу-
ществляя повторное включение потребителей
Возврат схемы в исходное состояние происходит при
отпадании реле KL3, когда все очереди ЧАПВ сработают. Если
же до конца работы всех очередей ЧАПВ происходит повторное
214

снижение частоты ниже уставки KF2, схема ЧАПВ разбирается,
и при новом повышении частоты весь цикл запуска ЧАПВ
повторяется сначала^,Выбор категории и очереди разгрузки
осуществляется подключением элементов схемы к различным
шинкам ШАЧР. Для выполнения совмещенной очереди АЧР
используются шинка ШАЧР1+П и соответствующая шинка
повторного включения. Оставшиеся потребители, подключав- -
мые к разгрузке, присоединяются к шинке ШАЧРН-б.
Схема с оперативным' переменным током аналогична и
отличается от схемы на. рис. 6.15 с оперативным постоянным
током, как и от схемы на рис. 6.9, а и б, только различными
способами питания моторного реле времени ВС-10.
На рис. 6.16 приведена схема устройства АЧР с ЧАПВ,
разработанная институтом «Энергосетьпроект» и реализующая
описанный в § 5.2 принцип ЧАПВ, позволяющий ускорить
включение потребителей при повторных снижениях и подъемах
частоты. Устройство включает в себя одну очередь АЧР1 и две
очереди АЧРП с ЧАПВ отключенных потребителей. Преду-
смотрена возможность совмещения очереди АЧР1 с одной из
очередей АЧРН. Устройство ЧАПВ выполняется с фиксацией
отсчета выдержки времени на программном реле времени (реле
ВС-10 с приводом от синхронного двигателя) при снижении
частоты сети ниже уставки ЧАПВ (единой для всех очередей
одного устройства) до значения /коигр, несколько меньшего
уставки /ЧАпв (ПРИ этом /контр равна уставке возврата очередей
АЧРП и исключается возможность подъема частоты выше
уставок АЧРП путем изменения уставок возврата АЧРП). Для
АЧРП и ЧЛПВ используется одно программное реле времени,
переключаемое соответствующим образом.
Схема работает следующим образом. При снижении частоты
до уставки АЧРН срабатывают реле частоты KF2 и его
реле-повторитель KL2, которое одним своим замыкающим
контактом подготавливает цепь срабатывания выходных реле
АЧРП KL5 и KL6, другим запускает программное реле времени
КТ2, создающее выдержку времени АЧРП, а третьим замыкаю-
щим контактом при включенной цепи автоматического увеличе-
ния частоты возврата переключает уставку АЧРП (реле KF2) на
частоту возврата, равную частоте /контр. Если автоматическое
увеличение частоты возврата реле KF2 не предусмотрено, эта
цепочка должна быть отключена (перемычка /). При дальней- .
шем снижении частоты до уставки АЧР1 сработают реле
частоты ^ £Fi и его реле-повторитель KL1, при замыкании
контактов которого сработает выходное реле АЧР1 KL4.
При восстановлении частоты до уставки возврата АЧРП
реле KF2 и его реле-повторитель KL2 отпадают, последнее
размыкает свой замыкающий контакт в цепи программного
реле времени, возвращающегося в исходное состояние, разры-
215

вает цепь срабатывания вуходных реле АЧРИ KL5 и KL6,
подготавливает цепь переключения уставки KF1 и, если срабо-
тало хотя бы одно из выходных реле (KL4—KL6), замыкает
цепь срабатывания промежуточного реле с задержкой на
отпадание и реле времени КТ1.
Реле KL3 переключает уставку реле частоты KF1 на уставку
ЧАПВ, разрывает цепи срабатывания всех выходных реле
разгрузки (KL4—KL6), цепь пуска.по признаку АЧРН про-
граммного реле времени КТ2, цепь отсчета выдержки времени и
возврата программного реле, подготовляя его к работе в цикле
ЧАПВ. При повторном снижении частоты реле KF2, срабаты-
вая, переключает KF1 с уставки ЧАПВ на уставку АЧР1 и
разрывает цепь реле KL3, которое в свою очередь собирает цепь
срабатывания выходных реле АЧР. Для предотвращения лож-
ного срабатывания выходного реле АЧР1 KL4 (замыкания
размыкающего контакта реле KL3 раньше размыкания контакта
КЫ в цепи выходного реле АЧР1 KL4) выдержка времени на
возврат промежуточного реле KL3 должна удовлетворять
условию
1 воэвр -^ * воэвр "г ' возвр-
При повторном снижении частоты до уставки контроля
ЧАПВ /„„„р, но не ниже уставки срабатывания АЧРП, если
время возврата промежуточного реле KL3 окажется недостаточ-
ным, реле KF2 может не успеть переключиться с уставки
контроля ЧАПВ на уставку срабатывания АЧРП, что приводит
к ложной работе АЧРП при частоте, превышающей его уставку
срабатывания. Для исключения этого должно выполняться
условие
.KL3 ~>fKL7 it£F2 ,tKL2
* воэвр -^ * воэвр T* ' воэвр | ' воэвр ■
Выдержка времени реле КТ1 выбирается с целью обеспече-
ния надежного возврата программного реле КТ2 при переходе
от цикла АЧРН к циклу ЧАПВ, она же обеспечивает надежное
переключение реле частоты KF1 с уставки АЧР1 на уставку
ЧАПВ.
При восстановлении частоты до уставки ЧАПВ контакт реле
частоты KF1 размыкается, а его реле-повторитель КЫ обесто-
чивается, замыкая свой размыкающий контакт в цепи реле KL7
и программного реле времени КТ2. Реле KL7, срабатывая,
самоподхватывается, производит пуск реле КТ2, создающего в
данном случае выдержку времени ЧАПВ, переключает реле
частоты на уставку контроля ЧАПВ и собирает цепь входных
реле АЧР KL4—KL6.
Если частота будет ниже уставки ЧАПВ, но не ниже уставки
контроля ЧАПВ /шонтр, реле KF1 и КЫ сработают и разорвут
цепь отсчета выдержки времени КТ2 (цепь двигателя), но
216

возврата КТ2 не произойдет, так как промежуточное реле KL7,
самоудерживаясь своим замыкающим контактом, держит
под напряжением электромагнит муфты сцепления програм-
много реле. В результате, этого при последующем восста-
новлении частоты до уставки ЧАПВ вновь размыкается контакт
KFI и обесточивается KLI, замыкая свой размыкающий
контакт в цепи отсчета выдержки времени КТ2, и отсчет
времени ЧАПВ продолжается с того значения, на котором
имело место кратковременное снижение частоты ниже устав-
ки ЧАПВ.
Возврат реле КТ2 в исходное состояние произойдет лишь в
том случае, если частота в цикле ЧАПВ снизится ниже уставки
контроля ЧАПВ реле KF2. При срабатывании KF2 разрываются
цепи промежуточных реле KL3, KL7, реле времени КТ1 и реле
KF1 переключаются на уставку АЧР1. Реле KL7 деблокируется,
переключает уставку реле KF2 на уставку срабатывания АЧРИ,
разрывает цепи ЧАПВ выходных реле АЧР, производит возврат
реле КТ2, размыкая цепи питания электромагнита муфты
сцепления.
Реле KL3 разбирает цепь переключения уставки KFI,
собирает цепь АЧР выходных промежуточных реле KL4—KL6,
объединяет цепи отсчета выдержки времени и возврата реле
КТ2, собирает цепь запуска КТ2 в цикле АЧРИ. Электро-
магнитное реле времени КТ1, обесточиваясь, разбирает цепь
срабатывания промежуточного реле KL7. Таким образом,
схема автоматически подготавливается для работы в цик-
ле АЧР. Возврат схемы в первоначальное положение про-
исходит после срабатывания всех очередей ЧАПВ, возврата
всех выходных реле АЧР в первоначальное положение и
как следствие — возврата промежуточных реле KL3, KL6 и реле
времени КТ1.
Схема позволяет выполнить совмещение очередей АЧР1 и
АЧРИ. Для этого с помощью • перемычки 2 шунтируются
обмотки выходных реле АЧР KL4 и KL5, а потребителей _
совмещенной очереди АЧР1 и АЧРИ подключают к шинкам
ШАЧР1 и ШЛЧРП.
Для исключения ложного действия ЧАПВ при исчезновении
контролируемого напряжения предусмотрена блокировка цепи
ЧАПВ программного реле времени КТ2 с помощью замыкаю-
щего контакта реле минимального напряжения KV, обмотка
которого подключена параллельно реле частоты KF1 и KF2.
Надежность питания программного реле времени обеспечи-
вается выполнением автоматического включения резервного
питания с помощью промежуточного реле KL8 с задержкой на
отпадание, а расширение диапазона нормальной работы реле
КТ2 по напряжению достигается его включением через индиви-
дуальный стабилизатор напряжения GC.
2г7

Как указывалось выше, при возникновении значительных дефицитов
мощности, как правило, снижение частоты сопровождается одновременным
глубоким снижением напряжения в узлах, нагрузки. В этих условиях встает
задача обеспечения надежной работы устройств АЧР при глубоких снижениях
напряжения. На подстанциях с оперативным постоянным током эта задача
сводится к обеспечению надежной работы индукционного реле частоты ИВЧ в
устройствах АЧР, выполненных на базе этого реле (см. § 6.2). Большие
трудности возникают на подстанциях с оперативным переменным током, где
необходимо обеспечить при глубоких снижениях напряжения надежную работу
не только реле понижения частоты, но и реле исполнительных цепей АЧР и
приводов выключателей. На подстанциях с выпрямленным оперативным
переменным током эта задача решается с помощью стабилизированных блоков
литания БПНС-!, обеспечивающих поддержание выходного напряжения в
пределах (0,85—1,1) UBOtt при колебаниях входного напряжения от 0,5 до 1,1 UaQ„.
Длительно допустимая нагрузка БПНС-1—650, кратковременно допустимая
(в течение 1с)—1500 Вт.
На подстанциях с оперативным переменным током типовыми схема-
ми Энергосетьпроекта предусматривалась стабилизация напряжения на шин-
ках АЧР и в цепях электромагнитов отключения выключателей с помо-
щью феррорезонансных стабилизаторов напряжения С-ЗС мощностью
3 кВ ■ А, обеспечивающих одновременное отключение нескольких присое-
динений. Применялись также стабилизаторы меньшей мощностью (типа С-0,9,
С-0,75 мощностью 900 и 750 В ■ А), позволявшие обеспечить отключение
одного-двух присоединений. Однако опыт эксплуатации и исследования,
проведенные в Союзтехэнерго, Белэнергоремналадке и ряде энергосистем
(Киевэнерго [39]. Витебскэнерго), выявили ряд серьезных недостатков
применения указанных стабилизаторов напряжения. Основные из них сле-
дующие:
1) существенная зависимость выходного напряжения стабилизатора
от частоты источника питания (рис. 6.17). Так, при номинальном напряже-
ны*^
230 ~
220
210
200
190
180
170
1S0
150
НО
130
120
110
100
90
80
вО 70 90 110 130 150 170 190 210 Uixfl
Рис. 6.17. Зависимость выходного напряжения стабилизатора С-0,9 от входно-
го ^ни=Д^м) (данные Союзтехэнерго). Нагрузка 20% номинальной:
I /=50 Гц; 2—/=48 Гц; J—/=47 Гц, 4—/=46 Гц, 5—/=45 Гц
218
1 -г—
У
X
■!
■i
д\
3 Ч-
3
о
1
-2
^ ^
ъ
V
5
,
х^-
>^
^г
S
•Л
сз"
х
■г-"
-—~
to
! '
1
<
1
1
1

75
62,5
SO
S/,5
25
12,5
/
/
/
/
'
/
*+
«ых'*
24
гг
20
18
11
Щ
12
10
S
S
в
- 220
■ 210
- гоо
- 190
- по
■ 170
- 160
- 150
~ по
- 130
- 120
■ 110
- 100
- SO
- 80
- 70
- 60
- so
I
- /
/
- /
s.
{Ь^-—-
^fatx
;
5 Т,ч
о
2 ^ном/#н
Рис. 6.18 Кривая превышения темпе-
ратуры обмоток стабилизатора С-0,9
над температурой окружающего воз-
духа. Нагрузка 60 В ■ А (данные Союз-
техэнерго)
Рис. 6.19. Зависимость выходного
напряжения и тока нагрузки стабили-
затора С-ЗС от нагрузки U,al=
=f(K»JK), '.m = <pK,„/«») (Дан-
ные Союзтехэнерго)
нии и частоте 45 Гц напряжение на выходе стабилизатора С-0,9 составляет
195 В (0,89£/ЯОМ), на выходе стабилизатора СО,75—190 В (0,86f/HOM).
Работоспособность исполнительных реле схем АЧР (реле ВС-10, РП-25,
РП-12 и др.) обеспечивается при напряжении не - менее (0,85—0,9)1^, а
электромагнитов отключения выключателей—при напряжении не менее
0,65 £/„„„, При номинальной нагрузке стабилизаторы напряжения обеспечивают
выходное напряжение 0,851/„оы при одновременном снижении частоты до
46,5 Гц и напряжения примерно до 0,7 {/„„„, При более глубоком снижении
частоты (до 45 Гц) и напряжения (до 0,5 Um^) необходимой стабилизации
напряжения не обеспечивается, что приводит, в первую очередь, к отказам
исполнительных реле АЧР, а затем и приводов выключателей;
2) несинусоидальность формы кривой выходного напряжения стабилиза-
тора. Нелинейные искажения составляют до 7—8%;
3) перегрев обмоток стабилизаторов. Все стабилизаторы типа С не
предназначены для работы в режиме XX и КЗ. В режиме «ожидания» действия
АЧР нагрузка стабилизаторов близка к нагрузке холостого хода (реле АЧР). В
результате этого при длительной работе происходит перегрев стабилизаторов
С-0,9 (рис. 6.18), в эксплуатации имели место случаи их выгорания;
4) отсутствие защиты, обеспечивающей отключение стабилизаторов от сети
при коротких замыканиях на вторичной стороне;
5) изменение уставки реле частоты ИВЧ (до 0,5 Гц) при подключении его
через стабилизатор, что требует настройки устройства АЧР при совместной
работе реле частоты и стабилизатора. При использовании указанных стабили-
заторов для этой цели необходим мощный источник переменного напряжения;
6) отсутствие стабилизирующего эффекта при перегрузке стабилизаторов
(рис. 6.19). Потребляемая мощность одной обмотки отключения для выклю-
чателей с приводом ПП-67 или ППМ-10—480—5и«>,а для выключателей с
обмоткой ВК-10—700 В -А. При большом числе присоединений, на которые
219

воздействуют устройства АЧР, ограничивается допустимое число присоеди-
нений, подключаемых к одному стабилизатору (не более одного-двух на
стабилизатор С-0,9, не более четырех—шести на стабилизатор С-ЗС);
7) большие размеры и вес стабилизатора С-ЗС, ограничивающие возмож-
ности его размещения на ряде подстанций.
Выявленные недостатки феррорезонансных стабилизаторов напряжения
говорят о нецелесообразности их применения для обеспечения надежной работы
АЧР при глубоких снижениях частоты и напряжения на подстанциях с
оперативным переменным током. Необходима разработка других мероприятий,
решающих эту задачу. Частично она может быть решена полной заменой в
устройствах АЧР на таких подстанциях индукционных реле частоты ИВЧ
полупроводниковым реле РЧ, -однако для обеспечения надежной работы
исполнительных реле АЧР и приводов выключателей необходимы специальные
мероприятия.
6.5. Схемы дополнительной разгрузки и делительной
автоматики по частоте
Как указывалось в гл. 3, наиболее целесообразно выполнять
дополнительную разгрузку по местным факторам, характери-
зующим возникновение большого дефицита мощности.
Например, в приведенной на рис. 6.20 схеме связи дефицит-
ного района с энергосистемой через один трансформатор Т
дополнительная разгрузка может быть выполнена по факторам,
характеризующим отключение трансформатора. Импульс на
отключение нагрузки для ликвидации опасного дефицита
мощности может быть подан от вспомогательных контактов
отключившегося выключателя трансформатора ВК, выходных
реле его защит РЗ, контактов токовых реле К А, фиксирующих
исчезновение тока в трансформаторе. Таким образом, нагрузки
будут отключены сразу же после отключения трансформатора
связи с энергосистемой, т. е. до момента понижения или в
Рис. 6.20. Дополнительная разгрузка Рис. 6.21. Принципиальная схема до-
энергорайона по факту отключения полнительной разгрузки по факту од-
трансформатора связи с системой новременного снижения частоты и
напряжения
220

самой начальной стадии процесса понижения частоты в
отделяющемся районе. Аналогично может быть выполнена
дополнительная разгрузка и при отключении линии, связы-
вающей дефицитный район с энергосистемой. Для обеспечения
большей гибкости разгрузки она может быть дополнена
органами контроля перетока мощности в дефицитный район в
предшествующем режиме.
На рис. 6.21 приведена принципиальная* схема дополнитель-
ной разгрузки, действующей при одновременном глубоком
снижении частоты и напряжения в отделившемся районе. Для
выбора уставок такой разгрузки должны быть предварительно
выполнены расчеты уровней напряжения в месте установки
устройств разгрузки при опасных дефицитах мощности. При
дефицитах меньше предельно допустимого, когда напряжение
не снижается до уставки реле напряжения, разгрузка райо-
на осуществляется основными очередями АЧР. При дефици-
тах больше предельного, когда напряжение достигает уставки
реле напряжения, срабатывают и очереди дополнительной
разгрузки.
Использование фактора скорости снижения частоты для
целей дополнительной разгрузки связано с определенными
трудностями из-за того, что промышленность, как указывалось
выше, не выпускает серийного реле скорости снижения частоты,
хотя существует целый ряд предложений и макетов таких реле
[52, 64, 66]. По этой причине для осуществления дополнитель-
ной разгрузки по этому фактору обычно применяют схему
(рис. 6.22), состоящую из двух реле понижения частоты KF1 и
Рис. 6.22 Принципиальная схема уст- Рис. 6.23 Схема дополнительной раз-
ройства, реагирующего на скорость грузки, совмещенной с основной АЧР
снижения частоты
221
ч:
Цепи
nffctta.
, реле
времени
Цепи
фиксации
скорости,
снижения
частоты
Выходные
цепи.
АЧР

KF2, реле времени КТ и промежуточного реле KL. Реле
частоты KF1 и KF2 настроены^ на частоты fy и f2 {fi>f2)-
После того как при частоте ф1 сработает реле KF1,
запускается реле времени КТ. Если скорость снижения частоты
оказывается меньше уставки, реле времени КТ разомкнет цепь
реле KL раньше, чем замкнутся контакты реле частоты KF2.
Поэтому контакты реле KL не замкнутся и сигнала на
отключение нагрузки не последует. Если скорость снижения
частоты выше уставки, реле частоты KF2 замкнет свои
контакты раньше, чем реле времени КТ успеет сработать и
разомкнуть контакты. В результате реле KL сработает и будет
продолжать самоудерживаться и после того, как по истечении
выдержки времени реле КТ оно разомкнет свои контакты.
Последует импульс на отключение нагрузки.
Устройство, выполненное по схеме рис. 6.22, фактически
действует по комбинации абсолютного значения (уставка реле
KF1) и скорости снижения частоты. Недостатком устройства
измерения скорости снижения частоты, выполненного по опи-
санной выше схеме, является его недостаточное быстродействие,
а при применении реле ИВЧ — и существенная погрешность.
На рис. 6.23 приведена схема дополнительной разгрузки по
скорости снижения частоты, предложенная в [22], которая
использует для этой цели уже имеющиеся измерительные и
выходные цепи АЧР. Такую схему целесообразно выполнять на
тех подстанциях, где имеются устройства АЧР1 и АЧРН. В ней
в качестве пускового органа использовано реле частоты KF1
очереди АЧРП, а реле KF2, фиксирующее конец измерения,
является одновременно пусковым реле одной из очередей АЧР1.
Длительность измерения контролируется реле времени КТЗ
типа ЭВ-113. Реле КЫ является повторителем реле времени
КТЗ, KL2 — промежуточным реле времени, фиксирующим пре-
вышение скоростью снижения частоты заданной уставки. Если
частота от первой до второй уставки снижается за время,
меньшее tepKTi-VtepKLl-topKL2, то успеет сработать реле KL2,
контакты которого действуют на выходные цепи всех очередей
АЧР, установленных на данной подстанции. Выдержка времени
на срабатывание реле KL2 обеспечивает отстройку схемы от
ложного срабатывания при подаче напряжения на реле частоты
типа ИВЧ-3. Этой выдержи времени не требуется, если в схеме
применено реле РЧ-1.
В принципе с помощью большинства схем АЧР, исполь-
зующих два реле частоты для очередей АЧР1 и АЧРП (или
одно реле для очередей АЧР1 и АЧРП с перестройкой их
уставок), может быть выполнена и схема дополнительной
разгрузки по скорости снижения частоты. Например, в схеме
Челябэнерго (рис. 6.13) с одним реле частоты, изменяющим
свою уставку, для этой цели необходимо только установить
222

Рис. 6.24. Автоматика выделения шин ГРУ 6 кВ и блоков ТЭЦ:
а—схема ТЭЦ; б—оперативные цепи автоматики
дополнительное реле времени (параллельно KTJ, KT2) с
проскальзывающим контактом, от которого должно срабаты-
вать выходное реле дополнительной разгрузки.
223

Схемы делительной автоматики по частоте, выделяющей
при больших дефицитах мощности тепловые станции с при-
мерно сбалансированной нагрузкой или отдельные агрегаты на
нагрузку собственных нужд станции, могут быть различными в
зависимости от схемы и режима работы станции, конфигурации
сети близлежащих районов и т. д.
На рис. 6.24 приведен один из возможных вариантов такой
автоматики, описанный в [20]. Автоматика предназначена для-
выделения с примерно сбалансированной нагрузкой ТЭЦ, с шин
ГРУ 6 кВ которой питаются ответственные потребители. Схема
автоматики на ТЭЦ предусматривает полное выделение шин
ГРУ 6 кВ, а также блоков 2 и 5 с нагрузкой присоединений
35 кВ при аварийном снижении частоты или напряжения.
Одновременно две секции КРУ переводятся с рабочего питания
на резервное (от шин ГРУ 6 кВ) по цепям АВР для сохранения
питания береговой насосной.
Срабатывание автоматики допускается только в том случае,
если к моменту возникновения аварийной ситуации переток от
шин ГРУ '6 кВ направлен в систему или на этих шинах
соблюдается баланс генерируемой мощности и нагрузки. Если
же на шинах ГРУ 6 кВ имеет место дефицит мощности, то
простое их отделение утяжелило бы условия работы станции и
ответственных потребителей. Чтобы избежать этого, при
дефиците мощности на шинах ГРУ 6 кВ контакты реле
мощности замкнуты и предварительно происходит разгрузка
этих шин через шинки группового отключения питающих линий
ГРУ 6 кВ по трем очередям с интервалом в 1 с. При снижении
перетока активной мощности в сторону ГРУ 6 кВ до уставки
возврата реле мощности или изменения направления перетока
произойдет размыкание контактов реле мощности, обмотка
промежуточного реле КЫ обесточится и через нормально
замкнутый контакт создастся цепь на реле KL2 и KL4.
Для постоянного контроля суммарного перетока мощности
по трансформаторам связи ГРУ 6 кВ с шинами 35 и 110 кВ на
панели управления трансформаторов связи установлен сум-
мирующий ваттметр, а на панели автоматики токи фазы В
трансформаторов суммируются и подаются на реле мощности и
ваттметр. Цепи напряжения автоматики могут питаться от ТН
секции ГРУ 6 кВ или от ТН резервнрй системы шин. Схема
работает только при параллельной работе секций I—H1 ГРУ
6 кВ. Отключение одного из секционных выключателей авто-
матически выводит схему из работы. Аналогично при нару-
шении цепей напряжения схема блокируется контактами реле
блокировки КВ. Переход с одного режима работы автоматики
на другой в зависимости от режимов работы и схемы станции
осуществляется оперативным персоналом с помощью накладок
в цепях отключения.
224

Рис. 6.25. Упрощенная схема блочной ГРЭС с автоматикой выделения блока
Как указывалось выше, автоматика позволяет с определен-
ной выдержкой времени производить выделение шин ГРУ 6 к В
и блоков 2 и 5 при глубоком снижении как частоты, так и
напряжения. Использование в качестве второго фактора на-
пряжения обусловлено конкретными схемными и режимными
условиями работы станции, возможностью глубоких снижений
напряжений, опасных с точки зрения надежной работы ответст-
венных потребителей и самой станции. В более общем случае
целесообразно в схеме автоматики вместо пуска по напряжению
предусмотреть второй пуск по частоте. При этом существую-
щая цепочка по частоте будет предназначена для быстрого
отделения пщвг и блоков при глубоком снижении частоты, а
вторая — для их же отделения при зависании частоты на низких
уровнях в течение длительного времени.
На рис. 6.25 приведена достаточно типичная схема блочной
ГРЭС, на которой выполнена автоматика, выделяющая один
блок на нагрузку собственных нужд и прилегающего района
f IS J. В аварийных режимах выделяется блок 2 с частью
потребителей, подключенных к шинам 110 кВ, и с резервными
трансформаторами собственного расхода 13Т и 14 Г, питаю-
щимися от этих же шин. Собственные нужды блока 2 получают
питание через рабочий трансформатор собственного расхода 8Т,
собственные нужды блоков 3 и .6 отключаются со стороны
15-28*0
225

рабочих вводов и подключаются х резервной системе шин
собственного расхода, которая соединена с трансформаторами
13 Т и 14 Т. Если блок 2 по технологическим ограничениям не
готов к работе в режиме выделения или находится в ремонте,
действие автоматики переводится на блок I,
Анализ возможных аварийных режимов энергосистемы, в
которую входит рассматриваемая станция, показал, что они
могут сопровождаться возникновением значительных дефици-
тов активной мощности, значительных дефицитов реактивной
мощности и одновременно дефицитов активной и реактивной
мощности, причем последний режим является наиболее вероят-
ным и сопровождается наряду со снижением частоты снижением
напряжения ниже критического уровня, вызывающим наруше-
ние устойчивости и торможение асинхронных двигателей
собственных нужд и потребителей. Такой характер протекания
процесса предопределил необходимость введения в делительную
автоматику наряду с частотой факторов, свидетельствующих о
значительных дефицитах реактивной мощности. В качестве
такого фактора используется снижение напряжения на шинах
станции.
На блочных электростанциях в нормальном режиме двига-
тели собственных нужд питаются от шин генераторного
напряжения своего блока через отпаечные трансформаторы.
При выделении одного блока с двигателями собственных нужд
других блоков осуществляется перевод питания двигателей с
рабочего ввода на резервный, в качестве которого в схеме
станции используются резервные трансформаторы собственных
нужд (рис. 6.25). Для облегчения условий самозапуска двига-
телей и увеличения объема нагрузки собственных нужд,
выделяемой с соответствующим блоком, применен быстро-
действующий АВР, при котором импульс на включение
резервного ввода подается до отключения рабочего ввода
(в стандартной схеме АВР импульс на включение резервного
ввода подается только после отключения рабочего, что удли-
няет и утяжеляет процесс самозапуска двигателей и ограничи-
вает по условиям самозапуска объем переводимой на блок
нагрузки). Такой принцип АВР позволил обеспечить сохранение
собственных нужд пяти блоков (выделенного и по два на
каждый трансформатор) вместо трех.
Автоматика выделения блоков в аварийных режимах имеет
три пусковых органа. Два пусковых органа срабатывают при
снижении частоты на шинах 110 и 220 кВ (уставки по частоте и
времени соответственно 47 Гц, 30 с и 46 Гц, 0,5—1 с). Третий
пусковой орган срабатывает, если в течение 1 с одновременно
имеет место снижение напряжения на шинах 220 кВ ниже 196 кВ
и частоты ниже 47 Гц. Предусмотрена возможность ввода в
третий пусковой орган также сигнала по отрицательному знаку
226

КПСВ Ри
к пег
I.
Рис. 6.26. Схемы выделения собственных нужд блочной ТЭС при различной
генерации на шинах среднего напряжения-
о—Лил = 300 МВт, б —/>1СН = 600 МВт
□ —выключатели, не участвующие в создании схемы, \Л —выключатели, отключаемые для
создания схемы; ■ — выключатель, отключаемый последним
производной активной мощности собственных нужд выделяе-
мого блока. Если срабатывает хотя бы один из трех пусковых
органов при рабочем состоянии одного из предназначенных для
выделения блоков и наличии напряжения на резервных системах
шин, автоматика переводит собственные нужды блоков на
227

' at=0,5a
at=<Mc
или
PiM>iS0 МВт
ut=0,5 a
Аварийная
команда
ИЛИ
HE
т
ГЭС
Отключение
-*~ выключателя
AT
.. Отключение
линии
к ПСА
Отключение
' линии
к ПС Б
Аварийная
команда.
At=1c
^пса-тэс
I *
I
ИЛИ
И
ПСА
Отключение
-*■ выключателя
ПСА
L 1
Рис. 6.27. Структурная схема делительной автоматики по частоте блочной ТЭС
резервную систему шин. Затем автоматически отключается
часть линий 110 кВ, связывающих шины НОкВ с энерго-
системой, выделяется блок 2 на шины 110 кВ (отключается
выключатель Q2). Блок 1 отключением выключателя Q1
переводится на шины 220 кВ и работает параллельно с
энергосистемой. Операции по вводу и выводу делительной
автоматики, переводу ее действия с одного блока на другой,
подготовка выделения собственных нужд соответствующих
блоков осуществляется оперативным персоналом с помощью
накладок.
Автоматика выполнена на интегральной логике серии'К511.
Наличие в ней' программно-логического блока обеспечивает
возможность гибкого изменения связей между отдельными
блоками, а также возможность ее использования на других
станциях, где по схемно-режимным условиям алгоритм дейст-
вия автоматики может быть иным.
На рис. 6.26 приведена принципиальная схема выделения
собственных нужд блочной ТЭС и структурная схема дели-
тельной автоматики, применяемой на ряде электростанций
228

Днепроэнерго [69]. Осуществляется выделение не одного агре-
гата, а части ТЭС, работающей на шины среднего напряжения,
с нагрузкой собственных нужд и прилегающего района путем
отключения транзитных связей на самой ТЭС и примыкающих
подстанциях и автотрансформатора Т связи с шинами высокого
напряжения.
Воздействие автоматики на отключение автотрансформатора
производится в соответствии с требованиями [54] от двух
пусковых органов (^гст1=46 Гц, fycTl = 0,5c и /уст2=47Гц,
/уст2=40 с). До момента срабатывания этой автоматики
осуществляется предварительное автоматическое формирование
схемы выделения путем отключения соответствующих тран-
зитных связей с энергосистемой с сохранением последней связи
через автотрансформатор. Автоматика формирования схемы
выделения выполняется с уставкой по частоте 48—48,4 Гц.
Учитывая значительную мощность каждого агрегата блоч-
ной ТЭС, применяется не менее двух схем выделения собствен-
ных нужд с учетом состава работающего оборудования. На
ТЭС это достигается применением органа, контролирующего
суммарную активную мощность агрегатов, работающих на
шины среднего напряжения. На подстанции, участвующей в
схеме выделения, из-за отказа от применения высокочастотного
телеотключения используется следующий принцип. Сначала за
счет разделения уставок автоматики по частоте и времени
(48,4 Гц, 0,5 с на ТЭС, 48 Гц, 1 с на подстанции) достигается
первоочередное срабатывание комплекта делительной автома-
тики на ТЭС. Затем по какому-либо режимному фактору (как
правило, по значению и направлению перетока мощности по
линиям связи с энергосистемой) автоматически определяется
действие комплекта автоматики на подстанции. Этот элемент
автоматики показан на рис. 6.27 (Aica-тэс)-
Если после действия автоматики формирования схемы
выделения продолжается быстрое снижение частоты, оконча-
тельное деление (отключение связи через автотрансформатор)
происходит автоматически. Если в аварийном процессе частота
снижается достаточно медленно, то применяемый принцип
выполнения автоматики позволяет оперативному персоналу
ТЭС произвести следующие операции:
при снижении частоты до 48 Гц осуществляется пере-
вод питания собственных нужд на резервные трансформа-
торы, подключенные к отделяемой части ТЭС. Для уско-
рения действий персонала предусмотрен ряд заранее выпол-
ненных мероприятий (вывод необходимых органов управ-
ления на ЦЩУ, разработка специальных технологических
схем);
после срабатывания автоматики формирования схемы вы-
деления производится примерное балансирование генерации и
22?

потребления мощности в отделяемом районе, осуществляемое
по перетоку мощности через автотрансформатор;
при дальнейшем снижении частоты и приближении техно-
логических параметров к аварийным значениям (падение дав-
ления в системе регулирования турбин, давления масла в
системе смазки генератора и т. д.), угрожающим остановкой
-агрегатов, производится отделение последней связи с энерго-
системой в соответствии с типовой инструкцией по ликвидации
аварий до срабатывания делительной автоматики, осущест-
вляющей это деление.
6.6. Применение микроЭВМ для аварийного управления
нагрузкой1 " _
Массовое внедрение микропроцессорной техники, обладаю-
щей большими функциональными возможностями, малыми
габаритами и сравнительно низкой стоимостью, открывает
широкие перспективы ее применения для целей противоаварий-
ного управления и, в частности, для управления нагрузкой.
Прежде всего новая элементная база (интегральные микро-
схемы, микропроцессоры) позволила выполнить более совер-
шенные измерительные органы частоты (реле частоты), обла-
дающие высокой точностью, температурной стабильностью,
помехозащищенностью (посредством введения цифровой
фильтрации) и малым временем срабатывания (до 0,04 с) [52,
64, 76, 77]. Дополнительным достоинством новых реле частоты
является возможность получения большого числа уставок по
частоте, что позволяет существенно увеличить число очередей
разгрузки и выполнять более совершенные варианты АЧР и
ЧАПВ.
Новая элементная база позволяет развивать и усовершенст-
вовать алгоритмы аварийного управления нагрузкой с целью
повышения эффективности разгрузки. Она позволяет в перспек-
тиве перейти от «жесткой» логики автоматических устройств к
программируемой логике.
Основные преимущества применения устройств на базе
микропроцессоров и микроЭВМ следующие: улучшение адап-
тационных свойств путем внесения изменений в алгоритм
управления; возможность наращивания объемов; возможность
перестройки с помощью использования логических шкал.
Выбор типа микропроцессоров и микроЭВМ является
вопросом технико-экономическим и определяется масштабами
применения устройств разгрузки и объемом решаемых ими
задач. Возможны как использование серийно выпускаемых
микропроцессоров и микроЭВМ, так и разработка специализи-
1 Раздел написан совместно с инж. С. Г. Поповым.
230

Входное
УСО
7Z
±£
Сигнальные
устройства.
МикроЗвМ
7ST "
P^&f
Дисплей
*^Щ
ЗПМ
Выходное
УСО
«f
*tt—s
в*
В)
Рис. 6.28. Автономная система аварийного управления нагрузкой:
а—простейшее устройство (контроллер); б—комплексная ^многофункциональная система;
П—преобразователь; Q - - выключатель; УСО—устройство сопряжения с объектом
рованных устройств с последующей организацией их серийного
выпуска.
В зависимости от числа отходящих от подстанции линий,
мощности узлов нагрузки, ответственности электроприемников
возможны различные варианты выполнения устройств (систем)
разгрузки.
На мелких подстанциях с малым числом отходящих линий
целесообразно применять наиболее простые устройства типа
контроллера (рис. 6.28, а), реализуемые, как правило, на базе
однокристальной микроЭВМ и выполняющие жестко заданный
набор функций (например, АЧР, ЧАПВ, дополнительная раз-
грузка). При этом могут быть реализованы и более совершен-
ные алгоритмы АЧР и ЧАПВ. Такие устройства, как правило,
имеют в своем составе простейшее устройство сопряжения с
объектом (УСО) для сопряжения выходных цепей ЭВМ и цепей
управления выключателями линий и не имеют периферийных
устройств (дисплей, клавиатура, устройство печати и т. д.).
Устройства данного класса относятся к категории встраиваемых
систем. Разработка программного обеспечения для них ведется,
как правило, на инструментальных системах, включающих
систему команд контроллера.
На крупных подстанциях с большим числом отходящих
линий целесообразно применять системы (устройства), выпол-
няющие комплекс задач управления по гибким, совершенным
алгоритмам. В этих условиях в наибольшей степени появляются
преимущества применения микропроцессорной техники.
231

Поскольку в этом случае требуется обрабатывать большой
объем входной информации и выдавать большое число управ-
ляющих и информационных сигналов, возникает необходимость
использовать системы на базе более мощных микроЭВМ
(«Электроника-60», УВК В7/В9 и др.) (рис. 6.28, б). Для согла-
сования уровней и вида входных и выходных сигналов
используются мощные входные и выходное УСО, построенные
с применением принципов мультиплексирования. Системы дан-
ного класса имеют в своем составе штатные терминальные
устройства — электропечатающую машинку (ЭПМ) типа
«Consul» или дисплей с клавиатурой и устройством печати.
Система, изображенная^ на рис. 6.28, б, работает в автономном
режиме. Коррекция уставок автоматик и алгоритмов управ-
ления производится в интерактивном режиме через ЭПМ
или видеотерминал. Системы данного класса должны иметь
развитое программное обеспечение, работающее под управ-
лением мониторов реального времени, обеспечивающим син-
хронизацию вычислительных процессов различных задач сис-
темы.
В настоящее время в энергосистемах применяется ряд
устройств противоаварийной автоматики, воздействие от ко-
торых осуществляется на нагрузку. Это описанные выше
устройства АЧР, ЧАПВ и дополнительной разгрузки, а также
устройства автоматической разгрузки по напряжению (АРН),
предназначенные для предотвращения нарушения устойчивости
нагрузки и специальной автоматики отключения нагрузки
(САОН), предназначенные для предотвращения нарушения
устойчивости параллельной работы энергосистем.
Во ВНИИЭ для подстанций с большим числом отходящих
линий разработана система аварийного управления нагрузкой
(САУН) на базе микроЭВМ «Электроника-60»^ выполняющая
функции всех этих устройств, а также ряд' дополнительных
функций [40]. Такая система была установлена на одной из
крупных подстанций 110/10 кВ. Воздействие системы осущест-
вляется на 28 отходящих от подстанции линий 10 кВ.
В системе предусмотрена возможность осуществления «тра-
диционной» АЧР и АЧРЗХ, кроме того,- микропроцессорная
база и соответствующее программное обеспечение, позволяют
при необходимости развивать и усовершенствовать алгоритм-
работы разгрузки. Система дает возможность выполнять
большое число очередей разгрузки в пределах подстанции. В
данном образце САУН осуществляются четыре очереди АЧР1 и
четыре очереди АЧРП с возможностью их раздельного или
совмещенного действия или же четыре очереди АЧРЗХ.
Отключение линий производится четырьмя группами, форми-
руемыми с учетом приоритетов потребителей вручную или
автоматически в соответствии с графиком нагрузки подстанции.
232

Частотное АПВ выполнено многократным и осуществляется
с контролем изменения частоты. При превышении заданной
кратности автоматически вводится запрет на работу ЧАПВ на за-
данное время. Число очередей ЧАПВ соответствует числу очере-
дей АЧР. Реализованы два варианта включения линий — группо-
вое и индивидуальное. Последовательность включения линий —
обратная последовательности их отключения при работе АЧР.
Дополнительная разгрузка выполнена двумя очередями по
скорости снижения частоты, действующими на те же четыре
группы линий, что и АЧР, с учетом ответственности подклю-
ченных к ним потребителей.
Автоматическая разгрузка по напряжению выполнена ана-
логично АЧРП и воздействует на четыре группы линий,
формируемых с учетом ответственности потребителей вручную
или автоматически в соответствии с графиком нагрузки
подстанции. В общем случае число и состав групп линий,
подключаемых к АЧР и АРН, различны. Автоматическое
повторное включение нагрузки после восстановления напря-
жения (АПВН) выполнено аналогично ЧАПВ (с контролем
изменения напряжения).
Система может выполнять функции исполнительного органа
САОН, при этом действие системы осуществляется по внеш-
нему сигналу, поступающему по телеканалу, или от выявитель-
ного органа САОН на данной подстанции. Отключение
нагрузки производится двумя ступенями с отработкой в каждой
ступени задания по мощности (в опытном образце—по току).
Последовательность и число отключаемых линий в соответст-
вии с заданной уставкой по мощности (току) автоматически
определяются с учетом текущей нагрузки отходящих линий и
степенью ответственности потребителей. Предусмотрена воз-
можность АПВ нагрузок после действия САОН, которое
производится в две ступени по внешнему сигналу в порядке,
обратном порядку их отключения.
Описываемый образец системы используется также для
автоматической регистрации данных о нагрузке отходящих
линий и для фиксации положения контактов выключателей. При
наличии связи с верхним уровнем управления (с управляющей
ЭВМ, диспетчером РЭУ) на САУН может быть возложен ряд
функций, связанных с ведением нормальных режимов. К ним
относятся реализация графиков аварийных ограничений и
контроль за выполнением этих графиков, отключение нагрузок
с питающих центров по аварийным графикам с оптимизацией
состава отключаемых потребителей (в зависимости от техно-
логии электроприемников, перерывов питания и т. д.), контроль
достаточности управляющих воздействий. САОН. <■
На рис. 6.29 показана структурная схема технических средств
САУН на базе ЭВМ «Электроника-60» (комплект 15ВМ-012).
233

о <r>
О)
* S>
о <t
*■ г:
Л г—+—"
«
^К=Г
Г"!
«
«
о
»
q^
L
с=з
z:zp
f^=T
^^>
<
и
I
DL
5
5
С
d!
V
fc±=
м *
< LO
I ттт
о
f g
ft
«
o.
н
U
s
0-
г^- i
*.i'
H
Pi!
a a
ft <u
Is
^ 4:
3«
I -a
I"
■*i
234

Из этого комплекта используются центральный процессор ЦП
М2, устройство управления вводом-выводом УВВ В1, опера-
тивное запоминающее устройство ОЗУ.
Для выполнения системой перечисленных выше функций
аварийного управления нагрузкой необходимо обрабатывать
более 300 дискретных логических и 40 аналоговых сигналов.
С этой целью применяется штатное устройство сопряжения с
объектом УСО, в состав которого входят: устройство вывода
дискретных сигналов УВывДС, рассчитанное на выдачу из ЭВМ
30 управляющих сигналов; устройство ввода дискретных сигна-
лов УВДС, обеспечивающее ввод информации по 32 входным
линиям; устройство ввода аналоговых сигналов, обеспечиваю-
щее ввод аналоговой информации по 16 однопроводным или 8
дифференциальным каналам с одиннадцатиразрядным анало-
го-цифровым преобразователем АЦП.
В состав технических средств САУН входят также элементы
так называемого дополнительного отраслевого набора ДОН,
обеспечивающего функции преобразования вида и уровней
сигналов, включая и гальваническое разделение цепей на
требуемом уровне. Кроме того, часть элементов ДОН решает
одновременно и задачи увеличения числа входов и выходов
системы путем применения принципов мультиплексирования.
Использованы следующие элементы ДОН:
плата таймера-частотомера ПТЧ, осуществляющая измере-
ние периода сетевого напряжения для вычисления частоты и ее
производной, а также с целью задания меток времени от
кварцевого генератора тактовых импульсов для организации
вычислительного процесса в САУН;
устройство гальванической развязки аналоговых сигналов
УГРА, преобразующее токовые сигналы татчюсов тока линий в
напряжение постоянного тока. Гальванически разделенные
входные и выходные каналы УГРА подключаются через
внешний коммутатор, управление которым осуществляется с
помощью реле РЭС-47 УвывДС, от коммутатора также произ-
водится запуск АЦП;
устройство гальванической развязки дискретных сигналов
УГРД, представляющее собой наборы линеек входных реле,
обеспечивающих ввод в ОЗУ ЭВМ информации о положении
дополнительных контактов выключателей отходящих линий.
Это устройство обеспечивает также считывание информации с
диодно-матричных коммутаторов КДМ об индексах ответст-
венности линий и ввод другой информации;
платы исполнительных реле на герконовых реле РПГ-5,
образующие блоки выходных реле БВР и позволяющие 34
выходами УВывДС управлять 56 промреле РП-23, контакты
которых заведены в цепи обмоток отключения и включения
выключателей;
235

Программы
обработки измерений
Программы
технологические
Обработка дискретных
сигналов от выяви-
тельного органа.
САОН
Измерение частоты
8 знергосистеме и ее
производной.
Измерение напряже-
ния но. шинах и на-
грузок по линиям
Регистрация (опрос)
положения вспомога-
тельных контактов
выключателей, счи -
тывание информации
с КДМ
Подсистема
директив
задания
информации
„Диалог"
Программы
печати
сообщений
о работе
автоматик
Печать
графиков
нагрузки
.J
Рис. 6.30. Структурная схема программного обеспечения САУН
датчик напряжения ДН\
информационное табло.
Для связи с другими устройствами или ЭВМ более высокого
уровня применяется устройство последовательного обмена
УПО, являющееся составной частью штатного УСО. Надежная
работа САУН и восстановление ее работоспособности при
возникновении высокочастотных помех и помех по питанию
обеспечиваются применением репрограммируемого запоми-
нающего устройства РПЗУ, системой гарантированного пита-
ния и комплексом специальных мероприятий.
Программное обеспечение САУН построено по модульному
принципу (рис. 6.30). Ядром программного обеспечения является
управляющая программа, носящая черты элементарной опе-
рационной системы. Она обеспечивает распределение вычисли-
тельных ресурсов между технологическими, информационными и
измерительными программами, управляет работой стандартного
и нестандартного периферийного оборудования, устанавливает
очередность работы программ обработки прерываний.
При срабатывании системы выдается сигнал дежурному
персоналу, и на табло фиксируется^ вид сработавшей автома-
тики. Для получения подробной информации о характере
аварийного возмущения и работе САУН к ней подключается
электрическая печатающая машинка ЭПМ, и через подсистему
процедурного обмена «Диалог» осуществляется вывод инфор-
мации- на печать. Подключение ЭПМ производится персоналом
или автоматически.
236

Основные преимущества описанной системы управления
нагрузкой по сравнению, с применяемыми устройствами авто-
матики следующие:
1) увеличивается гибкость и адаптивность аварийной раз-
грузки за счет увеличения числа ее очередей;
2) увеличивается быстродействие аварийной разгрузки
(АЧР1, ДР);
3) обеспечивается гарантированный объем отключения
потребителей от САОН в режимах минимума нагрузки и
исключается излишнее отключение нагрузки от САОН в
режимах максимума нагрузки;.
4) обеспечивается существенная экономия релейной аппа-
ратуры и места за счет совмещения в одной системе функций
ряда устройств автоматики (например, только при выполнении
функций четырех очередей АЧР с ЧАПВ исключается необхо-
димость установки четырех панелей с соответствующей релей-
ной аппаратурой);
5) имеется возможность расширения функций системы,
развития и применения более совершенных алгоритмов управ-
\8ПЭС(РЗУ)
А
сГ\
цвс
К5
К5
Т.
ЗПМ
К5
—г
-Л--
Ча
L I
ч
i V
Входное
УСО
».'!
1
-~НИ л
0 1
{—*) МикроЗВМ
о i
Выходное 1
УСО J
---^t---4-----j-
Sr Иг — J Qk
1 I
Рис. 6.31. Система аварийного управления нагрузкой на базе микроЭВМ в
составе интегрированной АСУТП подстанции (двухуровневая система управ-
ления):
U—преобразователь; Q — выключатель; УСО—устройство сопряжения с объежггом,
И2—интерфейсная плата параллельного обмена
237

I
I
Рис 6 32 Централизованный вариант АСУТП подстанции, в состав которой
входит функция аварийного управления нагрузкой
П—преобразователь, О объект управления, У СО—устройство сопряжения с объектом
ления нагрузкой, коррекции параметров системы по внешним
сигналам без изменения структуры и аппаратных средств.
При построении интегрированных автоматизированных
систем управления технологическими процессами (АСУ ТП)
подстанций может быть использован двухуровневый комплекс
технических средств управления нагрузкой (рис. 6,31). В этом
варианте автономные системы управления, изображенные на
рис. 6.28, б, дополняются устройствами связи с верхним уровнем
управления, входные и выходные УСО остаются на нижнем
уровне, а периферийное штатное оборудование отображения и
документации переносится на верхний уровень. Там же нахо-
дится центральная вычислительная система ЦВС. В качестве
ЦВС может быть использован, например, двухпроцессорный
вариант микроЭВМ СМ-1300, соединенный радиальными свя-
зями через дуплексный регистр К5 с автономными системами
(модулями). Для таких интегрированных систем характерно
наличие мощного программного обеспечения на базе опера-
ционных систем реального времени, диалоговых систем и
средств поддержки общей базы данных. В состав комплекса
технических средств входит также аппаратура связи С2 с
верхним уровнем (предприятие электрических сетей ПЭС,
районное энергетическое управление РЭУ).
Возможен и другой вариант АСУ ТП подстанций, в котором
все функции управления, в том числе и аварийного управления
нагрузкой, осуществляются центральной ЭВМ с мощным
238

входным и выходным УСО (рис. 6.32). Основным недостатком
данной структуры является сложность УСО. В настоящее время
этот вариант может быть ориентирован только на обслужи-
ваемые объекты. Из преимуществ данной структуры следует
отметить возможность использования мощных операционных
систем реального времени для мультипрограммного режима.
На базе этих операционных систем можно строить обширную
базу данных для накопления и обработки информации для
задач АСУ. Как правило, данные системы имеют развитой
диалог, а также комплекс программ для осуществления
межмашинного обмена с верхним уровнем управления (ПЭС,
РЭУ) через аппаратуру С2.
При выполнении систем аварийного управления нагрузкой
на базе микроЭВМ независимо от комплекса применяемых
технических средств, структуры системы, объема решаемых ею
задач необходимо: обеспечение системы гарантированного
питания; наличие автоматического перезапуска системы при
сбоях; обеспечение работоспособности системы при помехах;
гальваническое разделение как входных, так и выходных цепей.
Глава седьмая
ДЕЙСТВИЕ АЧР И ЧАПВ В АСИНХРОННЫХ РЕЖИМАХ
И ПРИ СИНХРОННЫХ КАЧАНИЯХ
7.1. Постановка задачи
Нарушение синхронной работы приемной энергосистемы
сопровождается как снижением частоты в ней, так и периоди-
ческими колебаниями напряжения в промежуточных точках
электропередачи, связывающей приемную и передающую
энергосистемы.
Анализ случаев нарушений нормальной работы энергосистем
[2, 42] показывает, что значительная их доля приходится на
дефицитные энергосистемы, при этом существенная часть
нарушений связана с выпадением из синхронизма генераторов
дефицитной энергосистемы по отношению к передающему
энергообъединению (см. табл. 2.1). Наиболее частой причиной
нарушения устойчивости дефицитной энергосистемы является
отключение одной из параллельных линий связи с энерго-
объединением, в результате чего мощность не может быть
передана в приемную энергосистему по оставшимся линиям в
послеаварийном режиме по условиям статической устойчивости.
Еще одной распространенной причиной нарушения синхронизма
является внезапное возникновение дефицита активной мощности
в приемной энергосистеме из-за отключения генератора, котла,
239

турбины на электрической станции. Наблюдались также случаи
нарушения статической устойчивости из-за медленного нарас-
тания перетока "до предела передаваемой мощности по связи с
энергообъединением, возникновения дефицита реактивной
мощности в приемной энергосистеме (потеря возбуждения
генератора, отключения СК и т. д), случаи нарушения синхрон-
ной динамической устойчивости из-за тяжелых КЗ, отказа
основных защит, v неисправности оборудования (отказ выклю-
чателя с последующим действием УРОВ) и т. д.
Если кратковременный асинхронный режим дефицитной
энергосистемы допустим, то быстрое восстановление ее нор-
мальной работы может быть осуществлено путем ресинхрони-
зации. При этом наиболее эффективным и быстрым меро-
приятием для осуществления ресинхронизации является АЧР.
Действие АЧР является также весьма эффективным при
применении несинхронных включений (как автоматических —
НАПВ, так и ручных) отключившихся связей между дефицитной
энергосистемой и энергообъединением.
Отключение части нагрузки с помощью АЧР после нару-
шения устойчивости или в процессе несинхронного АПВ
позволяет поднять частоту, обеспечить ресинхронизацию де-
фицитной энергосистемы и тем самым восстановить ее нор-
мальный режим за время от нескольких секунд до 20—30 с, в
то время как при ее отделении и последующем действии АЧР
синхронизация энергосистемы с энергообъединением занимает,
как правило, 10—15 мин, а в ряде случаев и большее время.
Кроме того, для обеспечения ресинхронизации необходимо
отключить меньший объем потребителей, чем для синхрони-
зации после отделения дефицитной энергосистемы, т. е. это
мероприятие позволяет существенно сократить народно-
хозяйственный ущерб.
, Безусловно, ориентация на ресинхронизацию возможна
только в условиях, когда кратковременный асинхронный режим^
допустим. Анализ нарушений устойчивости, сопровождавшихся
работой АЧР (см. табл 2.1), показывает, что в подавляющем
большинстве случаев имел место асинхронный режим в сети
110—220 кВ, т. е. именно в тех условиях, при которых наиболее
часто применяются кратковременные асинхронные режимы для
быстрого восстановления нормальной работы энергосистемы.
В среднем за год наблюдается примерно несколько десятков
случаев нарушения синхронизма с работой АЧР. Даже если
ориентация на ресинхронизацию с помощью АЧР целесообраз-
на в 30—50% аварийных ситуаций, это может дать большой
экономический эффект.
При применении АЧР как средства ресинхронизации воз-
никает необходимость в методике расчета разгрузки по усло-
виям результирующей устойчивости, т. е. в методике выбора
240

уставок, места установки устройств, объемов разгрузки. Если
же ресинхронизация обеспечивается и без применения АЧР,
необходимо уметь выбрать параметры разгрузки так, чтобы
она излишне не работала в асинхронном режиме.
Колебания частоты наблюдаются не только в асинхронном
режиме, но и при синхронных качаниях при сохранении
синхронизма между генераторами. Необходимо предотвратить
возможность излишнего срабатывания устройств АЧР при
синхронных качаниях.
7.2. Изменение частоты и напряжения в асинхронном режиме
Рассмотрим наиболее частый случай асинхронного режима в
двухмашинной схеме (рис. 7.1), состоящей из эквивалентного
генератора дефицитной энергосистемы 1 и эквивалентного
генератора передающей энергосистемы 2. В произвольной
промежуточной точке А подключена нагрузка (ZH1= const).
Проанализируем, как изменяются напряжение и частота в этой
точке. Анализ выполним для установившегося асинхронного
режима, в котором дефицитная энергосистема имеет частоту fu
а передающая—f2. Среднее скольжение scv несинхронно рабо-
тающих энергосистем
Ji-h
Scp~'A
Примем
£*i — Hi 1 , ^2 — -^2
js t
(7.1)
(7.2)
Пренебрежем для простоты активными сопротивлениями
линий. При установившемся асинхронном режиме Ег= const,
Е2 = const, fx — const, /2=const; тогда по принципу наложения
напряжение в точке А
и.
E2eJWxl + E1x2
х,+х2
(7-3)
Обозначив
Ut=Ei
■*1+-*2
0
U2=E2
*1+*2
Z1 = v1+jx1
■* ■ ■ ■ *
-TV-V-L.
с 2-г = гг+]хг >
Zz=ri+jxI
(7.4)
Рис. 7 1. Двухмашинная схема
241
16-2860

Закон изменения напряжения в узле нагрузки можно записать так:
& л = ui + V*e J%' = ui + иг cos scpt+j U2 sin scpt. (7.5)
Из (7.5) могут быть получены выражения для модуля UA и
фазы напряжения 5Л в асинхронном режиме:
Uл = J (ui + U 2 cos 5<=p02 + (и2 sin scp*)2 =
= JU?+2U1U2cosscpt+ Ui; (7.6)
' 5A = argU, = arctg.. ^.f'f ,- (7-7)
На рис. 7.2, я, б по выражениям (7.6), (7.7) построены
зависимости изменения модуля и фазы напряжения в точке А за
один цикл асинхронного режима при £^£2 = 1. Изменение
модуля напряжения происходит по периодическому закону,
близкому к синусоиде. При ^cpf=180° имеет место минимум
напряжения. При xt = x2 (электрический центр качаний) и
scpf=180° напряжение в точке А равно нулю.
Приняв sept= 180е, из (7.6) можно получить зависимость
минимального напряжения в точке в асинхронном режиме от ее
расположения
Umin=JU?-2UiU2 + U} = Ut-U2. (7.8)
На рис. 7.3 построена зависимость Umin от величины
x1j(xl-{-x2) для Е1 = Е2 = 1. Тогда
Как видно из рис. 7.2, а, фаза вектора 0Л также изменяется
нелинейно. При O^^C/^l (расположение точки А между
центром качаний и генератором 1) фаза напряжения колеблется
около нуля. При (Xf/^0,5 (расположение точки А между
центром качаний и генератором 2) колебания фазы происходят
относительно прямой &A = s t.
Скольжение (мгновенное отклонение частоты) в промежу-
точной точке А может быть определено по изменению фазы:
^ = fg£^faretg-^^Wp P3+№co.V , (7.10)
л dt dt\ bU1 + U2cossct,tJ ^Uf + Ui + lUiUzCoss^t v '
На рис. 7.2, в по (7.10) построена зависимость sA\ssp = <${scpi).
Как видно из рисунка, мгновенные отклонения частоты в
различных .точках электропередачи различны. Скольжение в
точке А изменяется по несинусоидальному закону, причем
отличие от синусоиды тем существенней, чем ближе точка
расположена к электрическому центру, качания. При Ux = 1
(точка приложения ЭДС £t) частота постоянна и равна
242

и 90 180 Scpt,rpad
б)
Рис. 7.2. Графики изменения фазы (а), модуля напряжения (а) и скольжения (в)
в точке А в асинхронном режиме
/j(s^=0). При 0,5<f7j<l (расположение точки А между
центром качаний и генератором 1) среднее значение скольжения
за цикл асинхронного режима равно нулю, т. е. среднее
значение частоты равно fv При перемещении точки Л от центра
качаний до точки приложения ЭДС Е2 (0<t/t<0,5) среднее
значение скольжения за цикл асинхронного хода sjsep — 1, т. е.
среднее значение частоты равно /2. Скачок среднего значения
частоты происходит в центре качаний. В самом электрическом
центре качаний частота постоянна и равна (/i+/2}/2.
Учет активных сопротивлений линий и большой промежу-
точной нагрузки, как показано в {41 ], незначительно сказы-
вается на зависимости (7.10), но приводит к снижению уровней
напряжения в промежуточных точках в асинхронном режиме.
243

1,0
0,8
0,6
ft*
0,2
V
Рис.
0,2 о,ч c,e о,$ i,o
7.3. Зависимость
от расположения
точки А
В приведенных выше выражениях scp—сред-
нее скольжение одного генератора относительно
другого. Вместе с тем известно, что при асинхрон-
ном режиме синхронной машины ее скольжение
колеблется около своего среднего значения (рис.
7.4), и, хотя эти колебания в действительности
несинусоидальны, особенно на грани ресинхрони-
зации, их представление периодической синусои-
дальной функцией в большинстве случаев дает
удовлетворительные результаты.
Колебания ротора синхронной машины около
среднего значения скольжения происходят под
воздействием так называемой взаимной мощности
Р1г. Колебательное движение ротора описывается
уравнением
ds EiE2
х—=Pi2 sino= smo.
at x,-,
(7.11)
Рассмотрим колебания ротора в установившемся асинхронном режиме при
большом среднем скольжении scr, т. е. в условиях, далеких от ресинхронизации.
Мгновенные значения скольжения и угла генератора запишем в следующем
виде:
«««„„-Ascoss^J; 5*scp(.
Подставив в (7.11) s и 8 из (7.12), получим периодическую составляющую
скольжения
As =
-.112
(7.12)
Как видно из (7.12), чем менее жесткой является связь дефицитной
энергосистемы с энергообъединением (чем меньше ее пропускная способность) и
чем больше ее постоянная механической инерции, тем меньше амплиту-
да переменной составляющей скольжения. Наличие переменной составляю-
щей скольжения генератора приводит к некоторому искажению зависимос-
тей мгновенного значения частоты в промежуточных точках по сравнению с
(7.10). Во многих случаях им можно пренебречь и использовать для анали-
за работы устройств зависимости (7.10), но иногда возникает необходи-
мость более детального учета влияния переменной составляющей скольжения
генератора.
Следует также учитывать, что выражения (7.6) — (7.10) получены для
установившегося асинхронного режима. До достижения этого состояния в
переходном процессе среднее скольжение (частота) генераторов изменяется
(рис. 7.4). Построив зависимость изменения скольжения генератора во времени
[70] и оценив скорость изменения скольжения, его значение в переходном
процессе, можно, используя кривые рис. 7.2, в, приближенно оценить действие
устройств, реагирующих на отклонение частоты.
По (7.10) может быть рассчитана производная скольжения (частоты) в
точке А:
dsA , .
—-=jcpsinj t
at
u,u\-
u\u2
(U\ + U\ + 2U1U2ca&s<:pt)r
244
(7.13)

Рис 7.4. Зависимость изменения
скольжения эквивалентного генерато-
ра дефицитной энергосистемы во вре-
мени в асинхронном режиме
На рис. 7.5 по выражению (7 13) построены кривые изменения производной
частоты (скольжения) в точке А в асинхронном режиме при разных значениях
5ср. Как видно из этих кривых, величина dsjdt изменяется периодически по
несинусоидальному закону, причем в течение одного цикла асинхронного
режима меняет знак. В точках приложения ЭДС (U1 = l, U2=\) и в центре
качаний (U1 — U2 = 0,5) dsjdt—О в течение всего цикла асинхронного режима.
По мере удаления точки А от точек приложения ЭДС и приближения ее
к центру качаний (по мере уменьшения U^ и U2 от 1 до 0,5) величина
dsjdt возрастает. Особенно существенно, как видно из (7.14) и рис. 7.5, dsjdt
зависит от jCp. При расположении точки А вблизи центра качаний и при
■scp = 3— 10 Гц dsjdt достигает очень больших значений—нескольких десятков
герц в секунду и более. Однако длительность существования таких значений
производной частоты незначительна—несколько сотых долей секунды.
Наличием переменной составляющей скольжения генератора при оценке
действия различных устройств, реагирующих на производную частоты, -как
правило, можно пренебречь, и лишь в случае очень высокого быстродействия
устройств (сотые доли секунды) учет этого фактора может оказаться
целесообразным. Аналитические выражения для dsjdt с учетом периодической
составляющей скольжения генератора получить затруднительно, поэтому в
таких случаях целесообразно оценивать действие устройств, реагирующих на
производную частоты, экспериментальным путем
7.3. Изменение частоты и напряжения при синхронных качаниях
Для определения зависимости изменения угла и скольжения
(частоты) генератора во времени при синхронных качаниях
8 = \[/(f), s=<p(t) необходимо решить дифференциальное уравне-
ние механических колебаний ротора синхронной машины
т^=Л-Р125т5, <7Л4>
где Рт—мощность турбины эквивалентного генератора.
Как известно, решение этого уравнения связано с большими
трудностями. В [41] получены достаточно простые приближен-
ные выражения для мгновенного значения угла и частоты
(скольжения) при синхронных качаниях, которые имеют сле-
дующий вид:
245

<Шл/ы,(гАЧл(1
dsA/dtM*)№
Рис. 7.5. Зависимость изменения производной скольжения в точке Л в
асинхронном режиме:
а. / — (/,=0, {/, = 1, U, =0,5, s =1-10 Гц; 2—У,=0Д л =1 Гц; i—1/,=0,2, л_,=3 Гц;
■Г—Ь-^ОД, j„=5 Гц; J— «/, = 0,2, *с„=10Гц, б— С/, =0,8, j =1 Гц; 7—1^=0,8,
s=3 Гц; S—17,=0,8, ^„ = 5Ги; 9—^=0,8, *с.= 10Гц, 6- 7^[/,=0, (Л = 1, [^=0,5,
«!: = 1-10Гц; 2— t/,=0,l, s=l Гц; J — (Л=оД ;гет = 3 Гц; 4—f/,=0,4, лср=5Гц, 5—
t7|=0,4, «ор = 10Гц; б— (/,=0,6, *„ = ! Гц; 7—Г/,=0Д * =3 Гц; 8— US=Q,6, icp = 5 Гц;
9—£/,=0,6, j =10Гц
„ „ . /, / 2 (cos 6—cos 5J
-52
0"
(7.15)
■s=8™* Ф (6) cos ф (5) t=8W«X /
2 (cos S-cos 5,^)
5L,-8J
x cos
(^Й2^),, (7,6)
где A, = _/-il; S,
„а, —максимальное значение угла.
246

В (7.15) и (7.16) 5 выражен в радианах, s—в относительных
единицах.
При 5таж<я/2 с точностью до 2% имеем
СО80Я:1— ,
2 24'
тогда
q>(6)*Wl-
12
(7.17)
При 5шох<и/3 с точностью до 8% ф(5)»Х, тогда
5 ж бдих sin X,/; ■yps8meJCA.cosX.(.
(7.18)
Это позволяет характеризовать X как частоту колебаний с
малой амплитудой. На основании анализа (7.15) и (7.16) можно
отметить, что при синхронных качаниях функции b(t) и s(t)
являются периодическими, в общем случае отличными от
синусоидальных функций. При достаточно малых максималь-
ных углах 6majc<it/3 они практически становятся синусоидаль-
ными зависимостями.
При 5 = 8иох
ф(5т«,*)
=х /i
sinS_
V *s
(7.19)
Выражения (7.15) и (7.16) дают возможность построить
зависимости мгновенных значений угла и частоты генератора от
времени при синхронных качаниях. Такие зависимости приве-
дены на рис. 7.6, 7.7. Они построены для двух случаев—
«сильной» связи между двумя генераторами (К=0,03, что
£рад
Ж
ж/г
о
-ж/г
- х
Рис. 7.6. Зависимости угла (а) и скольжения генератора (б) от времени при
синхронных качаниях («сильная» связь, />12=2, £=0,03):
/—8Ю1=я/3; 2— 5„„=я/2; J—8_„=Зя/4; 4- 8_=л:; 5 — 8„„=-п
V.
i
Ч
-<J
\Л
v\
5
• \
*/ )
U,с
247

a) S)
Рис. 7.7. Зависимости угла (а) и скольжения генератора (б) от времени при
синхронных качаниях («слабая» связь. ,Р12=0,1, к=0,005):
соответствует пределу передаваемой мощности Ри~2~2,5) и
«слабой» связи $. = 0,005, что, соответствует Pi 2 = 0,1 -=-0,15). Эти
же выражения позволяют построить зависимость периода
синхронных качаний Т от Ътах для различных связей, которая
приведена на рис. 7.8.
Как видно из рис. 7.8, в предельном случае при Ьтах — к
время перехода от smax до 0 (5 от 0 до 5™*) теоретически
бесконечно. Однако в реальных условиях при наличии АРЧВ,
различных демпфирующих моментов это время имеет конечное
значение. С увеличением амплитуды качаний период колебаний
возрастает. Увеличение периода качаний при росте 5 max В -
большей степени проявляется при «слабых» связях и незначи-
тельно в случае достаточно «сильных» связей.
Максимальное отклонение частоты от среднего значения,
относительно которого происходят колебания, имеет место при
«сильных» связях (до 2—2,5 Гц). При этом период колебания
составляет примерно 0,6—0,8 с. При «слабых» связях макси-
мальное отклонение частоты от среднего значения невелико (до
0,5 Гц) и период колебаний увеличивается приблизительно до
4—7 с. Эти цифры относятся к синхронным качаниям с Ьтох до
з v
-к, которые реально могут иметь место в энергосистемах.
Выражения (7.15) и (7.16) описывают изменения угла и
частоты при синхронных качаниях собственно генератора. Они
позволяют оценить максимальные мгновенные отклонения
частоты и периоды синхронных качаний генератора. Для оценки
действия автоматик (в частности, АЧР) представляет интерес
характер изменения частоты во времени при синхронных
качаниях в произвольной точке А двухмашинной схемы рис. 7.1.
Анализ этой зависимости значительно упрощается, если перио-
248

Рис. 7.8. Зависимость периода синх-
ронных качаний от 5^, для различных
связей:
1— ?.=0,005 (/",2=0,1); 2—Ji=0,007 (P,,=
= 0,2); 3—*. = 0,015 (Р,2 = 0,5); 4—X=0fi2
Я?
в
*ч
f-
ь-
5
Ч\
О JO SO 90 120 (УтаХ/град
дическую функцию (7.15) изменения угла генератора во времени
приближенно заменить синусоидальной зависимостью
8 = Smax sin yf = 8пшх sin -£ t,
(7.20)
где период колебаний Т, зависящий от 5fflajc, определяется по
характеристике Т=<р(Ьтах) (рис. 7.8). Погрешность такой ап-
проксимации ничтожна при Ьтах<п/3 и незначительно возрас-
тает с увеличением 8max.
Примем среднее значение угла при синхронных качаниях
50=0. Используя принцип наложения, напряжение в произволь-
ной точке А можно -записать так:
иА=и1$т(ш+6)-\-и2$тш. (7.21)
Использовав далее выражение (7.20) и разложив функции
вида sin(5maisiny0 и cos(Ьщах sin у/) в быстро сходящийся ряд
Неймана с бесселевыми функциями первого рода J0(bmax),
Л(^тах), Jlfinax) и Т. Д., МОЖНО ПОЛуЧИТЬ ЗаВИСИМОСТИ МОДУЛЯ
UA и фазы 8^ напряжения в точке А во времени:
UA = J{U1 + U2[J0(bmax)+2J1(Snax)cos2yt + ...-\}2 + ~*
~* + {U2[2Jl(bmax)smyt+2J3{bmax)sm3yt+ ...]}2; (7.22)
.Uz[2J1$„KC)smyt+2J3(6mex)sm3yt+...]
8A=arg«74 = aictg-
Ul + U2[J0(5mx)+2J2{&mlx)cos2yt+,..]'
(7.23)
На рис. 7.9, а, б приведены графики изменения этих величин,
з
построенные по (7.22) и (7.23) для 8^,^=-^. Напряжение в точ-
ке А меняется по периодическому закону, близкому к синусои-
дальному. Минимум напряжения имеет место при уг=- и —.
При Ьтах = п и х1=х2 (центр качаний) в моменты времени, при
249

<*A,P'
5/fst
St/Z
St/4
0
-П/2
-ъ)чзс
— st
3
^1-
1
X2
4\?3
■*
0,25 0,50^^0
4fc
V
*Al
2
I
0
-1
-2
-3
TU
5^3
.3
Л
V
V.
a)
<>;
v
\
I
f
/
V
V/
I/
г
S
Уд,отн.еЭ.
1,0
0,8
0,6
0,4
0,2
О 0,25 0,50 0,75 t,c
')
Рис. 7.9. Зависимости фазы (а), модуля напряжения (6) и скольжения (частоты)
(в) от времени в произвольной точке А (синхронные качания, «сильная» связь,
Р12=2, Х=0,03, 8„„=Зя/4):
i — Ui = \, t/2=0; 2—(/,=0,75, (72=0,25; 3— t/j=0,5, J/2 = 0,5; 4—C/,=0,25, {/,=0,75;
J—£/,=0, t/2=!; 6— C/, = l; f/2=0 (£/,=0; [/,= 1); 7—{A-0,25, CA=0,75 (f/,=0,75,
U2=0,25f
которых yr=- и —, напряжение равно нулю.
По изменению фазы напряжения (7.23) может быть опреде-
лено скольжение sA в любой точке А линии передачи при
синхронных качаниях. Ограничившись первыми тремя членами
разложения, получим
dbA_ V1UzW1{&M)cosyt+...} + Ui{2Ja(5nax)J1(&„ua)cosyt+
dt У {Ul + U2[J0{bmx)+2J2(&max)cos2yt+...}* + ~*
+4Ji(bmalc}J2(bMIX)co$ytco$2yi+SJ1(bmax)J2(bMa)siuytsm2yt+...}
+ {U2[2Jl(8mas)Smyt+...]}2
250
Ji=-
(7.24)

Зависимость sA = <p(t), построенная по (7.24), приведена на
рис. 7.9, в. Как видно из этого рисунка, характер изменения
скольжения в любой точке также близок к синусоидальному,
причем колебания скольжения имеют тем большую амплитуду,
чем ближе точка А расположена к точке приложения ЭДС. Среднее
значение частоты во всех точках равно/. При ё0фО выражения
(7.22)—(7.24) имеют аналогичный вид, но более громоздки.
Максимальные значения скорости изменения частоты (скольжения) генера-
тора при синхронных качаниях могут быть рассчитаны по выражению
где кРма — максимальный небаланс мощности при синхронных качаниях,
отн. ед.
Максимальный небаланс мощности имеет место при определенной загрузке
электропередачи в предельном по условиям устойчивости переходном процессе,
когда угол генератора увеличивается от исходного 60 до критического §„„ и
затем уменьшается до Smi„ [17]. Как показано в [17,46], при глубоких
синхронных качаниях по «сильной» связи &Ртх может в 2^-2,5 раза
превосходить полный сброс мощности агрегата, а при синхронных качаниях по
«слабой» связи АР™,* не превышает 0,1 полного сброса мощности агрегата.
(ds\
Значения { — ) для «сильных» связей (Р1гъ2) составляют 12—33 Гц/с, для
связей средней пропускной способности (Рцх1)—6—6,5 Гц/с, для «слабых»
связей (Ри=0,05-ь0,1) —0,25^0,5 Гц/с.
(*\
Значения { — I в промежуточных точках электропередачи меньше, чем у
генератора, а периоды колебаний те же.
7.4. Анализ действия устройств, выполненных
на индукционном реле частоты И8Ч
Асинхронные режимы. Рассмотрим устройство, уста-
новленное в произвольной точке А двухмашинной схемы
рис. 7.1. Выражение (7.5) для напряжения в этой точке запишем
несколько в ином виде
UA=Ulsm((o1t+^)+U2smm2t, (7.26)
где Р—начальный угол сдвига между векторами Е1 и Ег.
По принципу наложения ток в каждой из двух параллельных
цепей реле ИВЧ (см. рис. 6.1) можно найти как сумму двух
составляющих с частотами wls co2:
. Utsin (<y+ p-ip!,.,) , t^sin^/-^ ).
«i z + z '
_ UjSmfoit+p-yi^) U2sm(a2t-<(>2 J
i2 г l~ Z
251
(7.27)

(индексы 1 и 2 при w показывают, при кахой частоте
рассчитываются индуктивные сопротивления цепей Zt и Z2 и их
углы ф, и ф2).
Токи ij и i2 создают магнитные потоки Oj и Ф2. Принимая
углы между токами и созданными ими потоками равными
нулю, можно записать
<r>i = cii\; (7.28)
Ф2 = с212. (7.29)
В выражениях (7.28) и (7.29) и далее через с„ обозначены
постоянные коэффициенты.
Потоки Фь и Ф2 индуцируют в барабане реле соответственно
ЭДС U16ap и {/2бар! отстающие от них по фазе на 90° и
вызывающие в барабане токи Г и /". Индуктивность барабана
близка к нулю, поэтому токи /' и J" будут совпадать по фазе
соответственно с ЭДС t/l6ap и £/26ар, тогда
Vltep = c3^; Г = с5иШр; (7.30)
dt
rf<s2
~о7
U26ap = c^; Г = сби26ар. (7.31)
Мгновенное значение вращающего момента, действующего
на подвижную систему,
АГр = с7Ф1/' + с8Ф1Г+с9Ф2/Чс1оФ2Г. (7.32)
Подставив в (7.32) выражения потоков и токов из (7.28) —
(7.31) и сделав соответствующие преобразования, пренебрегая
при этом составляющими с угловыми частотами 2ы>15 to1+to2 и
2ш2» можно записать окончательное выражение для момента
реле
Mp = B1sm(q>Ue>i-<p2,mi) + B2sm(q>Um2-<p2,az) +
+ M3sin(<a2t—(a1t+p)=M1+M2-\-M3sm(htat + p}. (7.33)
В (7.33) составляющие определяются по следующим выражениям:
B2=(Cll-clt) 2 <э2; М}= jDl+Dl; p = arctg-^:
Di=cl3 J- 2 (w2-(o1)cos(<plMl-(P1,e,i-P)+
Z1,»1Z1.«[
+(f12m2-c,,w!)- —-coslq^-cp^-PJ-f
+ Cl47 172 K-<»l)cOS(<P2.Ml-'Pl.a;-^ +
•^2,»2^2.«,
252
■Z| miZ2iBl

+(^,1мг-с12ш1) ' z cos(<pi,M|-(p2m;-P);
и и
Дз=с,з- L --(t»2-0)))sin(9ljMi-(p1>M2-p)+
+g147 ' 2 (<аг-т1)мп(ф2,.1-ф2,^-р)+
+(c12o2-e11a>1)- —яп(ф2ш,-ф,,(112-Р)+
+(c11o)2-Ci2co1) 1 я ап(ф1.,,-ф2,,,г-Р);
_ 1 1 _ 1 I
С11 — ГС1С6^9> С12— ГС2С5Св! CLi~ ZZClC5Cl' С14— ~ С2^6С10-
Из (7.33) видно, что вращающий момент, действующий на
подвижную систему реле в асинхронном режиме, складывается
из постоянной составляющей, величина и знак которой опреде-
ляются значениями частот а^ и ю2 и напряжений Ut и U2, и
переменной составляющей, меняющейся с разностной частотой
До по закону синуса, амплитуда которого определяется теми же
со15 а>2, £/,, U2.
Легко показать, что при синхронной работе обоих генерато-
ров с частотой со (7.33) превращается в известное выражение
вращающего момента (6.3).
Точный анализ работы индукционного реле частоты требует
решения дифференциального уравнения перемещения его по-
движной части. Однако, как показали расчеты и эксперименты,
не вносит большой ошибки и упрощенный анализ, основанный
на сравнении мгновенного значения вращающего момента реле
Мр и его момента сопротивления Мс, создаваемого спиральной
пружиной и трением. При таком допущении можно считать, что
реле частоты будет держать свои контакты постоянно замкну-
тыми, если в любой момент времени соблюдается условие
М1 + М2~М3>МС, (7.34)
и постоянно разомкнутыми, если
Mi + M2 + M3<MC. (7.35)
Если в различные моменты времени ty и t2 могут иметь
место соотношения
Mt+M2 + Мгsin(Дгаtt + р)>Мс; \ (- -„
M1 + M2 + M3sin(A<iit2 + p)<Mc, J v '
то реле частоты периодически замыкает и размыкает свои
контакты.
253

О 0,25 0,50 0,75 1fiO 1,25 1,50 1,75 2,00 ZJS 2,50 2,75U,/U2
ft, Гц, а)
0 0,25 0,50 0,75 1fiO1,25 1,50 1,15 2,09 2,25 2,50 2,75Uf/U2
Рис. 7.10. Области срабатывания АЧР (/г„=48 Гц, /р,.=0, U- Ut + U2 = 100 В):
a~f2>f,„i б~1г<1,ы (—)—зоны, где контакты реле частоты постоянно разомкнуты;
(+)—зоны, где контакты реле частоты постоянно замкнуты; (+—)—зоны, где контакты
реле частоты периодически замыкаются и размыкаются; границы областей
срабатывания; -—. —границы зон (+) и (+—); — —.— —граница области
срабатывания, полученная аналитически при Aft=0; 0 граница (+) и (+—),
полученная аналитически при А/с=0
254

0 0,1 0^ 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 ^,отн.ед.
0 0,1 0,2 0,3 0,1 0,5 0,6 0,7 ДО^отнед.
О 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 Uuoih ед,
<)
Рис. 7. И Области срабатывания АЧР при асинхронном режиме (индукционное
' реле частоты ИВЧ):
а—/„.=0, 6—/р,.=0,5с, «— гм>] с
255

Рассчитанные аналитически по (7.34)—(7.36) области сраба-
тывания устройства АЧР при *РрВ = 0 хорошо совпадают с
экспериментально определенными областями [47, 49 ], Однако
такие расчеты весьма громоздки и трудоемки. Кроме того, при
периодическом замыкании или размыкании контактов реле
частоты и наличии выдержки времени аналитический расчет
действия АЧР осуществить в большинстве случаев не удается.
Поэтому более удобно пользоваться областями срабатывания
АЧР, определенными экспериментально. В то же время
аналитические выражения дают возможность произвести качест-
венную оценку действия АЧР и выявить влияние различных
факторов на работу этого устройства в асинхронных режимах.
Эксперименты проводились путем подачи на реле частоты
суммы двух синусоидальных напряжений от генераторов про-
мышленной частоты (ГПЧ). На рис. 7.10, а построены получен-
ные экспериментально области срабатывания АЧР при f2>fycT,
jCT=48 Гц и tpB=0. По оси абсцисс отложено отношение
их\иг, а по оси ординат — частота/j. Для различных /2 имеем
семейство характеристик, справа от которых расположены
области срабатывания АЧР, а слева — области, где АЧР не
работает. При f2>fycT>A составляющая Мх действует в
сторону замыкания контактов и для достаточно больших Ux
существуют зоны, где в любой момент времени соблюдается
условие Мх + М2 — М3> Мс (контакты реле частоты постоянно
замкнуты). В точках, лежащих слева от фаниц областей
срабатывания, справедливо условие М1 + М2 + М3<МС, т.е.
контакты реле частоты постоянно разомкнуты. В частности,
реле никогда не срабатывает, если f2 и /х выше уставки реле
частоты. В точках, лежащих внутри областей срабатывания
вблизи границ этих областей, из-за наличия синусоидальной
составляющей момента наблюдаются периодические замыкания
и размыкания контактов реле частоты. Естественно, что с
увеличением /2 области срабатывания АЧР уменьшаются.
На рис. 7.10, б аналогичные области срабатывания АЧР
построены для тех же уставок реле частоты и реле времени, но
для f2 </уст. Поскольку в этом случае и составляющая момента
М2 действует в сторону замыкания контактов реле частоты, то
области, где АЧР срабатывает, увеличиваются.
При достаточно больших Ut реле постоянно держит свои
контакты замкнутыми [М1 + М2—М$>МС), однако в силу того,
что f2 <fyeT, аналогичная картина наблюдается и при доста-
точно малых Ut, причем эти зоны тем больше, чем меньше f2.
При ft >/уст существуют зоны, где реле частоты не срабатывает
(M1+M2 + Mi<Mc), причем, естественно, с уменьшением /2 эти
зоны сокращаются.
Области срабатывания АЧР, аналогичные изображенным на
рис. 7.10, были получены и для других уставок реле частоты. Их
256

анализ показал, что для всех уставок реле частоты может быть
приближенно построено обобщенное семейство областей сраба-
тывания. Это семейство для /р,„ = 0 изображено на рис. 7.11.
При наличии выдержки времени tPB области срабатывания
АЧР сокращаются. Сокращение происходит за счет тех зон, где
наблюдаются периодические замыкания и размыкания контак-
тов реле частоты, так как все устройство АЧР из-за наличия tp>B
в ряде случаев срабатывать не успевает. Это, например, видно
из рис. 7.11,6, где показаны области срабатывания АЧР при
fPj„=0,5 с. Кривые на рис. 7.11,5 позволяют оценить действие в
асинхронных режимах устройств АЧР1, выдержки времени
которых не превосходят 0,5 с. При /рв>1с (рис. 7.11, в)
области, где реле частоты периодически замыкает свои контак-
ты, практически целиком «отфильтровываются» реле времени, и
АЧР срабатывает только в тех зонах, где реле частоты
постоянно держит свои контакты замкнутыми. Рисунок 7.11, в
дает возможность судить о действии устройств АЧРН, имею-
щих выдержки времени более 5 с. Отметим также, что при
^р,в> 1 с АЧР может не срабатывать и в том случае, если
частоты /i и f2 обеих несинхронно работающих станций ниже
уставки реле частоты L„.
Как видно из рис. 7.11,#, при fp,B>l с АЧР, расположенная
вблизи центра качаний (t/^O.S), срабатывать не будет при
любых /4 и /2. Эксперименты показывают, что при f2 >fy„ >fi
АЧР вблизи центра качаний никогда не будет срабатывать, если
/р,ъ>0,4-0,5 с.
Области на рис. 7.10 и 7.11 строились при U=Ul + U2 =
= 100 В, однако в условиях эксплуатации это напряжение может
лежать в пределах 80 — 130 В. Поскольку частота срабатывания
индукционного реле частоты зависит от значения напряжения
(см. рис. 6.3), то для коррекции по напряжению могут быть
введены соответствующие поправочные коэффициенты [47],
Устройства ЧАПВ имеют, как правило, выдержки времени не
менее 10 с. При таких выдержках времени устройство ЧАПВ после
работы АЧР и замыкания контактов реле частоты сработает
практически только в случае, если реле частоты разомкнет свои
контакты и будет их держать в таком состоянии постоянно.
Практически области срабатывания ЧАПВ совпадают с облас-
тями на рис. 7.11, а, где устройства АЧР не работают.
Оценка влияния переменной составляющей скольжения гене-
ратора на действие индукционного реле частоты и устройств
АЧР и ЧАПВ в асинхронном режиме, выполненная на
специализированной аналоговой вычислительной* машине
«Дельта» при широкой вариации пропускной способности
(реактивных сопротивлений) связи между генераторами и их
механических постоянных инерции, показала, что для этих
устройств ее практически можно не учитывать.
257
17-2860 »

Выражение для вращающего момента реле частоты при асинхронном ходе
в многомашинной схеме с п частотами можно получить, проделав выкладки,
аналогичные приведенным выше. Как показано в [49], это выражение можно
записать в виде суммы некоторой постоянной составляющей М0 и ряда членов
вида A^fsmjco,—o)fc)f+a,]. Аналитическое и экспериментальное определение
областей срабатывания АЧР в многомашинных асинхронных режимах затруд-
нительно, так как они зависят от большого числа параметров как самой
энергосистемы (£/,, U2, J/j, ..., Un, <в1; оог, щ, ..., ш„), так и устройства (fycT, Гр„)
На основании выполненного анализа для двухмашинной схемы можно лишь
сказать, что действие устройств АЧР1, имеющих выдержки времени до 0,5 с,
оценить затруднительно, а устройства АЧРН и ЧАПВ, имеющие выдержки
времени более 5—10 с, в большинстве случаев срабатывать не будут.
Синхронные качания. Для получения зависимости
вращающего момента реле частоты устройства, установленного
в произвольной точке А схемы на рис. 7.1, можно использо-
вать (7.21). Воспользовавшись далее принципом наложе-
ния, можно выполнить преобразования, аналогичные про-
деланным выше при анализе действия реле в асинхронном
режиме. Разложив функции вида sin (б,^ sin у f) и cos (6max sin у г)
в быстро сходящийся ряд Неймана с бесселевыми функция-
ми первого рода Л, (5,™*), Л(§„»*), -МБ™*) и т.д., получим,
что вращающий момент представляет собой сумму несколь-
ких постоянных составляющих и большого числа перемен-
ных составляющих, значения которых зависят от местопо-
ложения устройства, его уставок и частоты синхронных качаний
у=2п/Т.
Расчет и экспериментальные исследования действия реле
частоты, выполненные на аналоговой специализированной
вычислительной машине «Дельта», а также с помощью генера-
торов промышленной частоты, дали следующие результаты
[49].
Если уставка реле частоты близка к значению частоты,
относительно которого происходят синхронные качания, то реле
частоты может сработать практически при любом расположе-
нии устройства (включая и центр качаний) и связях любой
пропускной способности (как «сильных», так и «слабых»). Если
уставка реле частоты составляет примерно 48,3—48,8 Гц
(верхние уставки АЧР), а частота генератора, относительно
которой происходят качания, равна 49,5 — 50,5 Гц, то возможны
отдельные случаи срабатывания реле частоты при расположе-
нии устройства ближе к шинам дефицитной энергосистемы
(U. ^0,8-^ 1), связях большой пропускной способности (Р12 =
= 1,8 — 2,5) и значительной амплитуде колебаний угла (скольже-
ния) при синхронных качаниях (5max=120—180°). При уставках
реле частоты ниже 48,2—48,3 Гц и реальных для энергосистем
значениях угла и скольжения (см. рис. 7.6 и 7.7), а также
периодов синхронных качаний (см. рис. 7.8) срабатывания реле
частоты практически не наблюдаются.
258

Для предотвращения излишнего срабатывания устройств
АЧР с высокими (48,3—48,8 Гц) уставками по частоте при
синхронных качаниях достаточно введения выдержки времени
0,2—0,25 с, причем, как ясно из сказанного выше, эта мера
необходима только при достаточно «сильных» связях (Р12 =
= 1,8-^2,5). Поскольку обычно выдержки времени очередей
АЧР1 с индукционным реле частоты выбираются не менее
0,25—0,3 с для предотвращения ложной работы реле частоты
при снятии и последующей подаче напряжения на реле, они
вполне достаточны для полной отстройки от излишней работы
устройств АЧР при синхронных качаниях. Срабатывание
устройства АЧРИ при синхронных качаниях относительно
частоты 49,5 — 50,5 Гц практически исключено.
7.5. Анализ действия устройств, выполненных
на полупроводниковом реле частоты РЧ-1
В связи с тем что частота срабатывания реле РЧ-1
практически не зависит от значения контролируемого напряже-
ния сети, при анализе работы этого реле в асинхронных
режимах и при синхронных качаниях можно не учитывать
изменения напряжения в точке подключения устройства, а
оценивать работу реле только при периодическом изменении
частоты. Аналитическое решение этой задачи представляет
большие трудности, поэтому приходится ориентироваться на
результаты экспериментальной оценки действия устройств.
Асинхронные режимы. По принципу действия реле
РЧ-1 его срабатывание определяется только условием пониже-
ния частоты сети ниже его уставки (/"с</ует), так как амплитуда
импульса на исполнительном органе—поляризованном реле РП
(см. рис. 6.7) не зависит от того, насколько частота сети ниже
/уст, она постоянна при любой /с</уст. При этом время
срабатывания реле /р = 0,15 н-0,5 с определяется постоянными
времени заряда емкостей 6С—8С, которые на порядок и более
выше постоянных времени остальных элементов реле. Время
возврата реле практически не зависит от значения этих емкостей
и составляет гв«0,125 с, причем постоянная времени разряда
емкостей 6С—8С при fQ>fycl существенно ниже постоянной
времени их заряда.
Проведенные на специализированной вычислительной маши-
не «Дельта» эксперименты показали, что с достаточной для
практических целей точностью анализ действия устройства
может быть проведен при допущении безынерционности филь-
тра и фазосдвигающей цепочки реле частоты графически по
зависимостям изменения мгновенного значения частоты во
времени с учетом полного времени срабатывания и. возврата
реле. Как показали исследования, такое допущение, будучи
259

№
f,+Z,5Af
Г,*2,0&Г
f, + 1,5if
f,+ M
f\+0,5M
Ъ
frOJAf
Г,-АГ
гг1,ш
rr2,0&f
' fyZfl&T
- fg+mr
-г2+лг
- ffQW
h
- Гг-9Ж
-гг-М
- Г2-1,5АГ
HJCT
- Гг-2,Ш
Гг-ЗЛАГ
fsu
t,
/Ч1
i VS
S;
o/r
0,3
ал
К"—/j os 0,6
4
у
,/
Рис. 7.12. К анализу действия АЧР и ЧАПВ на реле РЧ-1 при асинхронном
режиме
приемлемым во всех случаях, менее точно при минимальном
времени срабатывания реле /р = 0,15 с и одновременно большой
разности частот А/>5 Гц (в остальных случаях при /р = 0,3 и
0,5 с и любой Д/, а также при любом tp и Д/< 5 Гц точность
этого допущения выше).
На рис. 7.12 построены те же зависимости мгновенного
значения частоты во времени, что и на рис. 7.12, в, но по оси
абсцисс отложены доли одного периода 7^ асинхронного
режима, с:
1
1
т — 2п —
(7.37)
а по оси ординат—мгновенное значение частоты в точке AfA в
асинхронном режиме. Кривые на рис. 7.12 позволяют графи-
чески оценить работу реле частоты и всего устройства АЧР или
ЧАПВ при асинхронном режиме в двухмашинной схеме.
При U1 <0,5 срабатывание реле частоты определяется
следующими соотношениями. Если в течение двух последова-
тельных циклов асинхронного режима время 2tu в течение
которого выполняется условие fA<fycr, превосходит время
срабатывания реле /р, то реле замкнет свои контакты; если
2t1<tp, реле срабатывать не будет. Если реле замкнуло свои
контакты, но время возврата реле tB больше времени t2, в
260

течение которого мгновенное значение частоты становится
выше /уст, то реле не успеет разомкнуть свои контакты и будет
держать их постоянно замкнутыми; если же la<t2, то реле
частоты будет периодически замыкать и размыкать свои
контакты. При U1>0,5 реле сработает, если tp<tlt и будет
держать свои контакты постоянно замкнутыми, если tB>2t2;
при tp<t1 и tB<2t2 реле будет периодически замыкать и
размыкать свои контакты. Естественно, что если в течение всего
периода Тя>р fA<fy„, то реле держит свои контакты постоянно
разомкнутыми.
Если реле частоты в соответствии с приведенными выше
условиями держит свои контакты постоянно замкнутыми, то
все устройство АЧР сработает при любой выдержке времени, а
устройство ЧАПВ срабатывать не будет; если же контакты реле
частоты постоянно разомкнуты, срабатывания АЧР не происхо-
дит, а устройство ЧАПВ (на ранее уже сработавших очередях
АЧР) будет работать; при периодических замыканиях и
размыканиях контактов реле частоты срабатывание АЧР
произойдет только в том случае, если 2tl>tp+t„B (при f/^0,5)
или tl>tp+t&B (при U1>0,5), а срабатывание ЧАПВ теорети-
чески произойдет при t2>tp + tpB (при Ux <0,5) или 2t2>tp+tpB
(при Ut >0,5). Поскольку для ЧАПВ ;рв>10с, то практически
можно считать, что срабатывание ЧАПВ происходит только
при постоянно замкнутых контактах реле частоты.
Реле частоты и устройства АЧР, установленные вблизи
электрического центра качаний, в принципе могут срабатывать,
если их уставка по частоте /уст выше частоты в этой точке
0,5 (Д +f2\ Однако при снижении напряжения до 10—15 В
возможно вступление в действие устройства блокировки о г его
ложной работы при исчезновении напряжения, предотвращаю-
щего его срабатывание.
На рис. 7.13 построены экспериментальные области срабаты-
вания устройств АЧР и ЧАПВ на базе реле РЧ-1, полученные
при исследовании устройств на специализированной вычисли-
тельной машине «Дельта». Графические расчеты, выполненные
по приведенной выше методике, дали удовлетворительное
совпадение с результатами экспериментов. Полученные области
как качественно, так и количественно близки к аналогичным
областям для устройств на базе реле ИВЧ. В то же время в
отличие от них при малых выдержках времени (t + tp в<0,25 с)
и Ul>0,6 возможно срабатывание устройства АЧР, даже если
обе частоты fx и /2 выше /уст. Это хорошо объясняется и
кривыми рис. 7.12. Устройства ЧАПВ срабатывают только в
тех зонах, где реле частоты держит, свои контакты постоянно
замкнутыми (рис. 7.13).
В отличие от областей для устройств АЧР на базе реле ИВЧ
в силу практической независимости уставки срабатывания реле
261

/?=/Вет±Л,Гц
V+*
V+f
'уст
%т~г
4JCT *
'//7///У7/////к/////7/.
•777777/.
777.
v////;A>/7t>$,
^
^ = f4=T-?r4.
777777^777777,
7#?.
777777/77777^
АЧР срабатывает
//У//у/ ///у///\//////)(7/Уу>//; /УуутА
■4WHcT-fni
1
/ИЯ яе срабатывает
=4
■/y//^//////i'///y//^'//////y/////A
S777Z
^г = /у"+?г^
УЛУХЛ гЛ-УЛУ >//////,
АЧР срабатывает-
^
')(/////;\>,
Г7777?Т77Х777р777?7*77у777? 7777777,
*г = у,+,?Гц
'///////,
0,1 0,2 0,3 Oft 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 Щ
В)
Vf =^аст±Л,Гц
^уст+г
'аст
уст л
'уст т
777777, '777777/ 777777,
777777,77777777777777X77777777777,
/ •
ff = 'LcT~'Jru.
Г
^
^г=^ст-^Ги,"
-АЧР срабатывает
'77777777,77777^
УУУУ/У/ /УУ//// 'УУУ///\///у/// //У/,Л
/у/////
/////'УУУ/z/h
^
'//////)(/
'//////, ///////У//////, ////.
^ист-^Гц
"^
^
J
ЛтУ we срабатывает
*Ь
^2.<'^вт
>У/У, W/W> ЛЛ^ЛУ. УУЛУ.
^
/
fz=V+^
у;/;77/,
-АЧР срабатывает
777777 777777,7777777/
'/\//////\/.
r////fy/y4///)(//////A//////,w////,
У/7/77/
в? 0,2 0,3 Oft 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 Щ
')
Рис. 713. Области срабатывания АЧР при асинхронном режиме (полупровод-
никовое реле частоты РЧ-1):
а—Г„ = 0,!5с, /„, = 0, 6—<р+(р>.=Т>,5с, « —*„+*„,.>! с
262

РЧ-1 от напряжения области на рис. 7.13 неизменны при любых
U=U1 + U2>15 В. Как и для устройств на базе реле ИВЧ,
можно практически не считаться с переменной составляющей
скольжения генераторов и проводить графический анализ
работы устройств на базе РЧ-l по зависимостям на рис. 7.12,
построенным только с учетом среднего скольжения генера-
торов.
Анализ действия устройств на базе реле РЧ-1 в много-
машинных асинхронных режимах принципиально может быть
также выполнен графически, однако для этого предварительно
необходимо рассчитать и построить зависимость fA"=q>{t) в
точке подключения устройства.
Синхронные качания. Как и для асинхронных режимов,
анализ работы устройств может быть выполнен графически по
зависимостям sA = <p(t) [/д = ф(*)], аналогичным изображенным
на рис. 7.6 и 7.7 и построенным для конкретного значения Р12.
Как и в асинхронном режиме, при данном местоположении
устройства (значении t/j) реле частоты будет срабатывать, если
время tx, в течение которого мгновенное значение частоты
будет ниже уставки, превосходит i' а устройство АЧР—если
t1>tp + tpB. Устройства АЧРП и ЧАПВ, имеющие выдержки
времени ' более 5 —Юс, при любых периодах синхронных
качаний срабатывать никогда не будут.
Эксперименты по анализу действия реальных устройств при
синхронных качаниях дали результаты, близкие к тому, что
были получены для устройств на базе реле ИВЧ, и приведены
выше. Как и для устройств на базе реле ИВЧ, для отстройки от
излишнего срабатывания устройств АЧР1 на базе реле РЧ-1 при
синхронных качаниях достаточно выдержки времени не более
0,2 —0,25 с.
7.6. Автоматическая частотная разгрузка
как средство ресинхронизации
При нарушении устойчивости дефицитного района (энерго-
системы) и применении НАПВ или ручного несинхронного
включения линий АЧР может являться одним из эффективных
мероприятий, обеспечивающих ресинхронизацию (естественно,
если кратковременный асинхронный режим допустим).
Эффективность АЧР как средства ресинхронизации иллюст-
рируется рис, 7.14 [44]. На рис. 7,14, а, б в качестве примера
приведены осциллограмма ресинхронизации дефицитного райо-
на в результате действия АЧР и кривая изменения частоты в
переходном процессе, построенная по осциллограмме. Район
состоял из трех тепловых электростанций суммарной мощ-
ностью около 90 МВт, нагрузка района 120 МВт, переток из
крупного энергообъединения 30 МВт. Нарушение устойчивости
263

Ьк=Щс. 115КВ ЧОкВ
5c
Рис. 7.14. Ресинхронизация дефицитного района после действия АЧР:
й—осциллограмма процесса ресинхронизации; б—кривая изменения частоты в перекидном
процессе, в—запись процесса нарушения статической устойчивости и ресинхронизации
дефицитного района регистрирующим частотомером
района произошло в результате затянувшегося короткого
замыкания. Во время асинхронного хода сработали несколько
первых очередей АЧР1 (с уставками 48—48,5 Гц, 0,5 с) суммар-
ным объемом около 30 МВт, что после девяти циклов
асинхронного режима на девятой секунде обеспечило втягивание
района в синхронизм.
На рис. 7.14, в приведена кривая изменения частоты после
нарушения статической устойчивости по связи между другой
дефицитной энергосистемой и крупным энергообъединением.
Действие АЧР1 и АЧРИ в асинхронном режиме позволило
приблизительно через 30 с восстановить частоту и обеспечить
ресинхронизацию.
264

Ниже приводится методика расчета АЧР по условиям
ресинхронизации при асинхронном режиме в схемах, которые
могут быть сведены к двухмашинной (таких случаев боль-
шинство). Поскольку на ресинхронизацию в многочастотных
асинхронных режимах обычно не ориентируются, а производят
разделение энергосистем на несинхронно работающие части,
вопрос расчета АЧР для этих режимов не рассматривается.
При допустимости кратковременного асинхронного режима
двух энергосистем (частей энергосистемы, районов, электро-
станций) могут быть выполнены приближенные расчеты объе-
мов АЧР, необходимых по условиям ресинхронизации. Как
правило, мощность дефицитной энергосистемы (района) значи-
тельно меньше мощности всего энергообъединения, поэтому
при расчетах можно не учитывать изменения частоты избыточ-
ной (передающей) части энергообъединения.
Рассматриваемая энергосистема (район) может быть пред-
ставлена эквивалентным генератором, замещенным ЭДС Е\ за
переходным реактивным сопротивлением х'Л1 и работающим
несинхронно по электрической связи с энергообъединением
большой мощности 2 (см. рис. 7.1). Условие ресинхронизации в
этом случае может быть записано следующим образом:
*ср<^ (7-38)
где 5ср—среднее установившееся в асинхронном режиме сколь-
жение дефицитной энергосистемы, отн. ед.; яаоп—среднее
допустимое (по условию ресинхронизации) скольжение дефицит-
ной энергосистемы, отн. ед.
Значения scp и saon могут быть рассчитаны следующим
образом (все величины, за исключением Xj, которая выражена в
секундах, в. относительных единицах, за базисную мощность
принята суммарная полная мощность генераторов дефицитной
энергосистемы):
5доп = 5,65-10-2 /^, (7.40)
где Ри—собственная мощность дефицитной энергосистемы;
Р,г—мощность турбин дефицитной части, не имеющих резерва;
PTi—мощность турбин дефицитной части, имеющих резерв;
Р,с—асинхронная мощность; Р12—взаимная мощность;
аг,—приведенный к базисной мощности статизм АРЧВ турбин
дефицитной части, имеющих резерв мощности.
Величина Р12 может быть рассчитана по следующему
выражению:
265

Pii=^. (7-41)
где Zi2:=r12+jx12 — взаимное сопротивление.
Асинхронная мощность может быть приближенно рассчи-
тана по следующей формуле:
P^(^j UlPaatWM, (7.42)
где /"ясном равна 1,5—2 отн. ед. при преобладании в дефицитной
энергосистеме тепловых станций, 0,4—0,5—при преобладании
гидростанций с генераторами без успокоительных контуров и око-
ло 1 для гидрогенераторов с успокоительными контурами. При
Хг ,*'>10 величиной Рлс практически можно пренебречь.
При выпадении из синхронизма дефицитная энергосистема
тормозится под воздействием мощности Р1г, которая определя-
ется мощностью нагрузки (причем в асинхронном режиме на
дефицитную энергосистему приходится только ее часть, тем
меньшая, чем ближе электрически нагрузка к шинам передаю-
щего энергообъединения) и активными потерями в сети Рпот.
Мощность, потребляемая нагрузкой в асинхронном режиме,
зависит от многих факторов: состава нагрузки, характеристик
приводимых механизмов, размещения нагрузки, настройки ее
защит, длительности цикла асинхронного хода и т. д. Точный
расчет мощности узла нагрузки в асинхронном режиме требует
детального анализа его работы. Для приближенных расчетов
ресинхронизации, как показано в [49], могут быть приняты
следующие допущения. Если нагрузка в точке А (см. рис. 7.1)
замещается при расчете постоянной мощностью Рш = coast, то
PllKP'n + PBaT*J^ + ^. (7.43)
Если нагрузка в точке А замещается при расчетах постоян-
ным сопротивлением ZH = const, то
Pn-5pi, (7.44)
где Zn = ru +jХц— собственное сопротивление дефицитной
части.
Замещение нагрузки постоянной мощностью, в большинст-
ве случаев дающее определенный запас в объеме АЧР,
целесообразно применять в расчетах, если в энергосисте-
ме (районе) преобладает двигательная нагрузка и минима-
льное напряжение в узлах нагрузки в асинхронном режиме
UmlH>0,5Umu, где
266

@ CZZh-
т-г+jxi
s«=Pw+ja«
V
£"
1,6
1,2
0,5
ОЛ
тн.'еЗ.
xz'0,5-
/
У
73
W
' V
^и'4,ъ
/
/
^
>
0,7
/
fc
0,7
0,5
О 0,4 0,8(,2Ри,отн.&
^.о'тн.ёа.
2,0
1,6
1,2
0,8
Of
/м,о/
-г-0,5/
L
Г
j
р
%
_
4r
V] ]Л
*v
\
*s
/л
/J,
1
0,5
1,07
/
А
У.
■—7
Р±
\и=о,г
= 1,0
s
og.
V
/
0,3
0,5
0 0,4 0,8 Г,2/},,отн.еЭ.
6)
Рис. 7.15. Зависимость собственной мощности дефицитной энергосистемы от
значения нагрузки и ее расположения, Рп = <р(Ря) (rz=ri+r1; xz=xt+x2;
2S=21+Z1; cosq>„=0,9; £"1 = 1,15>: a-rJx^Q; б-гг1 хг=0,6; Z„=
= Ua!S„=const; PH=const
u„
■■Ui-U^E'i-
~Un
При преобладании статической нагрузки (печи сопротивле-
ния, освещение и т. д.), а также при любом виде нагрузки и
^rmi«<0,5f/1IOM целесообразно- при расчетах ресинхронизации
замещать нагрузку постоянным сопротивлением:
Г/2
ZB= -±(cos<pB+ysin<pH)=const.
(7.45)
Следует обратить внимание на то, что Pit существенно
увеличивается при наличии линий с большим активным
сопротивлением из-за потерь мощности, что особенно харак-
терно для линий напряжением НОкВ и ниже (рис. 7.15).
Для передающей энергосистемы большой мощности f2 =
=/0 «const, тогда частота дефицитной энергосистемы, Гц,
267

/i*/o(1-'«p)- (7-46)
Если несинхронно работающие энергосистемы имеют соиз-
меримые мощности, то следует принимать во внимание
изменение частоты и в передающей (избыточной) части энерго-
системы.
Для оценки условий ресинхронизации прежде всего необхо-
димо проверить условие (7.38) без учета срабатывания АЧР.
Если условие ресинхронизации выполняется, то в отключении
нагрузки от АЧР для ресинхронизации нет необходимости (она
может быть использована, например, для сокращения длитель-
ности асинхронного хода). Если условие ресинхронизации (7.38)
не выполняется, то может быть целесообразным отключение
части нагрузки от АЧР. Для этой цели необходимо определить,
какие очереди АЧР (с какими уставками и в каких узлах
расположенные), выбранные по условиям ликвидации дефици-
тов, будут срабатывать при асинхронном режиме.
Для устройств АЧР, расположенных на различных подстан-
циях, в эквивалентной двухмашинной схеме по (7.4) должна
быть определена величина Uv Затем, зная для различных
очередей величины ft и /2, Uu fy„, tps, по кривым рис. 7.11 и
7.13 можно определить, будут ли' они срабатывать при
асинхронном режиме или нет. Если какие-то очереди АЧР
срабатывают, производится оценка мощности подключенных к
ним нагрузок и с учетом отключения этих нагрузок проверяется
условие ресинхронизации (7.38).
Если мощность нагрузок, подключенных к очередям АЧР,
срабатывающим при асинхронном режиме, недостаточна для
ресинхронизации, то может быть рассмотрен вопрос об увеличе-
нии числа срабатывающих очередей путем изменения уставок
(Лет и ?р,в)' или их местоположения5 или того и другого
одновременно. Если с помощью очередей, выбранных по
условиям ликвидации дефицита мощности, обеспечить результи- -
рующую устойчивость не удается, может быть рассмотрен
вопрос об установке дополнительных очередей, уставки и
значения мощностей которых должны обеспечить выполнение
условий ресинхронизации.
При корректировке параметров АЧР по условиям ресинхро-
низации или при установке по этим условиям дополнительных
очередей АЧР следует следить за тем, чтобы действие этих
устройств не нарушало правильности работы АЧР при пониже-
нии частоты без возникновения асинхронного режима. Напри-
мер, если по условиям ресинхронизации необходимо обеспечить
частоту в дефицитной части системы более 49 Гц (выше уставок
АЧР1 и АЧРИ), то может потребоваться подъем уставок АЧР
по частоте выше принятых верхних пределов. Простой подъем
уставок по частоте делать нецелесообразно, поскольку такие
очереди при синхронной работе энергосистемы будут срабаты-
268

вать раньше всех остальных очередей и отключать нагруз-
ки при допустимых уровнях частоты. Для этой цели, как и
для обеспечения действия АПВУС, целесообразно приме-
нять схемы с автоматическим подъемом уставок возврата
АЧРИ при их запуске, а также схемы с запуском или
изменением уставок срабатывания АЧР1 и АЧРП по факту
асинхронного режима.
Следует отметить, что применение АЧР как средства
ресинхронизации наиболее эффективно, если дефицитная энерго-
система связана с энергообъединением линиями с незначитель-
ным активным сопротивлением (линии напряжения 154 кВ и
выше). В этом случае отключение части нагрузки от АЧР может
существенно улучшить условия ресинхронизации (при отключе-
нии части нагрузки существенно снижается величина Ptl,
рис. 7.15).
При больших активных сопротивлениях линий (линии
напряжением 110 кВ и ниже, имеющие гд/хд^0,3^-0,4) потери
активной мощности в асинхронном режиме могут быть
значительными, в результате этого в ряде случаев отключение
даже существенной части нагрузки может не обеспечить
успешной ресинхронизации. В этих условиях ориентация на
АЧР как средство ресинхронизации может оказаться нецелесо-
образной и более эффективным мероприятием (приводящим к
меньшему объему отключаемой нагрузки) может быть автома-
тика, разделяющая несинхронно работающие части с последую-
щей работой АЧР в отделившемся районе. Автоматика
ликвидации асинхронного режима (АЛАР) в этом случае
должна выполняться с минимальной выдержкой времени.
В качестве примера можно привести случай нарушения устойчивости
дефицитного района, описанный в гл. 3. Из-за большого активного сопротивле-
ния линии 110 кВ (длина около 100 км) при возникшем асинхронном режиме
активные потери в ней составили около 50% генерируемой мощности района,
или около 20% его нагрузки. Наличие таких больших потерь существенно
снизило эффект от действия АЧР и послужило при отсутствии автоматики
ликвидации асинхронного режима одной из причин развития аварийной
ситуации.
Особое внимание должно быть обращено на случаи, когда в
дефицитном районе велика мощность СК (более 30—40%
мощности генераторов). Дополнительные потери в активных
сопротивлениях линий электропередачи в асинхронных режимах
за счет токов СК ухудшают условия ресинхронизации [70].
В подобных случаях, как правило, целесообразно временно
отключать СК (или снимать их возбуждение) с их повторным
включением после ресинхронизации, при этом выдержки време-
ни АЧР и автоматики, отключающей СК, должны быть
соответствующим образом согласованы.
Цела устройства АЧР в асинхронном режиме срабатывают и
после отключения нагрузки ресинхронизация обеспечивается,
269

длительность асинхронного режима с определенным запасом
может быть рассчитана по выражению
(7.47)
где A/>11 = /,U(6ejA4P)—P{iicA4r)—изменение собственной мощ-
ности дефицитной энергосистемы в результате действия АЧР,
отн. ед.; sep—среднее установившееся скольжение при отсут-
ствии АЧР, отн. ед.
Для более точного расчета длительности асинхронного
режима необходимо построить зависимость изменения скольже-
ния (частоты) дефицитной энергосистемы во времени я =(p(f)
при работе АЧР [70].
Действие АЧР как средства ресинхронизации целесообразно
сочетать с другими мероприятиями по ликвидации дефицита,
такими, как мобилизация резервов на тепловых электростан-
циях, частотный пуск гидрогенераторов, перевод генераторов из
режима СК в активный режим, отключение СК, а в ряде
случаев—частичное снижение возбуждения генераторов для
снижения нагрузки дефицитного района [49] и др.
Если расчеты показывают, что ресинхронизация успешно
выполняется и без применения АЧР и отключение нагрузки при
асинхронном режиме было бы излишним, то уставки и
размещение очередей АЧР, выбранных по условиям ликвидации
дефицитов, могут быть скорректированы таким образом, чтобы
эти очереди при асинхронном режиме не срабатывали.
Пример. В объединенной энергосистеме (рис. 7.16), состоящей из тепловой
электростанции и энергосистемы большой мощности, на подстанциях Л. В и С
установлены очереди АЧР со следующими уставками и объемами разгрузки:
на ПС А. /^ =48,5 Гц, ^,=0,5 с, ^ = 10 МВт; /„=48,5 Гц, tA1=15c,
Рл1 = ЮМВт,
на ПС В., /В1 =46,8 Гц, Гв1=0,5с, РВ1 = 16МВт; fB2 =46,5 Гц, /м = 0,5с,
Р„ = 24МВт;
^Я& ПС С- /С1=47,6Гц, гС1=0,5с, РС1=5МВт; /С2=48,5Гц, гС2 = 10 с,
РГ2 = 12МВт.
*;
J0.02 ПС П
J0,0Z
ZO+jW
пев
■100+рО
J0.03 \Пс С г=;0,5
•30+J15 о-
£,Ч/77 ■
Й.Г5+ТДЛ51 - v-'
0,15+jW51
Система
z=0,15+j0,85
Ue=1,1
'.г =0,65+j0,32
5)
Рис. 7.16. К расчету условий ресинхронизации:
а—принципиальная схема энергосистемы; б—схема замещения
270

Все очереди выполнены на базе индукционного реле частоты ИВЧ-3.
Параметры электростанции следующие: 5„„ = 117,5 MB-А (1 отн.ед.);
Рт = 100 МВт (0,85 отн.ед.); резерв мощности отсутствует; х^ = 10 с; Р,с,яок1 = 2 отн.
ед. Параметры сети (приведенные к S„OM электростанции) и нагрузки указаны на
схеме, кя = 2,5.
Возможен асинхронный режим электростанции относительно энергосисте-
мы. Требуется определить условия ресинхронизации и оценить параметры АЧР
по условиям результирующей устойчивости.
Расчет исходного электрического режима дает значение £'=1,07. Схема на
рис. 7.16,а может быть приведена к эквивалентной (рис.7.16,6). Минимальное
напряжение на нагрузке в асинхронном режиме
х, х, 0,85 0,3
^'х^г^г^ш^-^ш^^504-
Поскольку Umin>0,5, замещаем нагрузку при расчетах ресинхронизации
постоянной мощностью, тогда
Ря-Р'ж+Рт; i»:-150-~—=П1МВт (0,94отн.ед);
Еггг 1,072-0,15
= Zl ~ 1,19
2 -0,121;
/>,, =0,945+0,121 = 1,066;
Z.Z2 0,3 (0,15 +/0,85) ю,.
Z12 = Z1 + Z2+^=;0,3 + 0,15+>0,85+y ' * ' ..' -i=l,3e^a ;
ZH 0,64+70,32
E'UC 1,07-1,1 ЛЛЛ„
PI2=—^=^——=0,907;
Z12 l,i
Р.М^-Уи}Р^=1~) U2 2=0,05
^zl2,
Проверяем условия ресинхронизации при отсутствии АЧР:
Рп-Рт-РК 1,066-0,85-0,05
Рцкж 1,066-2,5
= 0,0625(6,25%);
-2 / L£_c/:c.in-2 '
„ = 5.65 • 10 \ /—^=5,65- НГ\ /——=0,017(1,7%). "
Поскольку Scp.yeT>s<v.m> ресинхронизация без применения АЧР не обеспечи-
вается. Определим, будут ли очереди АЧР, установленные на подстанциях А, В,
С, срабатывать при асинхронном режиме.
Частота энергосистемы большой мощности/2=50 Гц. Частота дефицитно-
го района
А =Л0 ~ Vrcr)=50(l -0,0625)=46,875 Гц.
Для всех очередей АЧР, установленных на подстанциях А, В, С, можно
считать
х2 ' 0,85
и,ыЕ' —=1,07 =0,79.
1 хг+хг 0,3+0,85
Для очереди АЧР1 на ПС А с уставкой fA1 =48,5 Гц частоту /2 = 50Гц
271

можно записать как f2=fA1+1,5 Гц, а частоту /i—46,875 Гц как fy =
=fA1~ 1,625 Гц, Из областей на рис. 7.11,6 видно, что при С/1=0,79, гЛ1=0,5 с и
таких значениях fL и /2 эта очередь АЧР1 сработает. Сработает и очередь АЧРП
на ПСА, имеющая ту же уставку по частоте, но уставку по времени 1Л2 = 15 с
(см. рис. 7.11, в).
Аналогично для очереди АЧР1 на ПС В с уставкой У)ц=46,8 Гц, /2 =
=/В|+3,2 Гц; Л=/В1+ 0,075 Гц. Как видно из рис. 7.11,6, при 1/х=0,79 и
f»i =0,5 с эта очередь не сработает. Не сработает и очередь АЧР1 на ПС £ с
уставкой 46,5 Гц. Для очереди АЧР1 на ПС С с уставкой /С1=47,5 Гц
/2=/с1+2,5Гц; /i=/ci -0,625 Гц. При fcl=0,5c и f/, =0,79 эта очередь
сработает (см. рис. 7.11,6). Сработает и очередь АЧРП на ПС С.
Таким образом, в асинхронном режиме сработают очереди АЧР1 на ПС А
и С и очереди АЧРП на этих же подстанциях (если к моменту их работы
частота еще не восстановится). Суммарная мощность, отключаемая очередями
АЧР1, составляет 15 МВт.
Оценим, происходит ли ресинхронизация после действия АЧР1 на ПС А и
С. После их работы остается нагрузка
^„=150-15=135 МВт;
Р'»= l35nac',m= 10° МВт(0,85 отн.ед.);
Роот = 0,121; i>u = 0,85+0,121 =0-,971; P,c«0,05;
0,971-0,85-0,05
0,971-2,5
-=0,029(2,9%),
т.е. после действия АЧР1 частота восстановится до^=50(1 — 0,029)=48,55 Гц.
Поскольку «ср.ует^вр.дм» после работы только АЧР1 ресинхронизации не
произойдет. Дефицитная энергосистема может втянуться в синхронизм только
после действия очередей АЧРП, т.е. через 12—18с после возникновения
дефицита. Если ориентироваться на ресинхронизацию только после работы
АЧРП, необходимо проверить, сработают ли эти очереди после срабатывания
очередей АЧР1 (предоставляем возможность читателю самостоятельно пока-
зать, что не сработают). Для их срабатывания необходимо обеспечить
изменение уставок возврата АЧРП до значений, обеспечивающих ресинхрониза-
цию (49,5—50 Гц). Суммарный объем АЧРП составляет 22 МВт.
Проверим, произойдет ли ресинхронизация после действия этих очередей.
Значение оставшейся после работы АЧР в асинхронном режиме нагрузки
^н = 150-37=113МВт;
/>',= Ш0Т5+13=83 МВТ (0,7' отнед>;
0,831-0,85-0,05
s"-'"~ 0,831-2,5 '
Поскольку Р11<РТ+РЛС, ресинхронизация после действия АЧР обеспечи-
вается.
При необходимости для ускорения ресинхронизации только за счет
действия очередей АЧР1 можно несколько поднять уставку ао частоте очереди
АЧР1 на ПС В с 46,8 до 47,5—47,7 Гц, что обеспечит ее срабатывание. Тогда
суммарная мощность, отключаемая очередями АЧР1, составит 31 МВт, а
оставшаяся после работы АЧР1 нагрузка
272

PL=11<>
Рн = 150-31 = 119МВт
0,85
МВт (0,75отн.ед.);
0,3+0,85
Рвот = 0,121; Рг1 =0,75+0,121 =0,871; Р.^0,05.
Поскольку Р11<РТ+РК, ресинхронизация обеспечиваегся.
Глава восьмая
НЕКОТОРЫЕ СПЕЦИАЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ АЧР
8.1. Снижение частоты в энергосистеме с преобладанием
гидрогенераторов
При наличии на агрегатах вращающегося резерва изменение
частоты при возникновении дефицита мощности происходит по
экспоненциальному закону с наличием гармонических состав-
ляющих (см. § 1.9). Если этот резерв сосредоточен на тепловых
электростанциях, турбины которых имеют быстродействующую
систему регулирования частоты вращения (постоянная времени
системы регулирования турбины ts«0,5 с), то наименьшее
значение частоты в переходном процессе мало отличается от
установившегося значения (см. рис. 1.32). Процесс имеет иной
характер, если основная часть вращающегося резерва сосредо-
точена на гидростанциях. Этот резерв при снижении частоты
реализуется гораздо медленнее, поскольку система регулирова-
ния частоты вращения гидротурбин имеет большие постоянные
времени. Если постоянная времени системы регулирования
f,ru,
<ib
47
'tS
ИЙ
0 2
10
14
/8
22
2Bt,C
Рис. 8.1. Изменение частоты в системе из гидрогенераторов с различными
параметрами системы регулирования при наличии на них вращающегося
резерва (АРГ=0,5, аг=0,04):
1 — Tjs=5c, т,=5с, шодромный механизм отсутствует; 2—v=5 с, т,=5 с, изодромныа
механизм включен; 3—х/=10с, т,=5с, изодромнын механизм отсутствует; 4—т,= 10с,
г, = 5 с, изодромнын механизм включен
18- 2860
273-

турбин ТЭС на порядок меньше постоянной механической
инерции агрегата, то у агрегатов ГЭС эти величины соизмери-
мы (ts«5-h7c, ттг«5^-10 с). В результате этого даже при
наличии на гидростанциях вращающегося резерва частота
может кратковременно снижаться до уровней, вызывающих
срабатывание АЧР.
На рис. 8.1 в качестве примера показаны зависимости
изменения частоты в энергосистеме с гидрогенераторами при
наличии на них вращающегося резерва, превышающего возни-
кший дефицит мощности [33]. Как видно из рисунка, наиболь-
шее снижение частоты наблюдается при наличии в системе
регулирования гидротурбин изодромного механизма. Чтобы
быстрее мобилизовать резервную мощность гидроагрегатов и
избежать глубокого снижения частоты, целесообразно на
гидротурбинах исключать из работы изодромный элемент
регулятора частоты вращения на длительное время при его
работе в нормальном режиме или временно при снижении
частоты. Несколько уменьшая снижение частоты, исключение
изодромного механизма тем не менее не может полностью
устранить снижения частоты до уставок АЧР. Поэтому сраба-
тывание устройств разгрузки при сосредоточении вращающего-
ся резерва в основном на ГЭС возможно. Для восстановления
питания потребителей, излишне отключаемых в таких режимах
устройствами АЧР, необходимо выполнить на них ЧАПВ.
Следует отметить, что в связи с ростом удельной мощности
тепловых электростанций в общем балансе подобные режимы
возникают сравнительно редко. Они наблюдались, как правило,
в отдельных изолированных районах и энергосистемах, где
основная часть мощности вырабатывается гидростанциями.
8.2. Снижение частоты при коротких замыканиях
Короткие замыкания в небольших по мощности изолиро-
ванных энергосистемах или районах сети 6—35 кВ (а в
отдельных случаях и 110 кВ), обладающей значительным
активным сопротивлением, могут приводить к снижению
частоты. В ряде случаев такое снижение частоты может
сопровождаться срабатыванием АЧР.
При КЗ из-за снижения напряжения в узлах происходит
некоторое снижение нагрузки потребителей, но из-за возраста-
ния токов увеличиваются активные потери. Если рост потерь
превышает снижение мощности нагрузки, на генераторы проис-
ходит наброс мощности (при отсутствии резерва генерирующей
мощности или его малом значении) и снижается частота в
энергосистеме (районе).
Значение снижения частоты при КЗ определяется возникаю-
щим дефицитом мощности и длительностью КЗ, т. е. временем
274

действия защиты. Наибольший дефицит мощности, как прави-
ло, возникает при КЗ в основной сети (110 кВ и выше), но
поскольку в основной сети устанавливается быстродействующая
защита, частота не успевает снизиться до уставок срабатывания
АЧР.
Наибольшее снижение частоты происходит при КЗ на
реактированных кабельных линиях 6—10 кВ, поскольку защита
на таких линиях обычно действует с выдержкой времени.
Например, при трехфазном КЗ наброс мощности от потерь в
сетях составит
-* It "Г' К Л К ,
—+гк
где гк и хк — суммарные активные и реактивные сопротивления
цепи КЗ; f/c—линейное напряжение системы.
Активное сопротивление цепи КЗ складывается из сопротив-
лений линий, трансформаторов и переходного сопротивления в
месте КЗ. Оно может изменяться в широких пределах, и, как
следствие, будет меняться и АРЛ. Максимальный наброс
мощности от активных потерь при КЗ будет иметь место при
rt=xK и составит
АЛ«х=^- (8-2)
Если известно значение мощности КЗ
51=^=3/2х1!, (8.3)
то получим, что
ДР, = 5к/2. (8.4)
Во многих случаях снижение активной мощности нагрузок
при КЗ незначительно (особенно при преобладании двигателей),
и в первом приближении для определения наибольшего
снижения частоты им можно пренебречь, полагая APr = APt.
При более точных расчетах необходимо также учитывать
снижение мощности нагрузок (а в ряде случаев и их отключе-
ние) при снижении напряжения. Практически с возможностью
значительного снижения частоты при КЗ из-за наброса актив-
ной мощности вследствие роста потерь следует считаться в
энергосистемах или районах небольшой мощности—200—
300 МВт.
Для предотвращения срабатывания АЧР при КЗ следует
либо снизить уставку срабатывания очередей АЧР1, либо
использовать в данном районе, преимущественно АЧРП. В тех
275

случаях, когда эти мероприятия неприемлемы, необходимо
применять ЧАПВ, восстанавливающее питание нагрузок, отк-
люченных устройствами АЧР во время КЗ.
Прниер. Определить максимальный наброс активной мощности в энерго-
системе за счет потерь при трехфазном КЗ за реактором длительностью 2 с.
Мощность энергосистемы Ря0= 100 МВт, £„=2,5, т1Г=10с, тя = 2с. Параметры
реактора следующие: jcp=6%, Umu=6 кВ, /юи = 600 А.Мощность КЗ на шинах
подстанции 6,3 кВ, к которой подключен реактор, S, = 600 MB ■ А.
Реактивное сопротивление системы, приведенное к шинам подстанции,
*с = V11S,=6,32/600=0,065 Ом.
Сопротивление реактора
U 6000
х =л:.,(отн.ед.) ^-=0,06 _ =0,345 Ом.
л/ЗА™. Уз-600
Мощность КЗ при повреждении за реактором
S;=t/c2/(^c+^) = 6,3/(0,345-t-0,064)=95,5 MB A.
Максимальный возможный наброс активной мощности
A/'« = 5i/2 = 95,5/2=47,75 МВт.
Таким образом, суммарная мощность нагрузки при КЗ составит Рш = Риц+
+Д/'1= 100+47,75 = 147,75 МВт, а дефицит мощности ДРг = Д/»11=47,75 МВт.
Зависимость изменения частоты во времени в период КЗ, используя
выражение (1.90), можно приближенно описать следующим образом:
-»-; "'•" *
1 2,5- 100
12 (
.2(100 + 47.75)1
1-е- =50-6,47 Г1-е-0,4П.
(100+47,75)2,5[ J L J
К моменту отключения КЗ (Г=2 с) частота снизится до /=50 —6,47 х
х(1-<?-°-2В)=48,ЗЗГц.
Следует также отметить, что возросшие потери активной мощности при КЗ
могут являться причиной наброса мощности на энергосистемы или районы,
работающие параллельно с крупными энергообъединения ми, что приводит к
нарушению их устойчивости. Такие аварийные ситуации возникают, как
правило, при отключении КЗ с большими выдержками времени, т. е. при работе
резервных защит. Иллюстрацией такого явления может служить нарушение
синхронизма дефицитного района при КЗ длительностью г, = 1,52с (см.
рис. 7.14). При мощности нагрузки в этом районе 120 МВт потери при КЗ
составили 40—50 МВт. Росту потерь при КЗ способствовала также работа
форсировки возбуждения генераторов дефицитного района. К моменту отклю-
чения КЗ частота снизилась до 48,51 Гц.
8.3. Снижение частоты при отключении подстанций
в цикле АПВ и АВР. Блокировка АЧР
Снижение частоты в отдельных узлах энергосистемы может
происходить не только при местных или общесистемных
дефицитах мощности, но и при временном отключении подстан-
276

Рис. 8.2. Снижение частоты и напряжения на выбеге двигателей:
я—схема подстанции; б—кривые снижения напряжения на выбеге двигателей с различны-
ми приводимыми механизмами после их отключения от сети (экспериментальные данные);
в—кривые снижения частоты в тех же условиях; / — асинхронный двигатель, приводимый
механизм — вентилятор 380 кВт, 980 об/мин к =0,63, Tj = 3,3 с; 2—асинхронный двигатель,
приводимый механизм—мельница 625 кВт, 735 об/мин, /.-,=0,65, т, = 1,9с; 3—асинхрон-
ный двигатель, приводимый механизм—питательный насос 2000 кВт, 2975 об/мин,
fcj=0,48, т,ь=5 с; 4—синхронный двигатель 1080 кВт, приводимый механизм—вентилятор
(повышение напряжения в начале процесса произошло из-за того, что двигатель до
отключения работал с перевозбуждением); г—изменение частоты на зажимах синхронного
компенсатора (расчет)
ций с двигателями или синхронными компенсаторами в циклах
АПВ и АВР. Если, например, питание потребителей на
подстанции (рис. 8.2, а) из-за отключения связи с энергосисте-
мой или трансформатора Т1 теряется, оно может быть через
некоторое время восстановлено действием АПВ линии, транс-
форматора или АВР секционного выключателя. Однако во
время паузы, пока питающая линия или трансформатор
отключены, напряжение на шинах подстанции исчезает не сразу,
а некоторое время поддерживается вращающимися по инерции
синхронными компенсаторами и двигателями. В то же время
частота в этом узле начинает снижаться, поскольку эти
агрегаты постепенно начинают затормаживаться. Вследствие
этого за время паузы потребители, питающиеся от шин
подстанции, могут быть отключены в результате излишнего
действия АЧР.
Изменение частоты на шинах подстанции после ее отключе-
ния определяется значением отделившейся нагрузки и постоянны-
ми механической инерции компенсаторов, двигателей и приво-
димых механизмов. Асинхронные двигатели могут поддержи-
вать напряжение на шинах подстанции выше (0,4-5-0,5) If^ в
277

и,%
80
60
40
so
'f,rn
- чо
- 317
- 20
- w
^
/is
"но
~~^H°
~~~~~~~
tfc
Рис. 8.З. Изменение частоты и напря-
жения на шинах подстанций 110 и
35 кВ с комплексной нагрузкой после
их отключения от энергосистемы
30
25
20
15
10
5
О
3
S2
л
3 Ь
Рис. 8.4
Ь,о
Рис. 8.4. Зависимость скорости изменения частоты на выбеге двигателей или
синхронных компенсаторов от механической постоянной инерции и коэффициен-
та загрузки:
1—к,= \; 2-к, = Ю; 3—к,=0,5
течение времени до 1 с, а синхронные двигатели и компенсато-
ры могут поддерживать напряжение на таком уровне в течение
нескольких секунд.
Как показывают расчеты и эксперименты, с достаточной
точностью в диапазоне снижения частоты вращения двигателей
до 0,8—0,9 номинальной их движение можно считать равномер-
но замедленным, т. е. зависимость изменения частоты вращения
двигателя (частоты, Гц) во времени при прекращении его
питания можно считать линейной и определять по формуле
А/=50
tk.
(8.5)
где ку = Р/Ршам—коэффициент загрузки двигателя; т, = т,д,+
+т,ме1—постоянная механической инерции двигателя и приво-
димого механизма.
На рис. 8.2,6 в качестве примера приведены зависимости
изменения частоты и напряжения на выбеге асинхронных и
синхронного двигателей, приводящих во вращение различные
механизмы, после их отключения от сети.
Изменение частоты на зажимах синхронного компенсатора
после отключения питающей линии также может быть прибли-
женно рассчитано по (8.5). Здесь к3 = Ря/SKOM, где Рп—суммар-
ная мощность нагрузки, оставшейся подключенной к синхрон-
ному компенсатору, и активных потерь в узле; 5Н0М—номиналь-
ная мощность компенсатора. На рис. 8.2, г построены рассчи-
танные по (8.5) зависимости/= ф (0 для синхронного компенса-
тора с т7 = 4с при прекращении его питания. Отметим также,
что на характер изменения напряжения на выбеге крупных
278

синхронных двигателей и синхронных компенсаторов сущест-
венное влияние оказывают режим их работы до отключения
(рис. 8.2, в) и действие АРВ (если они установлены), способст-
вующее поддержанию напряжения на его зажимах при прекра-
щении питания.
При наличии на временно обесточившейся подстанции
комплексной нагрузки, включающей в себя безынерционную
нагрузку (освещение и т. д.), синхронные компенсаторы, различ-
ные виды двигателей и приводимых механизмов, отличающихся
загрузкой, постоянными механической инерции и другими
параметрами, характер изменения частоты и напряжения на
шинах подстанции определяется процессом группового выбега
подключенных к этим шинам агрегатов, зависит от большого
числа факторов и может быть различным (рис. 8.3).
Как видно из рис.8.2, 8.3, на выбеге двигателей и синхрон-
ных компенсаторов могут излишне срабатывать быстродейст-
вующие очереди АЧР1.
Для предотвращения излишних срабатываний устройств
АЧР их выдержка времени должна быть такой, чтобы они не
успевали сработать, пока остаточное напряжение не снизится до
10—30% номинального, при котором реле частоты не будет
срабатывать. Этим условиям в большинстве случаев удовлетво-
ряют очереди АЧРП, поэтому следует стремиться устанавли-
вать на подстанциях, где возможен выбег двигателей и
компенсаторов в паузах АПВ и АВР, устройства этой категории
разгрузки. Однако поскольку подстанций, в состав нагрузки
которых входят двигатели, большинство и, естественно, на них
приходится устанавливать и очереди АЧР1, то этим мероприя-
тием исключить излишнее срабатывание АЧР во многих
случаях не удается.
В практике эксплуатации для предотвращения излишних
срабатываний АЧР в паузах АПВ и АВР, как правило,
применяются специальные блокировки. Такая блокировка мо-
жет быть выполнена по скорости снижения частоты на шинах
обесточившейся подстанции. Используя выражение (8.5), ско-
рость снижения частоты на выбеге двигателя или синхронного
компенсатора в начальной стадии этого процесса [при
ю = (0,8-н1)юном ] можно приближенно рассчитать так, Гц/с:
a = Af(t = 50kJij. (8.6)
Постоянная механической инерции многих двигателей и
приводимых механизмов не превосходит Tj = 5-^-6c, в этих же
пределах находится этот параметр и для СК, коэффициент
загрузки двигателей, как правило, составляет к3 — 0,5-И. На
рис. 8.4 приведены зависимости скорости изменения частоты на
выбеге при различных значениях параметров. Сопоставляя эти
зависимости с зависимостями рис. 2.21, можно видеть, что в
279

+ _ Рис. 8.5. Схема блокировки устройст-
ва АЧР по скорости снижения час-
тоты
большинстве случаев скорость
снижения частоты на выбеге
двигателей и синхронных ком-
пенсаторов существенно боль-
ше, чем при дефицитах мощ-
ности. Только при малых к3 и
больших Xj скорости снижения
частоты на выбеге близки к
скорости снижения, частоты
при больших дефицитах мощ-
ности, которые характерны,
как указывалось выше, в основном для случаев местных
аварийных ситуаций. Таким образом, можно построить блоки-
ровку АЧР, используя существенное различие в скорости
снижения частоты на выбеге двигателей и синхронных компен-
саторов и при дефицитах мощности. Для ряда приводимых
механизмов т, существенно больше (до 30 с). В этом случае
блокировку по указанному принципу осуществить не удается.
Первые предложения по использованию фактора скорости
снижения частоты для целей блокировки излишнего действия
АЧР были сделаны в [3]. Для этой цели было рекомендовано
использовать схему с двумя реле частоты и реле времени.
Позже во ВНИИЭ было разработано более совершенное
устройство блокировки [33 J, которое нашло широкое примене-
ние в энергосистемах. Его принципиальная схема приведена на
рис. 8.5.
Блокировка выполняется с помощью реле частоты KF1, реле
времени КТ1 и промежуточного реле КЫ, включенного через
резистор R. Уставка по частоте реле KF1 блокировки выше, чем
уставка реле частоты KF2 устройства АЧР, и при снижении
частоты сначала срабатывает реле KF1, а потом реле KF2.
При общесистемном дефиците мощности, когда скорость
снижения частоты относительно невелика, реле времени КТ1
успевает замкнуть свой контакт в цепи обмотки реле КЫ,
последнее своим замкнувшимся контактом KL1.2 подготавлива-
ет цепь обмотки реле времени КТ2 устройства АЧР. После
срабатывания реле KF2 и KL2 устройства АЧР замыкается
контакт KL2.2, срабатывает реле времени КТ2, а затем
промежуточное реле KL3, замыкающиеся контакты которого
■дают команду на отключение соответствующих присоединений.
При большой скорости снижения частоты, характерной для
режима выбега двигателей или синхронного компенсатора при
обесточении подстанций, реле KF2 срабатывает вслед за реле
. KF1 до того, как замкнется контакт реле КТ1. Сработавшее
280
рКТ1 р|Ш R
.кп
КТ1
KF2
KL2.1
KL22
и
Ш.2
КТ2
кн
_рктг r-iXLs
0-
Блокировка
устройства.
АЧР
Устройство
АЧР

промежуточное реле KL2 своим контактом KL2.1 через еще
не разомкнувшийся размыкающий контакт реле KL1.1 по-
дает «плюс» оперативного тока на правый зажим обмотки ре-
ле KLI, запрещая срабатывание этого реле (и замыкание
его контакта KL1.2) после замыкания контакта реле вре-
мени КТ1. Тем самым действие устройства АЧР блокируется.
При использовании в качестве реле KF2 полупроводникового
реле РЧ-1 из схемы можно исключить специальное реле
времени КТ2.
Необходимая выдержка времени устройства блокировки
может быть определена следующим образом:
^Лл^Лчг-И^ (8.7)
а
где /бл—уставка по частоте блокирующего устройства; /АЧР—
уставка по частоте устройства АЧР (или наивысшая устав-
ка по частоте, если устройство блокировки выполнено на
несколько очередей АЧР); t3an — время запаса (ориентиро-
вочно 0,2—0,3 с).
Выше при анализе возможности выполнения блокировки АЧР по скорости
снижения частоты сопоставлялось ее значение на выбеге двигателей или
синхронных компенсаторов [примерно постоянное в интервале га=(0,8-^1)о9отм ]
с начальным значением при возникновении дефицита мощности. В данном
случае устройство измеряет среднюю скорость снижения частоты в интервале
между уставками реле частоты ft„ я fA4f. Пря дефиците мощности скорость
снижения частоты в этот период будет меньше, чем в начальный момент. Таким
образом, условия обеспечения селективности блокировки АЧР в паузах АПВ и
АВР облегчаются.
Среднюю скорость в интервале между значениями /бя и /АЧТ (достигаемыми
в моменты времени /, и t2) определим, используя (2.17):
■¥г{е~+е~)
(8.8)
С учетом (1.94) и (1.95) получим
2A/~2/0+/i+/2
о™ = -
*/
Пусть, например, fin=49 Гц,/АЧР=47 Гц, £„=1, т,= 10с. Считая XjXTjIk^
получаем следующие значения средней скорости снижения частоты:
1) АРГ//>ЕО=0,3; Д/=0,3-50/1 = 15Гц;
2 15-2 50+49+47
2) ДР1/РнО=0,7; Д/=0,7-50/1=35Гц;
2-35-2-50+49+47
= 1,3 Гц/с;
20 - =3'9ГЦ/С-
281

■1ШУ
~2ШУ—Г
SFf\
Цепи питания
Повторители
контактов реле
частоты
Цепи
блокировки
по скорости
снижения
частоты
Реле переключения
уставки НИ
Реле времени пере-
ключения на ЧАПВ
АЧР
ЧАПВ
АЧР
ЧАПВ
АЧР
ЧАПВ
АЧР1
АЧРЖ-а
A4PJL-6
РелеЧАПВиАЧР!
Реле АЧРЖ
АН РЕ
ЧАПВ
времени.
J
Рис. 8.6. Схема АЧР с блокировкой по скорости снижения частоты (цепи
блокировки выделены утолщенными линиями)
Блокировка по скорости снижения частоты в принципе
может быть выполнена во многих схемах АЧР, использующих
для очередей АЧРП и АЧР1 два реле частоты или одно реле с
перестройкой уставки. Так, например, если в схеме АЧР
Челябэнерго (см. рис. 6.13) на проскальзывающем контакте реле
времени КТ1.3 выполнить выдержку времени tKTl3 меньшую,
чем время Агдеф снижения частоты от уставки АЧРП до уставки
282

АЧР1 при максимально возможном дефиците мощности, то
замыкание контакта KTJ.3 при замкнувшемся реле KF (уставка
АЧР1) приведет к блокировке схемы.
Блокировка по скорости снижения частоты может быть
выполнена и в типовой схеме Энергосетьпроекта для АЧР с
двумя реле частоты. Вариант схемы АЧР с устройством
блокировки показан на рис. 8.6. Время снижения частоты от
уставки /АЧРП (реле KF2) до /АЧР1 (реле KF1) контролируется с
помощью реле КТЗ, блокировка выполняется на двухпозицион-
ном реле KL6, При снижении частоты на выбеге двигателей или
СК реле КЫ срабатывает после KL2, реле КТЗ не успевает
переключить KL6, в результате этого схема разгрузки заблоки-
рована. При более медленном снижении частоты в результате
возникновения дефицита мощности реле КТЗ успевает срабо-
тать и переключить реле KL6, которое разрешает действие
разгрузки. Возможно такое протекание процесса, когда в
процессе снижения частоты сработает только одна очередь
разгрузки (АЧРП), после этого частота поднимется выше
уставки АЧРП и реле KF1 переключится на уставку ЧАПВ.
Чтобы блокировка работала правильно при повторном сниже-
нии частоты, выдержка времени на проскальзывающем контак-
те КТ3.2 делается меньше, чем на контакте КТ3.1, на значение
длительности возврата KL3, КТ1 и переключения KF1 с
уставками ЧАПВ на АЧР1. Тогда реле блокировки KL6
переключится через замкнувшийся контакт выходного реле
любой из очередей АЧР и проскальзывающий контакт КТ3.2.
Для целей блокировки действия устройств АЧР могут быть
использованы и другие факторы. Например, последовательно с
контактом реле частоты KF устройства АЧР может быть
включен контакт блокирующего реле направления мощности
KW в линии или трансформаторе. Нормально мощность
направлена из энергосистемы по питающей линии и понижаю-
щему трансформатору к шинам, от которых питается нагрузка.
При общесистемном снижении частоты направление мощности
остается неизменным, контакты реле мощности остаются
замкнутыми, тем самым разрешается срабатывание устройств
АЧР. При отключении питающей линии или трансформатора
мощность меняет свое направление (она направлена от синхрон-
ных двигателей к нагрузке, подключенной к питающей линии
или к обмотке среднего напряжения трансформатора) или
становится равной нулю (если синхронные двигатели питают
нагрузку, подключенную к их шинам). В этом случае реле
мощности разомкнет свои контакты, тем самым запрещая
действие устройств АЧР.
Блокировка по такому принципу неэффективна, если по
отключаемой линии или трансформатору питается несколько
узлов нагрузки с синхронными двигателями. В этом случае
283

из-за взаимных колебаний активной мощности между этими
узлами, а также подпитки одного узла от другого при переходе
части синхронных двигателей в генераторный режим блокиров-
ка по изменению направления мощности может не срабатывать.
Аналогичным образом могут быть выполнены и блокировки
по другим факторам (по исчезновению тока в питающей линии
или трансформаторе и т. д.).
Возможно выполнение блокировки АЧР по уровню частоты
на соседней секции шин данной подстанции. Так, если в схеме
на рис. 8.7 вместо контакта реле направления мощности ввести
контакт второго реле частоты, включенного на напряжение
другой секции шин этой подстанции, то при общесистемном
снижении частоты, когда оба реле замкнут свои контакты, АЧР
сработает. Если же, например, произойдет отключение транс-
форматора 77 (рис. 8.2, а) с его последующим АПВ, то АЧР на
секции шин / будет заблокирована, так как на секции шин //
частота при этом снижаться не будет. Выполнение блокировки
по такому принципу, как правило, целесообразно там, где
питание различных групп нагрузок осуществляется по различ-
ным линиям. Так, в схеме на рис. 8.2, а при отключении линии
связи с системой с ее последующим АПВ будет иметь место
одновременное снижение частоты на секциях шин I я II, в
результате чего блокировка по такому принципу окажется
неэффективной. Если бы нагрузка секции шин II питалась по
отдельной линии, то такая блокировка позволила бы исключить
излишние действия АЧР при отключениях каждой из питающих
линий.
8.4. Совместное использование АЧР и АВР
потребителей
В практике эксплуатации наблюдались случаи, когда в
аварийных ситуациях с дефицитом мощности после отключения
потребителей от АЧР восстанавливалось их питание от тех
же генерирующих источников дефицитной энергосистемы или
района в результате работы устройств автоматического включе-
ния резерва. Имели место также неоднократные случаи повтор-
ного ручного включения потребителей персоналом предприятий
на оставшиеся в работе источники питания. Оба эти мероприя-
тия снижают эффективность действия АЧР, затягивают ликви-
дацию аварии, а в ряде аварийных ситуаций приводят к их
тяжелому развитию.
Подобные действия автоматики и персонала еще имеют
место потому, что персонал потребителей часто исходит только
из интересов своего предприятия без учета общего положения и
интересов всей энергосистемы. Такой узковедомственный под-
ход в определенной степени связан с тем, что устройства АЧР
284

лц пц
5йчр\дчр _[_ I ячр Т~
2Р <Р <Р гР
rti—mm
ял пп
Г 1 _
a) № $ м
А ПЦ 5 ПЦ
Рис. 8.7. Схема размещения АЧР и АВР:
а — электроснабжение от одного питающего центра. 6—от питающего центра и
распределительной сети, s-^от двух питающих центров; ПЦ—питающий центр; ЛП—
подстанция потребителя; ОН— ответственные нагрузки
находятся в основном на подстанциях энергосистемы и в
ведении последней, а значительная часть устройства АВР—на
подстанциях предприятий и в их ведении.
Подобное положение требует проведения соответствующей
разъяснительной работы с потребителями электроэнергии. Ра-
ботники предприятий должны четко представлять, что восста-
новление питания потребителей после работы АЧР без учета
условий работы энергосистемы или района в целом может
привести к развитию аварии и погашению значительной части
электростанций и потребителей, в том числе и данного
предприятия.
В соответствии с директивными материалами [54] ручное
включение персоналом нагрузки, отключенной действием АЧР,
на оставшиеся в работе источники питания категорически
запрещено. Сам факт возникновения аварийной ситуации с
дефицитом мощности может быть установлен персоналом по
показаниям частотомера. Для исключения вредного действия
285

АВР после срабатывания АЧР возможны два пути: а) рацио-
нальное размещение устройств АВР и согласование действий
устройств АЧР и АВР [8 ]; б) блокировка действия устройств
АВР при авариях с дефицитом мощности.
На рис. 8.7 показаны принципы размещения АВР и АЧР в
наиболее часто применяемых схемах электроснабжения [8]. В
схеме на рис. 8.7, а, когда потребители питаются от одного
источника, ответственные нагрузки выделены на питающую
линию /, а остальные—на линии 2 и 3. Для резервирования
ответственных нагрузок линии / необходимо, чтобы АВР было
одностороннего действия, а к устройствам АЧР можно подклю-
чить линии 2 и 3. Тогда при дефиците мощности в системе АЧР
отключит наименее ответственные линии 2 и 3, а при
аварийном отключении линии 1 АВР обеспечит питание
ответственной нагрузки. Если в данной схеме установить,
например, АВР двустороннего действия, отключение нагрузки в
необходимом объеме при дефиците мощности может быть
обеспечено только при подключении к АЧР всех трех линий
(иначе после действия АЧР на линиях 2 и 3 питание нагрузок
этих линий будет восстановлено действием АВР). Это приведет
к существенному увеличению ущерба. Установка устройства
АВР одностороннего действия между линиями 2 и 3 даст
возможность подключить к АЧР только одну линию 3 вместо
двух (иначе после действия АЧР на линии 2 питание ее нагрузок
будет также восстанавливаться действием АВР).
На рис. 8.7,6 приведена схема электроснабжения нагрузки от
питающего центра с резервированием по распределительной
сети энергосистемы. В этой схеме неответственных потребите-
лей целесообразно выделить на отдельную питающую линию и
подключить ее под АЧР, а ответственную нагрузку целиком
подключить на секцию, резервируемую по распределительной
сети. Если питающие линии РП, в свою очередь, не подключены
к устройствам АЧР, то АВР можно выполнить не односторон-
него действия, как показано на рис. 8.7,6, а двустороннего.
На рис. 8.7, в показана схема электроснабжения потребителей
от двух питающих центров, что требует установки АВР
одностороннего действия для резервирования ответственных
нагрузок. Вся ответственная нагрузка подключается к линиям,
идущим от питающего центра А, а под АЧР подключается
менее ответственная нагрузка, получающая электроснабжение
от питающего центра Б. Такая схема подключения потребите-
лей и размещения АВР и АЧР является наиболее гибкой.
Установка АВР двустороннего действия, как это часто имеет
место в эксплуатации, существенно ухудшает регулировочные
возможности системы в аварийных ситуациях.
Рассмотрим более сложную схему электроснабжения потре-
бителей, которая приведена на рис. 8.8. В ней две секции ГПП,
286

РП-t
Рис. 8.8. Схема электроснабжения предприятия от двух питающих центров:
А, Б—питающие центры; В—резервный источник питания, АВР*—устройство АВР с
блокировкой по частоте; ОН—ответственные нагрузки
получающие питание от независимых источников питания Л и
Б, резервированы через устройства АВР. Для питания ответст-
венных потребителей, сосредоточенных на РП-2 и РП-3, имеется
также еще одна магистраль от источника В (штриховая линия).
Наиболее рационально важные электроприемники выделить на
отдельные секции РП-2 и РП-3 и выполнить на секционных
выключателях в РП-2 и РП-3 АВР одностороннего действия для
резервирования ответственных электроприемников. Автомати-
ческое включение резерва на секционном выключателе ГПП
также целесообразно выполнить односторонним с действием в
сторону секции, питающей ответственных потребителей на РП-2
и РП-3. Тогда секцию ГПП, питающуюся от центра А, можно
подключить к АЧР. При снижении частоты действием АЧР
будет отключена' наименее ответственная нагрузка, а питание
ответственных потребителей будет обеспечено; таким образом,
с одной стороны, будет обеспечена разгрузка при дефиците
мощности и, с другой стороны, ущерб от отключения потреби-
телей будет наименьшим.
В ряде случаев, особенно когда доля ответственных потреби-
телей велика и их питание осуществляется по большому числу
различных линий, не представляется возможным заменить АВР
двустороннего действия аналогичным устройством односторон-
него действия. Область применения АВР может быть сущест-
287

g^iOi ^мр
Рис 8.9 Принципиальная схема АВР двустороннего действия на секционном
выключателе с блокировкой по частоте:
/—выключатели питающих линий, 2—секционный выключатель, 3—трансформатор
напряжения; 4—реле понижения напряжения, 5—реле времени, 6—указательное реле,
7—отключающее устройство АВР, я—устройство контроля напряжения, °—обмотка
отключения; 10—обмотка включения, И и 12—дополнительные контакты, 13—реле
понижения частоты, 14—промежуточное реле, Л, Б—питающие ценгры, ПП—подстанция
потребителя, ОН—ответственные нагрузки, НН—веотве:сгвениые вагрузки
венно расширена, если выполнить на этих устройствах блоки-
ровку, запрещающую действие АВР при снижении частоты.
Вариант схемы блокировки для АВР двустороннего действия на
секционном выключателе показан на рис. 8.9 [8]. Неответствен-
ные потребители питаются от секции, получающей питание от
щеточника А, и подключены к АЧР, а ответственные—от
секции, получающей питание от источника Б. В условиях, когда
частота в энергосистеме близка к номинальной, схема обеспечи-
вает резервирование обеих секций подстанции. Например, если
исчезнет напряжение на линии, связывающей данную подстан-
цию с источником А, сработает реле понижения напряжения 4.
Оперативный ток для работы схемы подается от трансформато-
ра напряжения секции, получающей питание от источника Б.
При замыкании своих контактов реле 4 секции А запускает реле
времени 5 этой же секции, которое через указательное реле 6
производит отключение выключателя линии, связывающей эту
секцию с источником А. При отключении выключателя он
своими дополнительными контактами замыкает цепь включаю-
щей обмотки секционного выключателя, т. е. производит АВР.
Аналогично схема работает и при исчезновении напряжения на
секции, получающей питание от источника Б.
288

Если возникает аварийная ситуация с понижением частоты в
энергосистеме, то после достижения частотой уставки реле
частоты J3 последнее срабатывает и через промежуточное реле
14 разрывает цепь оперативного тока от трансформатора
секции, получающей питание от источника Б. Таким образом,
АВР выводится из работы. При дальнейшем понижении
частоты и отключении действием АЧР линии, связывающей
неответственных потребителей с источником А, последние не
резервируются из-за вывода АВР. После того как частота в
энергосистеме будет восстановлена, двустороннее АВР вновь
готово к работе. Применение описанной выше блокировки,
например, может дать возможность выполнить в схеме электро-
снабжения на рис. 8.8 АВР на секционном выключателе ГПП
двустороннего действия.
Уставки по частоте устройства АЧР на данном присоедине-
нии /уст и реле частоты устройства блокировки АВР f6a должны
быть согласованы. Автоматическое включение резерва должно
при снижении частоты выводиться из работы раньше, чем
сработает АЧР, т. e.f6a>f Поскольку верхний предел уставок
по частоте устройств АЧР /н = 49,2 Гц, целесообразно прини-
мать /бд = 49,5 Гц.
8.5. Особенности работы АЧР в энергосистеме
с преобладанием ТЭЦ
В энергосистемах и районах с крупными потребителями
тепловой энергии и существенной долей ТЭЦ с турбинами с
противодавлением (типа Р) и турбинами с промышленными
отборами (типа ПТ) протекание аварийных процессов с
понижением частоты и работой АЧР имеет особенности,
связанные со взаимным влиянием режимов работы потребите-
лей тепловой и электрической энергии.
Турбины типа Р работают на коллектор, из которого
осуществляется отбор пара к тепловому потребителю. Работа
таких агрегатов осуществляется по тепловому графику, и
мощность турбины однозначно определяется расходом пара,
отдаваемого потребителю. При работе турбин типа Р на общую
электрическую сеть поддержание частоты в энергосистеме
осуществляется агрегатами других типов, а управление турбина-
ми с противодавлением подчиняется лишь требованиям тепло-
вого потребителя и осуществляется регулятором давления (РД),
поддерживающим постоянство давления отработавшего пара,
идущего к потребителю, и воздействующим на регулирующие
клапаны турбины. Имеющийся на этих турбинах АРЧВ
выполняет только защитные функции, предотвращая недопусти-
мые забросы оборотов при больших сбросах электрической
мощности или отключении агрегата от сети.
289
19-2860

В турбинах типа ПТ регулированию подвергаются два
параметра—частота вращения агрегата и давление пара в
отборе. Как АРЧВ, так и РД управляют регулирующими
клапанами ЧВД и ЧНД, причем при действии АРЧВ клапаны
ЧВД и ЧНД перемещаются в одну сторону, а при действии
РД—в противоположные. При этом осуществляется так назы-
ваемая система связанного регулирования, обеспечивающая
независимость (автономность) регулирования частоты вращения
и давления. Условия независимости регулирования соблюдают-
ся только в пределах изменения режимов, когда регулирующие
клапаны турбины не достигли крайних положений, а муфты
АРЧВ и РД не достигли ограничителей.
При срабатывании АЧР и отключении на предприятиях
приемников электроэнергии происходит нарушение технологи-
ческого процесса. Как следствие этого, сокращается и потребле-
ние пара, причем на ряде предприятий весьма существенно. По
этой причине повышается давление в коллекторах производст-
венных отборов турбин ТЭЦ. Регуляторы давления в отборах
турбин ПТ и на «выхлопе» у турбин Р снижают расход пара
соответственно в отбор и через турбину, стремясь поддержать
давление в коллекторе постоянным. У турбин ПТ это приводит
к загрузке части низкого давления и увеличению расхода пара в
конденсатор. В результате их мощность остается практически
неизменной. В то же время снижение расхода пара через
турбину Р приводит к снижению активной мощности турбоагре-
гата. Таким образом, при наличии на электростанции турбин
типа Р отключение нагрузки устройствами АЧР может в
конечном итоге приводить к снижению мощности ТЭЦ и
увеличению дефицита мощности в районе. Значение и длитель-
ность снижения частоты в результате такого процесса в
значительной степени определяются структурой технологическо-
го процесса предприятий, степенью его автоматизации, соотно-
шением мощностей турбин ПТ и Р на электростанции. Анализ
таких процессов и проведенные исследования показали, что
время от момента срабатывания АЧР до сброса тепловой
нагрузки составляет '3—7 мин. Имели место случаи, когда
отключение части потребителей устройствами АЧР приводило к
снижению генерируемой мощности ТЭЦ, в 2—3 раза превыша-
ющему размер отключенной нагрузки. Таким образом, аварий-
ная разгрузка в районах с большим потреблением тепла должна
выполняться с учетом этих особенностей. В противном случае
она может не только оказаться неэффективной, но, более того,
может явиться причиной дальнейшего развития аварии.
Задача поддержания мощности ТЭЦ при работе АЧР в
районах с большим потреблением тепла, как показал опыт
эксплуатации, является весьма важной для целого ряда энерго-
систем (Башкирской, Кузбасской, Куйбышевской, Омской, Ле-
290

нинградсхой и др.). Решению этой задачи был посвящен ряд
исследований, из которых можно выделить работы САО
Союзтехэнерго [29].
Эта задача решается, с одной стороны, рациональным раз-
мещением устройств АЧР в энергосистеме, приводящим при
сохранении необходимого объема разгрузки к минимальному
сбросу потребления пара на предприятиях. В каждом конкрет-
' ном случае это требует проведения детального анализа техноло-
гического процесса на предприятиях и определения взаимосвязи
между отключаемой электрической нагрузкой и сбросом тепло-
вой нагрузки. На отдельных объектах для обеспечения этого
условия может потребоваться при том же объеме АЧР
установка значительного числа дополнительных устройств
разгрузки.
С другой стороны, поскольку сброс электрической мощности
ТЭЦ при сбросе тепловой нагрузки определяется турбинами
типа Р, эта задача может быть решена путем поддержания
неизменного расхода "пара через турбины Р. Этого можно
достичь путем автоматического вывода из работы на время,
достаточное для ликвидации аварийной ситуации, регулятора
давления в отборе турбины. В результате все снижение расхода
пара воспринимается турбинами ПТ. Это мероприятие может
быть осуществлено, если на производственный коллектор
работают как турбины Р, так и турбины ПТ.
Проверка эффективности этого мероприятия была проведена
САО Союзтехэнерго на одной из ТЭЦ Башкирэнерго [29], на
которой на общий коллектор 1,6 МПа работали турбины
Р-25-90, ПТ-60-90 и три турбины ПТ-60-130 (имитация сброса
тепловой нагрузки проводилась увеличением расходов в произ-
водственный коллектор через БРОУ 100/16). При выведенном
^Пт/Уп.тГПОЛ
о,ео
Рис. 8.10. Зависимость электрической мощ-
ности турбин Р(/), расхода пара в отбор
турбин ПТ (2) и сброса тепловой нагруз-
ки (3) от давления в коллекторе (регуля-
тор давления турбины Р выведен)
291
■ 0,70 ~
С 55 - 0,65
0,50 -Щ
0,3 0,9 ifiPrt

регуляторе давления на всех турбинах были сняты зависимости
изменения электрической мощности Рэя турбин Р, расхода пара
qn в отбор турбин ПТ и величины сброса тепловой нагрузки
qT'B при изменении давления ps в коллекторе (рис. 8.10).
Характеристики практически линейны и могут быть охарактери-
зованы коэффициентами кРэл = &Рэл/Д/?.= — 0,32; &ПТ = Д?П>Т/
Д/?Е= — 0,38; ^^ = 4^,»/Ар, = 1,03 (все величины даны в относи-
тельных единицах).
Те же коэффициенты при наличии регуляторов давления
производственных отборов могут быть рассчитаны следующим
образом:
где ар д=0,1-^0,12—статизм регулятора давления.
Изменение мощности ТЭЦ при сбросе тепловой нагрузки
из-за работы АЧР и необходимый регулирующий диапазон
турбин ПТ могут быть рассчитаны следующим образом. По
объему отключенной нагрузки определяется снижение потребле-
ния пара, далее по кт H рассчитывается изменение давления в
коллекторе отборов. Эта величина дает возможность рассчи-
тать изменение мощности турбин Р (по кРэд) и необходимый
регулирующий диапазон турбин ПТ (по кпг).
Расчеты, выполненные для случая параллельной работы двух
турбин ПТ-50-90 и двух турбин Р-50-90 при 30%-ном сбросе
максимальной тепловой нагрузки [29], показали следующее.
При наличии регуляторов давления на всех турбинах давление в
коллекторе 1,6 МПа увеличилось на 0,04 МПа, мощность
станции уменьшилась на 14 МВт, расход в отборе турбины ПТ
снизился на 134,5 т/ч. При выведенных регуляторах на турбинах
Р давление в коллекторе возросло на 0,085 МПа, расход пара в
отбор турбин ПТ уменьшился на 285 т/ч, а мощность электро-
станции снизилась всего на 0,9 МВт, т. е. осталась практически
неизменной. В [29] предложена структурная схема устройства
для автоматического вывода из действия регулятора противо-
давления при сбросе тепловой нагрузки.
Эффективно задача ликвидации аварий с дефицитом мощ-
ности в отделившихся узлах с крупными потребителями тепла
могла бы быть решена, если бы на ТЭЦ имелась возможность
реализации вращающегося резерва за время порядка нескольких
секунд. Однако существующие системы регулирования агрега-
тов на электростанциях с поперечными связями не отвечают
этому требованию. В то же время принудительно можно
увеличить мощность ТЭЦ, если пар промышленные и тепло-
фикационных отборов в аварийных режимах использовать для
выработки электроэнергии. Для этого необходимо разработать
системы аварийного управления расходом пара в регулируемые
отборы. По ориентировочным расчетам, сокращение расхода
292

пара только в отопительные отборы может дать до 30%
дополнительной мощности. Разработки таких регуляторов в
настоящее время ведутся. Испытания на турбине Т-50-130
опытного образца аварийного регулятора, разработанного САО
Союзтехэнерго, показали, что электрическая мощность агрегата
за 0,6 с может быть повышена на 25%.
8.6. Комбинированные АЧР и ЧАПВ
Применяемые в настоящее время принципы выполнения
АЧР (разбиение разгрузки на две категории—АЧР1 и АЧРП,
совмещение действия АЧР1 и АЧРП, большое число очередей
разгрузки обеих категорий) позволяют в целом обеспечить
требования к разгрузке, изложенные в § 2.2. Вместе с тем
применяемая АЧР имеет и некоторые недостатки. Как уже
отмечалось в гл. 2, даже при наличии совмещения действия
очередей АЧР1 и АЧРП в некоторых (достаточно редких)
случаях возможно нарушение последовательности отключения
нагрузок по степени их ответственности, что несколько увели-
чивает ущерб от отключения потребителей. Другой недостаток
обусловлен тем, что выдержки времени очередей АЧРП не
зависят от уровней снижения частоты — срабатывание очередей
АЧРП определяется только фактом снижения частоты ниже
уставки данной очереди по частоте в течение определенного
времени, превышающего уставку этой очереди по времени.
Между тем чем ниже частота по сравнению с уставкой очереди
АЧРП, тем быстрее можно отключать нагрузку, не опасаясь
при этом излишнего отключения потребителей. Это обеспечи-
вает более быстрый процесс восстановления частоты, сокращает
длительность работы энергосистемы с пониженной частотой,
т. е. в конечном итоге повышает надежность работы энерго-
системы.
Оба указанных недостатка устраняются при применении
АЧРЗХ, описанной в § 2.6. Однако как АЧРЗХ, так и
применяемая АЧР, реагирующие на- абсолютное значение
частоты, недостаточно эффективны с точки зрения быстро-
действия при особо больших дефицитах мощности. Это
приводит к кратковременным глубоким снижениям частоты и,
как следствие, к излишним отключениям нагрузки (см. § 2.4).
Повышение эффективности разгрузки при больших дефицитах
мощности может быть достигнуто путем использования фак-
тора скорости снижения частоты. Вместе с тем разгрузка,
выполненная только по скорости снижения частоты, обладает
рядом существенных недостатков (см. § 2.7), основным из
которых является невозможность обеспечить объем отключае-
мой нагрузки, примерно равный значению возникающего
дефицита мощности, при многообразии возможных аварийных
возмущений.
293

Недостатком применяемых устройств ЧАПВ, описанных в
ГЛ. 5, является отсутствие зависимости выдержки времени
ЧАПВ от уровня подъема частоты в энергосистеме. Чем выше
частота в энергосистеме после работы АЧР, тем быстрее можно
включать нагрузку, что сокращает перерывы питания отклю-
ченных потребителей и, как следствие, народнохозяйственный
ущерб.
Перспективным представляется выполнение комбинирован-
ных АЧР и ЧАПВ, использующих сигналы по абсолютному
значению частоты (по отклонению частоты), скорости ее
изменения и интегралу отклонения частоты. Использование
комбинации этих факторов позволяет выполнить эффективную
и гибкую разгрузку, исключать описанные выше недостатки
применяемых АЧР и ЧАПВ, АЧРЗХ, АЧР по скорости
снижения частоты, сохранив в то же время их достоинства.
Структурная схема одного из возможных вариантов комби-
нированного устройства АЧР и ЧАПВ показана на рис. 8.П
[60]. По своему принципу это устройство аналогично пропор-
ционально-интегрально-дифференциальному (ПИД) регулятору.
Назначение элементов схемы рис. 8.11 следующее. Органы 1
и 3 служат для измерения отклонения частоты в энергосистеме
от заданных значений соответственно /АЧР и /ЧАПВ (/чапв
При значениях частоты /</АЧр на выходе органа / появляется
положительный сигнал Afl—f^p~fi при />/АЧР сигнал на
выходе органа 1 отсутствует (Д/1=0). При значениях частоты
/</чапв сигнал Д/2 на выходе органа 3 отсутствует (А/2 = 0),
при 7>/чапв на вьгходе органа 3 появляется отрицательный
сигнал А/2=/чапв-/-
Органы 2 и 4 предназначены для измерения соответственно
скорости снижения и скорости подъема частоты. При А/1>0,
т. е. при снижении частоты ниже /АЧР, на выходе органа 2
появляется положительный сигнал -~, при Д/^0 сигнал на
выходе органа 2 отсутствует. При Д/2<0, т.е. при подъеме
частоты выше /4Ai^ на выходе органа 4 появляется отрица-
тельный сигнал —-j±, при Д/2 = 0 сигнал на выходе органа 4
отсутствует. '
В интеграторе 5, имеющем постоянную времени интегриро-
вания Т, на один вход с коэффициентом усиления кя1 подается
сигнал с органа 1, а на другой вход с коэффициентом усиления
кя3 через блок запрета—сигнал с органа 3. В интеграторе
формируется сигнал ^{K^f^k^f^dt.
в
В сумматоре 6 суммируются сигналы с органов 7 и 2 с
коэффициентами усиления соответственно кг и к2, с органов 3
(через блок запрета) и 4—с коэффициентами усиления соот-
294

i!
Нагрузка, п Нагрузка 2 Нагрузка. 1
Рис 8 11 Структурная схема комбинированного устройства АЧР и ЧАПВ
(первый вариант)"
1 3—измерительные органы отклонения частоты, 2—измерительный орган скорости
снижения частоты, 4—измерительный орган скорости подъема частоты, 5—интегратор,
6—сумматор, 7. 8—органы сравнения, 9—нуль-ицдикатор, Ю—блок запрета
ветственно к3 и Л4 и с интегратора 5—с коэффициентом
усиления к5. Суммарный сигнал на выходе сумматора 6
(8.9)
Этот суммарный сигнал сравнивается в органе сравнения 7 с
заданной уставкой на отключение нагрузки ропд. При р>Ропи с
выхода органа 7 подается сигнал в исполнительный орган
отключения нагрузки. При р<роткл сигнал на выходе органа 7
отсутствует.
В органе 8 производится сравнение суммарного сигнала на
выходе сумматора с заданной уставкой на включение нагрузки
рмл. При p<Pj„ с выхода этого органа подается сигнал в
исполнительный орган включения нагрузки. При р > рш сигнал
на выходе органа 8 отсутствует. Число органов сравнения 7 и 8
определяется числом очередей (и), воздействующих на нагрузки,
подключенные к шинам данной подстанции. Могут быть
использованы и по одному органу 7 и 8 на все очереди, при
этом каждый из них выполняется на л уставок.
295

Рис. 8.12. Зависимость изменения выходного сигнала р от времени
Нуль-индикатор 9 срабатывает при сигнале на его входе
р^О, При р>0 сигнал на выходе нуль-индикатора отсутствует.
Блок запрета 10 предназначен для блокирования (запрета
прохождения) сигнала с измерительного органа 3 при наличии
на его управляющем входе сигнала с нуль-индикатора 9 и
пропускании сигнала с измерительного органа 3 при отсутствии
указанного сигнала с нуль-индикатора.
Работа устройства иллюстрируется рис. 8.12. Все нагрузки от
1-й до я-й распределяются в порядке возрастания степени их
ответственности, при этом обеспечиваются условия: Pi0T1„<
<Р2от1л<Рзоти<-<РИотю.; Р1.*л<Р2в1(Л<Рэб*л< - < Рпкл, И ДЛЯ
каждой нагрузки рил<р0„л-
В предаварийном установившемся режиме суммарный сиг-
нал р отсутствует. При />/Чапв>Ачр сигналы на выходах
органов 1 и 2 отсутствуют, сигнал Д/2 с выхода органа 3
поступает на основной вход блока запрета 10 (см. рис. 8.11).
Поскольку в нормальном режиме р = 0, на выходе нуль-инди-
катора 9 существует сигнал, поступающий на второй вход
блока запрета 10. Как следствие этого, сигнал на выходе блока
запрета равен нулю.
При снижении частоты ниже значения./ЧАПВ снимается
сигнал на выходе органа 3, а при снижении частоты ниже
значения /АЧР появляются сигналы на выходах органов 7 и 2 и
вступает в работу интегратор 5. Выходные сигналы с органов 1,
2 и интегратора 5 суммируются в сумматоре б. При достижении
сигналом р на выходе сумматора 6 значения уставки pi,,™
первой нагрузки в момент *i0IIU1 подается сигнал на отключение
этой нагрузки (рис. 8.12). По мере возрастания р и выполнения
условий р2гр2о11л, Р5грзо«л, •••, p3*P«™. Для последующих
нагрузок происходит их отключение соответственно в моменты
времени ^ю™, how, ■-, t„OTU11, причем последовательность
296

отключения нагрузок строго соответствует порядку их распо-
ложения по степени ответственности. При этом строгая
последовательность отключения нагрузок, обеспечивающая
минимум ущерба, имеет место при любом характере проте-
кания аварии (резкое снижение частоты, медленное или дли-
тельное снижение частоты, повторяющиеся снижения частоты
и т. д.).
При сохранении строгой последовательности отключения
нагрузок одни и те же очереди разгрузки (с уставками Pi„TM,
Р20Т1Л, ■■, Рвоткл) в зависимости от характера аварийного
изменения частоты будут работать как АЧР1 или АЧРП. При
этом чем больше скорость снижения частоты и чем глубже
снижается частота, тем больше суммарный сигнал р и тем
быстрее будет происходить отключение нагрузки; чем ниже
частота после срабатывания быстродействующих очередей и
чем длительней находится частота на пониженных уровнях, тем
больше значения интеграла отклонения частоты и сигнала по
отклонению частоты, тем больше суммарный сигнал р и тем
быстрее будет происходить восстановление частоты.
При подъеме частоты после работы АЧР снимается сигнал с
выхода органа 2, а при подъеме частоты выше /АЧР—сигнал с
выхода органа /. Суммарный сигнал р на выходе сумматора 6
определяется только сигналом с выхода интегратора 5. При
подъеме частоты выше /ЧАПВ появляется сигнал Af2 на выходе
органа 3, поступающий в блок запрета 10. Поскольку при этом
сигнал на выходе сумматора б р>0, сигнал на выходе
нуль-индикатора 9 отсутствует, вследствие этого блок запрета
10 не препятствует прохождению сигнала с органа 3 на входы
органа 4, интегратора 5 и сумматора 6. Появляется сигнал на
выходе органа 4, уменьшается выходной сигнал интегратора 5.
Как следствие этого, суммарный сигнал р на выходе сумматора
6 начинает снижаться (рис. 8.12). При выполнении условия
Р<Рпвил в момент /пвкл появляется сигнал на выходе органа
сравнения Я «-й нагрузки, который подается в исполнительный
орган включения этой нагрузди. По мере снижения р и выполнения
условий р<рвкл для различных нагрузок в соответствующие
моменты времени ?вкл произойдет их включение, причем
соблюдается строгая последовательность включения нагрузок по
степени их ответственности, обратная последовательности отклю-
чения при работе АЧР. Уменьшение суммарного сигнала р на
выходе сумматора 6 при наличии/>/ЧАПВ происходит до момента
выполнения условия р = 0. После этого появляется сигнал на
выходе нуль-индикатора 9 и устройство возвращается в исходное
состояние. При этом чем выше будет частота в энергосистеме по
сравнению с /ЧАПВ, тем быстрее будет происходить обратное
включение нагрузок и тем меньше будут перерывы питания
нагрузок после отключения их действием АЧР.
297

r®rz
V
PntKt HH
»1 S i
TJ
0» I
a- 1
l!
^+
ГТтАотри
i 5 к
'■J-'
a
*
si
1!
ii
£t
Нагрузка, п
fiZtn, rU rfi
-*ч 5 i i J i
:yJ ^
a 3
S *
1
* i:
iLjL
Нагрузка г
Нагрузка 1
Рис. 8 13. Структурная схема комбинированного устройства АЧР и ЧАПВ
(второй вариант)
/—измерительный орган отклонения частоты, 2—измерительный орган скорости измене-
ния частоты, 3—интегратор, 4—сумматор, 5, б—органы сравнения, 7, 5—нуль-нндикато-
ры, 9—логический элемент И, 10—блок запрета
Если после подъема частоты выше уставки /ЧАПв происходит
ее повторное аварийное снижение ниже у^д. (каскадное развитие
аварии, возникновение повторного дефицита мощности и т. д.),
то сигнал р вновь начинает увеличиваться (рис. 8.12, штриховая
кривая) и обеспечивается повторная работа АЧР (в момент /„'„л
и т. д.) с воздействием на отключение нагрузок, подключенных
ранее устройством ЧАПВ или не отключенных при перво-
начальном снижении частоты, причем последовательность их
отключения (как и последовательность повторного обратного
включения) будет строго соответствовать степени их ответст-
венности.
Настройка описанного устройства АЧР и ЧАПВ с целью
получения оптимальных переходных процессов изменения час-
тоты в энергосистеме, предотвращения «перерегулирования»
(излишнего -отключения и включения нагрузки), исключения
колебательных процессов изменения частоты при работе АЧР и
ЧАПВ обеспечивается соответствующим подбором регулируе-
мых коэффициентов усиления kt—k5, сумматора б, коэффи-
циентов усиления kni, kBi и постоянной времени Т интеграто-
ра 5. <■
Особенностью другого варианта аналогичного устройства
(рис. 8.13) [60] является применение измерительного органа 1
298

отклонения частоты со специаль-
ной характеристикой, совмещаю-
щего функции измерения откло-
нений частоты от заданных уста-
вок как при ее понижении, так и
при повышении. Характеристика
измерительного органа 1 приве-
дена на рис. 8.14. При /</АЧР на
его выходе появляется положи-
тельный сигнал А/=/ачр—Л аРи
/ачр</</чапв сигнал на выхо-
де органа 1 равен нулю, при
/>/чапв на выходе органа /
появляется отрицательный сиг-
нал А/=/ЧАПВ-/.
Измерительный орган 2 также
Of к
■Af\-
Рис. 8.14. Характеристика измери-
тельного органа 1
служит для измерения
скорости изменения частоты как при ее снижении, так и при ее
повышении. При снижении частоты на выходе органа 2
появляется положительный сигнал —А при /АЧр</</чапв
сигнал на выходе органа 2 равен нулю, при подъеме частоты на
выходе органа 2 появляется отрицательный сигнал —А
at
Назначение и принципы работы интегратора 3, сумматора 4,
органов сравнения 5 и б, нуль-индикаторов 7 и 8, блока запрета
10 во втором варианте устройства те же, что у аналогичных
блоков в схеме рис. 8.11. При р>0 сигнал на выходе
нуль-индикатора 7 отсутствует, при р^О на выходе нуль-
индикатора 7 появляется сигнал. При А/>0 сигнал на выходе
нуль-индикатора 8 отсутствует, при Д/^0 на выходе нуль-
индикатора 8 появляется сигнал. Сигнал на выходе логического
элемента И 9 появляется только при наличии одновременно
входных сигналов с нуль^шдикаторов 7 и 8. Сигнал с блока
запрета 10 поступает в сумматор 4 с коэффициентом усиления
ки с измерительного органа 2—с коэффициентом усиления к2,
с интегратора 3—с коэффициентом к3. Суммарный сигнал на
выходе интегратора p = ktAf+k2—-+кгкя-$А/&, где кя—
коэффициент усиления интегратора 3.
Работа второго варианта устройства протекает следующим
образом. В нормальном установившемся режиме суммарный
сигнал р = 0. На выходе нуль-индикатора 7 существует сигнал,
поступающий на вход элемента И 9. При/>/ЧАПВ>/АЧР сигнал
на выходе измерительного органа /А/2<0, существует сигнал
на выходе нуль-индикатора 8, поступающий на вход элемента
И 9. На выходе элемента И 9 имеется сигнал, поступающий в
299

блок запрета 10, в результате этого сигнал с органа / в орган 2,
интегратор 3 и сумматор 4 не проходит.
При снижении частоты ниже /АЧР появляется положительный
сигнал А/, снимается сигнал с выходов нуль-индикатора 8 и
элемента И 9. Блок запрета 10 пропускает сигнал А/в орган 2,
интегратор 3 и сумматор 4. Дальнейшая работа устройства при
снижении частоты протекает так же, так и в первом варианте
устройства. При этом при появлении сигнала р>0 снимается
сигнал с выхода нуль-индикатора 7.
При подъеме частоты после работы АЧР выше/АЧР сигнал с
органа 1 становится равным нулю, а при подъеме частоты выше
Учапв—отрицательным. Вновь появляется сигнал на выходе
нуль-индикатора 8. Дальнейшая работа ЧАПВ происходит так
же, как и в первом варианте устройства. При снижении р до нуля
появляется сигнал на выходе нуль-индикатора 7, вследствие этого
появляется сигнал на выходе элемента И 9 и блок запрета 10
блокирует прохождение сигнала с измерительного органа 1.
Устройство возвращается в исходное состояние.
Преимуществом второго варианта устройства по сравнению
с первым является его простота, обусловливаемая выполнением
функций измерения отклонения частоты в одном измеритель-
ном органе 1 и функций измерения скорости изменения частоты
в одном измерительном органе 2. Отличием второго варианта
устройства от первого является то, что коэффициент усиления
сигнала по отклонению частоты в интеграторе 3 кш одинаков
как при снижении, так и при подъеме частоты. В результате
темп отключения нагрузки при работе АЧР и включения
нагрузки при работе ЧАПВ оказывается одинаковым. На
практике же, как правило, включение нагрузки осуществляется в
более медленном темпе, чем ее отключение, во избежание
колебательных процессов изменения частоты при работе АЧР и
ЧАПВ. Указанное требует более тонкой настройки второго
варианта устройства или же, при необходимости, дополнитель-
ных мероприятий по изменению коэффициента усиления инте-
гратора ки при снижении и подъеме частоты. Описанные
устройства комбинированных АЧР и ЧАПВ за счет наличия в
суммарном сигнале составляющей, пропорциональной скорости
изменения частоты, позволяют форсировать отключение нагруз-
ки при резких снижениях частоты и включение нагрузки при
быстром подъеме частоты, повысить качество переходных
процессов. Наличие двух других составляющих обеспечивает
«самонастройку» разгрузки и АПВ с точки зрения объема
отключаемых и включаемых потребителей и сокращение частот-
но-временной зоны в аварийном процессе.
Широкие возможности в использовании подобных устройств
открывает применение современной элементной базы и процес-
сорной техники.
300

Глава девятая
ПРИМЕНЕНИЕ ЭВМ ДЛЯ РАСЧЕТА ПЕРЕХОДНЫХ ПРОЦЕССОВ
С УЧЕТОМ ДЕЙСТВИЯ АЧР И ЧАПВ
Для анализа имевших место аварий и оценки эффективности
выбранной разгрузки при многообразии возможных аварийных
ситуаций необходимо рассчитывать переходные процессы с
учетом действия АЧР, ЧАПВ и других противоаварийных
мероприятий.
В настоящее время, когда АЧР и ЧАПВ выполняются
большим числом очередей, точный расчет переходных процес-
сов с учетом действия этих устройств практически возможен
только с помощью ЭВМ. Применение ЭВМ обусловлено также
необходимостью учета в ряде случаев мобилизации вра-
щающихся резервов мощности на электростанциях, действия
устройств частотного пуска гидрогенераторов и устройств
перевода генераторов из режима синхронного компенсатора в
активный режим, т. е. факторов, учет которых при расчетах
вручную затруднителен.
Разработан ряд программ, специально предназначенных для
расчетов переходных процессов при дефиците активной мощ-
ности и действии устройств противоаварийной автоматики
(АЧР, ЧАПВ и т. д.). Они отличаются друг от друга моделями
энергосистем, устройств противоаварийной автоматики и т. д.
Остановимся более подробно на программе, разработанной
во ВНИИЭ, которая обладает наиболее широкими возмож-
ностями* [45]. Программа предназначена для расчета динами-
ческой характеристики энергосистемы по частоте (зависимости-
изменения частоты энергосистемы во времени) при возникнове-
нии дефицита мощности, действии устройств противоаварийной
автоматики (АЧР, ЧАПВ, частотный пуск гидрогенераторов,
перевод генераторов из режима СК в режим выдачи активной
мощности, делительная автоматика по частоте) и мобилизации
вращающихся резервов мощности на различных электростан-
циях (ТЭС, АЭС, ГЭС), в том числе на тепловых электростан-
циях, отличающихся типом котлов (прямоточные, барабанные),
турбин (конденсационные, теплофикационные, с промперегре-
вом пара и без него), питательных насосов (турбо- и
электронасосов), системами регулирования (главный регулятор,
регулятор «до себя», системы регулирования мощности и т. д.),
режимом работы (конденсационный с номинальным давлением,
на скользящих параметрах пара, теплофикационный с отборами
пара, с противодавлением и т. д.), компоновкой (станции с
общим паропроводом и с блочными агрегатами). В программе
* В разработке программы принимала участие инж. М. А. Полонская.
301

предусмотрены также модели ряда технологических защит
котлов и турбин и автоматических устройств, установка
которых регламентирована директивными материалами [54].
Программа также позволяет рассчитывать динамическую харак-
теристику энергосистемы по частоте и при возникновении
избытка генерирующей мощности. Кроме того, программа дает
возможность рассчитывать в переходном процессе суммарную
генерацию активной мощности, технологические параметры и
мощность электростанций различных типов, суммарную нагруз-
ку энергосистемы и генерируемую мощность, мобилизованную
устройствами частотного пуска и перевода генераторов в
активный режим.
Программа выполнена на алгоритмическом языке Фортран
и предназначена для эксплуатационных расчетов, научно-иссле-
довательских и проектных проработок. Она позволяет оценить
эффективность противоаварийной автоматики и при необходи-
мости с помощью проведения серии расчетов скорректировать
ее уставки, объемы разгрузки и размещение устройств для
предотвращения аварийных ситуаций с погашением электриче-
ских станций и нагрузки.
В качестве основного расчетного уравнения принято следую-
щее (все мощности в относительных единицах, за базисную
принята суммарная мощность нагрузки в исходном режиме
Р V
df_ (Pt+AP4U+APCK-APrJlA)-(Paf- f
dt trr(Pr
, ном
-SAfA4P+SAP4AnB-SAPBflA) (91)
+ * "*Ч AIM m + 2 А^и ДА е.ч) + "^ЧП^ЧП чж
где Рт — текущее значение суммарной мощности генераторов;
Pnf—текущее значение суммарной мощности нагрузки; Рг>аом —
значение суммарной номинальной мощности генераторов;
ЕЛРАЧР—текущее значение суммарной мощности нагрузки,
отключенной очередями АЧР; £АЛ|аПВ—текущее значение
суммарной мощности нагрузки, включенной очередями ЧАПВ;
ЕДРачрмч—начальное значение (при исходной частоте) сум-
марной мощности нагрузки, отключенной очередями АЧР;
^А^чллвяач — начальное значение (при исходной частоте) сум-
марной мощности нагрузки, включенной очередями ЧАПВ;
АДдд — текущее значение суммарной мощности генераторов,
отключенных делительной автоматикой по частоте; SA/"hM —
текущее значение суммарной мощности нагрузки, отключенной
устройствами делительной автоматики по частоте; Алданом-"
значение суммарной номинальной мощности генераторов, от-
ключенных устройствами делительной автоматики по частоте;
ЕА/^да^,—начальное значение (при исходной частоте) сум-
марной мощности нагрузки, отключенной устройствами дели-
302

тельной автоматики по частоте; АРЧП—текущее значение
мощности гидрогенераторов, введенных в работу устройствами
частотного пуска; ДРЧпюн—конечное значение мощности гид-
рогенераторов, введенных в работу устройствами частотного
пуска; АР^—текущее значение мощности генераторов, переве-
денных из режима СК в режим выдачи активной мощности;
т^—эквивалентная постоянная механической инерции генерато-
ров и турбин; тн—эквивалентная постоянная механической
инерции нагрузок; тчп —эквивалентная постоянная механиче-
ской инерции гидрогенераторов, введенных устройствами
частотного пуска.
Мощность нагрузки энергосистемы Рн,, а также мощности,
подключенные к каждой из очередей АЧР (/*АЧР) и ЧАПВ
{^чапв)> складываются из составляющих, не зависящих от
частоты и зависящих от нее в первой, второй и третьей
степенях:
^н/~"^нО + ^в1
+ЧЯ+Ч£Г: <9-2>
АЧР — ^АЧР 0 + ^АЧР 1
1 -j^fc,
+
+Лчр2(£)2+Лчрз(£); ФУ
i^-^a]-
^ЧАПВ~ ^ЧАПВО + ^ЧАПВ!! 1 ""/■ *1 | +
+ *чапв2(т~1 + -*чапвз(т~ I , (9.4)
ГДе Рп0, Рв1, Ра2> *нЗ> * АЧРО> * АЧР1» * АЧР2' *АЧРЗ' * ЧАПВО' *ЧАПВ1»
^чапв2' ^чапвз—соответственно составляющие суммар-
ной мощности нагрузки энергосистемы и мощности, подклю-
ченной к очередям АЧР и ЧАПВ, зависящие от частоты в
различной степени; f^ — исходная частота; кх—постоян-
ный коэффициент.
При /=/„„
^н/ = *и,нач = *н0 + *н1 + °ъ2 + *вЗ'
^АЧР ~ Л\ЧР аач — ^АЧР О + 'АЧР1 + *АЧР 2 + *АЧР 3 '■>
^ЧАПВ = 'ЧАПВ нач = 'ЧАПВ 0 + 'ЧАПВ 1 + 'ЧАПВ 2 + 'ЧАПВ 3 ■
303

Максимальное число очередей АЧР1 и АЧРИ—400, макси-
мальное число очередей ЧАПВ—600.
В программе предусмотрены следующие возможности моде-
лирования действия очередей АЧР: раздельного (т. е. очередей,
действующих на отключение различных нагрузок), совмещенно-
го (т.е. очередей, действующих на отключение одних и тех же
нагрузок), раздельно-совмещенного (т. е. одна часть очередей с
раздельным действием, другая—с совмещенным). Совмещен-
ные очереди могут действовать следующим образом: обе на
отключение всей нагрузки, подключенной к этим очередям
(полное совмещение), одна очередь на отключение части
нагрузки, подключенной к другой очереди (частичное совмеще-
ние). На всех очередях АЧР предусмотрена возможность
изменения уставки возврата устройства по частоте после
запуска очереди.
В программе предусмотрена возможность выполнения
ЧАПВ нагрузки, отключенной любой очередью АЧР—как при
раздельном, так и при совмещенном выполнении АЧР. При
этом нагрузка, отключенная одной очередью АЧР, может быть
включена несколькими очередями ЧАПВ. Устройства ЧАПВ
могут осуществлять обратное включение как всей нагрузки,
отключенной данной очередью АЧР, так и ее части. Устройства
АЧР действуют повторно, но только при условии подъема
частоты и предшествующего действия ЧАПВ (т. е. при повтор-
ном снижении частоты будут срабатывать только те очереди
АЧР, на которых работали ЧАПВ, и соответственно отключать
только ту нагрузку, которая была обратно включена ЧАПВ).
Как указывалось в гл. 1, при наличии на тепловых элект-
ростанциях вращающихся резервов мощности на протекание
аварийных процессов со снижением частоты, в том числе и с
работой АЧР, существенное влияние оказывает реакция этих
станций, зависящая от типа котлов и турбин, степени их
оснащенности автоматикой регулирования и вида этой автома-
тики, режимов работы и т. д. В связи с этим в описанной
программе предусмотрена возможность моделирования различ-
ных типов ТЭС [45]. Использованные модели достаточно
просты, и в то же время они отражают характерные особеннос-
ти различных типов агрегатов, учитывают основные системы
регулирования котлов и турбин, позволяют учесть требования
директивных материалов по повышению управляемости энерго-
блоков [54].
Мощность генераторов Рг складывается из мощностей эк-
вивалентных генераторов ГЭС, ТЭС и АЭС:
Л = ДгЭС + ^'гТЭС + 'РгАЭС- (9-5)
В свою очередь мощность генераторов ТЭС является
суммой мощностей эквивалентных агрегатов тепловых элект-
ростанций различных типов
304

"гУЭС — ^ГРЭСп,т + *ГРЭСп,э + ^ГРЭСл.с + ^ГРЭСг.р + ^ГРЭСс.п + *Yp3C6 +
+ 'РгРЭСб.о + -',ТЭЦп,т + -'>ТЭЦр! (9.6)
где Лтэсп.т—мощность эквивалентного энергоблока ГРЭС с
прямоточным котлом, питательными турбонасосами, нерегули-
руемого (т. е. при отсутствии главного регулятора и регулятора
«до себя»); -Ргрэсп.э—то же при наличии питательных электро-
насосов; РГРЭСдс—мощность эквивалентного энергоблока ГРЭС
с прямоточным котлом и регулятором «до себя» (с питатель-
ными турбо- или электронасосами); Prexr,v~мощность эквива-
лентного энергоблока ГРЭС с прямоточным котлом и главным
регулятором (с питательными турбо- или электронасосами);
Лтэсе,п—мощность эквивалентного энергоблока ГРЭС с пря-
моточным котлом, работающим на скользящих" параметрах
пара (с питательными турбо- или электронасосами); Рг?эсб —
мощность эквивалентного энергоблока ГРЭС с барабанным
котлом; Рррэсб.о—мощность ГРЭС с барабанными котлами с
общим паропроводом; -РТ:щп.т"мощность ТЭЦ с турбинами с
промышленными и теплофикационными отборами пара; РТЭцр
—мощность ТЭЦ с турбинами с противодавлением.
На рис. 9.1 приведена упрощенная структурная схема модели
конденсационного агрегата (ГРЭС) [45]. На ней сплошными
линиями показаны звенья, общие для различных типов агрега-
тов (с различными котлами и системами регулирования), а
штриховыми — звенья, относящиеся к конкретным типам агре-
гатов. Все величины измеряются в относительных единицах, за
базисные приняты номинальная мощность, номинальный рас-.
ход пара и номинальное давление перед турбиной.
Модели турбины, ее системы регулирования и АРЧВ
аналогичны обычно применяемым в расчетах устойчивости.
Измерительная часть АРЧВ (звено 1) принята идеальной,
передаточный коэффициент звена равен fcr=l/ar, где стг—ста-
тизм АРЧВ. На вход звена подается отклонение частоты в
энергосистеме Д/ от исходной /ВС1, на выходе звена получаем
смещение муфты центробежного регулятора Удр^в. Интегри-
рующее звено 2, охваченное жесткой отрицательной обратной
связью, представляет гидравлический привод регулирующих
клапанов турбины, его постоянная времени Гс составляет
0,2—0,5 с. Перемещение привода ц имеет ограничение сверху
Цции> соответствующее полному открытию регулирующих кла-
панов турбины (звено 3). На вход звена 2 также подается сигнал
ц}Д, соответствующий заданной исходной мощности агрегата.
Если агрегат привлекается ко вторичному регулированию
частоты или в переходном процессе осуществляется ручное
изменение мощности агрегата персоналом (что на временных
интервалах в несколько минут, для расчета которых предназна-
чена настоящая модель, вполне реально), то необходимо также
305
20-2860

|^23Д
■•<Н2ёК£Н!№з
i
!—i
I
. i | 1 Вывод
\ \-{f<hm\—-*- WL
I | изменение И3ц
I i ! r~\kw]*-iA го
I " I )
I—I—I
liLj
TcP
3 V-fai)
Система регулирования турИины
I 1
Г"
18
Г 1
— Ч*рдс t*-|
РДС
H
Kn
4-<x> ^ K-
L_.
J
"~l
l2tp_p_j
7
i
J
1
T*p
\r
Pt
Pt
ЛРт
Котел
I- Я
ITc,hP+1j
^—*i«§}-
За^цидаа cm повышения
и понижения уровня
в 5ара5ане котла
Отключение
Злака
$Й±
с помощью соответствующих передаточных функций смодели-
ровать изменение |ЛЗД. Звено 4 отражает наличие ограничения
скорости перемещения клапанов турбины в сторону открытия,
что целесообразно учитывать у некоторых турбин в ряде
аварийных процессов.
306

л
—I
IS
t>t,
Кет i
Отключение
5лок&
Защита от
повышения
давления
Рис. 9.1. Упрощенная структурная
схема модели конденсационного агре-
гата
Мощность турбины Р-АРя [мощность Рг соответствующего
агрегата в выражении (9.6)] складывается из мощности части
высокого давления Л^д и части среднего и низкого давления
Рчнд. Коэффициент &чвд (звено 5) равен доле мощности ЧВД в
общей мощности турбины в установившемся режиме. Значения
307

^чвд Л*151 различных типов турбин лежат в пределах 0,3—0,5.
Звено б представляет аккумулирующую емкость вторичного
(промежуточного) пароперегревателя. Значения постоянной вре-
мени промперегрева ТВгЛ для различных типов турбин лежат в
пределах 5—10 с. При моделировании турбин без промперегре-
ва пара (турбоагрегаты мощностью до 100 МВт) звеном 6
можно представить небольшие паровые объемы за регулирую-
щими клапанами турбины, характеризуемые постоянной време-
ни Г,,=0,2^-0,4 с. В этом случае следует принять Тип=Та,
&ЧВд=0. При наличии промперегревателя влиянием этих не-
больших паровых объемов можно пренебречь.
Котлоагрегат представляет собой сложную систему, в
которой производится регулирование целого ряда взаимосвя-
занных параметров (расхода топлива, воды, воздуха, температу-
ры и т. д.). Однако изменение выдаваемой агрегатом в
энергосистему мощности определяется в конечном итоге прак-
тически только изменением давления пара на выходе котла. Это
позволяет упрощенно- ограничиться только учетом передаточ-
ной функции котлоагрегата, связывающей изменение давления
пара с изменением положения регулирующих клапанов котла и
турбины. Парогенерирующая часть котла представлена на
рис. 9.1 интегрирующим звеном 7 с постоянной времени Тк. На
вход этого звена подается разность между заданным значением
расхода пара />зв, равным в относительных единицах исходной
мощности агрегата (численно равно количеству теплоты, подво-
димой в результате сгорания топлива), и текущим значением
расхода пара D (численно равно количеству теплоты, отда-
ваемой с производимым паром). Выходной величиной звена 7
является давление за парогенерирующей частью рк. Постоянная
времени Гк составляет примерно 100—120 с для прямоточных
котлов и 180—200 с для барабанных котлов. Звено 8 отражает
падение давления на участках парового тракта, связывающих
котел с турбиной. Давление перед турбиной рт отличается от
давления на выходе котла рх на значение перепада Apt=kRD2.
Коэффициент kR, в общем случае являющийся переменной
величиной, зависящей от нагрузки котла, в настоящей модели
принят в первом приближении постоянным (£яда 0,1ч- 0,3). В
первом приближении также не учитывается инерционность
(несколько секунд) изменения давления перед турбиной по
отношению к изменению давления на выходе котла, обуслов-
ленная объемами пара на участке тракта котел—турбина.
Звено 16 моделирует защиту с уставками по давлению ру„ и
времени густ, воздействующую при выполнении условий рк<руст,
t>ty„ на отключение блока. Звено 9 (ограничитель) моделирует
предохранительные клапаны котла (защиту от повышения
давления за парогенерирующей частью) и БРОУ, ограничиваю-
щие давление на выходе котла величиной ржишх.
308

При работе агрегата на скользящих параметрах пара все или
часть регулирующих клапанов турбины открыты полностью, а
изменение нагрузки блока в нормальном режиме осуществляет-
ся изменением давления пара />TiPa6. Для моделирования
агрегатов, работающих на скользящих параметрах пара с
частью полностью открытых регулирующих клапанов турбины,
система регулирования турбины условно разбита на две
идентичные части, одна из которых (звенья 10—12, 14)
представляет гидравлический привод и неполностью открытые
клапаны, а другая (звенья 2—4, 13)-—гидравлический привод и
полностью открытые в исходном режиме регулирующие клапа-
ны турбины. Коэффициент ксп равен доле, приходящейся на
клапаны, полностью открытые в исходном режиме, в общей
мощности турбины, ц1ад=1, а ц2 определяется заданным
расходом пара в исходном режиме Вш, равным в относитель-
ных единицах исходной мощности агрегата, />TtPa6 и £сп.
Влияние изменения частоты на производительность пита-
тельных электронасосов (ПЭН) в модели рис. 9.1 учитывается
упрощенно с помощью инерционного звена 15. На вход этого
звена подается отклонение частоты А/, а выходной величиной
является изменение расхода пара АЛСН, обусловленное измене-
нием производительности механизмов собственных нужд. Пара-
метры звена 15 могут быть получены на основании результатов
экспериментальных исследований на соответствующих агрега-
тах [28].
Действие защит от понижения или повышения .уровня воды
в барабанах котлов соответственно при понижении или повыше-
нии частоты в схеме рис. 9.1 упрощенно моделируется звеном
17 по интегральному критерию, аналогичному предложенному в
[34 \ В переходном процессе осуществляется расчет величины
jAfdt, где А/—текущее отклонение частоты от некоторых
допустимых уровней /доп, и производится ее сравнение с ус-
тавками А и В (Гц с), равными площадям предельно допусти-
мых частотно-временных зон для агрегатов с барабанными
котлами соответственно при понижении и повышении частоты.
Численные значения А и В могут быть получены по данным
[28} и экспериментальным путем.
Регулятор давления пара перед турбиной «до себя» (РДС)
является регулятором пропорционально-интегрального типа и в
схеме рис. 9.1 моделируется двумя звеньями 18 и 19, одно из
которых усилительное, а другое интегрирующее. Зона нечувст-
вительности по давлению (звено 20) предназначена для модели-
рования работы РДС в стерегущем режиме. Звенья 21 и 22
моделируют регламентированные [54] устройства вывода из
работы РДС при аварийном понижения и повышении частоты
до их уставок соответственно /1РДС и /2РдС- Кроме того, при
/</1РДС осуществляется автоматическое изменение задания
309

нагрузки котла Dw на определенную величину. Параметры РДС
определяются конкретной его настройкой в условиях эксплуата-
ции. В первом приближении можно принять кРДС&\,5,
Грдг*10с.
главный регулятор котла, как и РДС, является пропорцио-
нально-интегральным регулятором. Аналогично РДС выполне-
на и модель ГР (звенья 23, 24). Параметры ГР определяются
его настройкой в условиях эксплуатации. В первом приближе-
нии можно принять кГРх\, ГГРа60 с. Сигнал ГР поступает на
вход инерционного звена 25 с постоянной времени Тт, которое
упрощенно моделирует топку котла (инерцию подачи и сжига-
ния топлива, аккумуляции теплоты в топочных газах и т. д.).
На выходе этого звена получаем изменение расхода пара ADrP
(изменение количества теплоты), получаемого в результате
изменения расхода воды, топлива и воздуха. Величина Гт
составляет примерно 30 с для прямоточных котлов и 120—240 с
для барабанных котлов. Применяемые системы регулирования
мощности энергоблоков отличаются как регулируемыми пара-
метрами, так и структурой [62]. В первом приближении для их
моделирования может быть использована описанная выше
структурная схема ГР. При необходимости структурная схема
систем регулирования мощности блоков может быть специаль-
но развита применительно к конкретным объектам.
На рис. 9.2 показана упрощенная структурная схема модели
агрегата ТЭЦ (электростанции) с турбиной с противодавлением
(типа Р) [45].
Все величины даны в относительных единицах, за базисные
приняты номинальные мощность, расход пара, давление перед
у *0*Р—* у~
Рис. 9 2 Упрощенная структурная схема модели агрегата ТЭЦ с турбиной с
противодавлением
310

турбиной и в коллекторе. Модель турбины, ее системы
регулирования и котла (звенья 1—6) такая же, как и в схеме
рис. 9.1. Задание нагрузки котла в исходном режиме D3a равно в
относительных единицах расходу пара Z>n0TPjW отдаваемого
потребителю, и мощности турбины РтурЪ^ц. Интегрирующее
звено 7 с постоянной времени Гкол представляет аккумулирую-
щую емкость коллектора. На вход этого звена подается
разность заданного расхода пара потребителем 1>патр,зд и
текущего расхода пара D, а также изменение расхода пара
теплового потребителя А£) = ЛХ)110тр1 + Л£)потр2. Выходным сигна-
лом звена 7 является давление в коллекторе ржоп. Регулятор
давления РД упрощенно моделируется безынерционным звеном
8 с передаточным коэффициентом к', на вход которого подается
отклонение давления в коллекторе от уставки регулятора /»кол0,
а на выходе получаем величину перемещения муфты регулятора
ГРД. Коэффициент усиления звена 8 определяется как к'=кя+
+ Г/сРд, где 0РД = О,1-нО,12—статизм РД, А:дяг0,3—коэффи-
циент саморегулирования по давлению, характеризующий изме-
нение расхода пара через турбину при изменении давления в
коллекторе. Необходимость учета саморегулирования обуслов-
лена тем, что при больших сбросах потребления пара отклоне-
ние давления рыл может быть существенным (до 30—50%
номинального). При выведенном из работы РД к'=кд. Безынер-
ционное звено 9 с коэффициентом киотр&\ отражает изменение
расхода потребляемого пара Дипотр2 при изменении давления в
коллекторе. Величина и скорость снижения потребления пара из
коллектора при работе АЧР, возмущениях в технологических
цепях потребителя зависят, как указывалось в § 8.5, от
структуры технологического процесса потребителя и степени его
автоматизации. Приближенно процесс изменения потребления
пара из коллектора ADnorvl при возмущениях у потребителя в
схеме рис. 9.2 моделируется с помощью инерционного звена 10
с постоянной времени Тавх , на вход которого подается
изменение расхода пара потребителя AD (например, при работе
АЧР).
На рис. 9.3 показана упрощенная структурная схема модели
агрегата ТЭЦ (электростанции) с турбиной с промышленными и
теплофикационными отборами пара (типов ПТ и Т), в которой
осуществляется связанная система регулирования частоты вра-
щения агрегата и давления пара в отборе [45].
Все величины даны в относительных единицах, за базисные
приняты номинальная мощность, номинальный расход пара в
отборе, номинальное давление перед турбиной и в отборе.
Звенья 1 и 3 представляют гидроприводы системы регулирова-
ния турбины, управляющие соответственно регулирующими
клапанами ЧВД и ЧНД, звенья 2 и 4—ограничители перемеще-
ния гидроприводов ЧВД и ЧНД. Расход пара через ЧВД Х>чвд
311

18
VI
Ртцр!^
Турбина.
Рис. 9.3. Упрощенная структурная схема модели агрегата ТЭЦ с турбиной с
промышленными и теплофикационными отборами пара
пропорционален произведению цЧВд на давление пара перед
турбиной рт, а расход лара через ЧНД #чнд—произведению
цчнд на давление пара перед ЧНД или равное ему в
относительных единицах давление в коллекторе (камере) отбора
рюя. Мощность турбины в установившемся режиме равна сумме
мощностей ,P4Bn и Рчаа, развиваемых соответственно ЧВД и
ЧНД, причем Д™ = «2X4^; ЛшД=рЯчнд, где а, 0—наиболь-
шие моменты ЧВД и ЧНД в долях момента, соответствующего
номинальной мощности турбины (звенья 5, б). Расход пара в
отбор Dor6 равен разности />чвд и D4Ha=eD%m, где постоянный
коэффициент £ (звено 7) пропорционален (J/a. На вход
интегрирующего звена 11, представляющего аккумулирующую
емкость коллектора (камеры) отбора, подаются те же сигналы,
что и на рис. 9.2, за исключением того, что вместо текущего
полного расхода пара через турбину D здесь вводится текущий
расход пара в отбор Dot6. Модели АРЧВ и РД такие же, как и в
схемах рис. 9.1 и 9.2 (безынерционные звенья 14, 15 и 16, 17).
Для обеспечения независимости регулирования по каналам
частоты и давления £г1/£г2 = е, а £РД1 ]кГД2 = 0/<х. Модели котла
312

(звенья 5—10) и Теплового потребителя (звенья 12, 13) такие же,
как ка рис. 9.2. Исходные задания нагрузки котла (А,д) и
турбины (Швдэд и Щвдзд) определяются величинами исходной
тепловой нагрузки потребителя />потр,,д и мощности турбины
Лурб.зд- При наличии дополнительных ограничений по выработ-
ке конденсационной мощности агрегата (по условиям темпера-
туры и количества охлаждающей воды в конденсаторе и т. д.)
они могут быть учтены соответствующим заданием \haamax,
^чнд™* и ^турб»** (ограничитель IS).
Приведенные выше модели эквивалентных агрегатов тепловых электростан-
ций описываются следующими уравнениями.
Конденсационные агрегаты (ГРЭС):
Автоматический регулятор частоты вращения и система регулирования
турбины (при работе с номинальным давлением):
$=^г(ДА-^+Ц,д+ЛрдС); (9-7)
"-<»<Чг)-<г<(г)_-
Автоматический регулятор частоты вращения и система регулирования
турбины (при работе на скользящем давлении):
^=1(ДДг-^+ц1зл); (9.9)
^=±(ДДг-Й2 + ц2м); - (9.11)
-«-«~(£)_«£<(2).j <->
Hi«=i; H2W=-- ■———; (9ЛЗ)
СИ
Турбина:
Котел:
И=*с.п*Ч+(1-*с.в|1г)- Р-14)
£>*чвд; (9.16)
%Й-^-№0-*чВД)-Р«д]; C9.17)
"* ' а,а
Рг,рб=^>чвд+Рчнд- (918)
^=^(Ад-0-ДГ>гр+Дйс,.); (9.19)
- 313

рт=Рс-кяП2. (9.20)
Собственные нужды:
^==-^(*,.4f-A0,J. (9.21)
Технологические зашиты:
P^Pimax, (9-22)
отключение блока (прямоточный котел)
Р*<Рус t>tycT-; ■ (9.23)
отключение блока (барабанный котел)
\(f-f^2)dt<B.
Регулятор «до себя»:
^Pra=P-s-Pimp при />Т>Р1РДС;
Д/)тО = 0 при РгтЛс^Рт^Р\еяс>
Д^гО=Л^/,2РДС ПРИ Рт<р2ГД.6
(9.24)
(9.25)
(9.28)
г1,рдС=ЛРдСД?т0; м =-—; (9.26)
ЯГ УрдС
т1рдс = тЬрдс + т12Рдо (9.27)
Г|РДС = 0 при/>/1РДС;
Лрдс = °; Я« = £>,д + дАд при/</ЯРДС.
Главный регулятор:
ЬРто=Рг-Рта, (9.29)
ЛЬгр Арт0
Г|1Гр = Л:ГрД/?10; —— = -—-; (9.30)
at /pp
Пгт=т11гр+Л2гр (9-31)
Топка:
^"^(Лп-ЛДгр). 0-М)
Агрегат ТЭЦ с турбинами с противодавлением:
Регулятор давления и система регулирования турбины:
. ~=у(к'&р„я-11+^а); (9.33)
И™„<И<Ит«; (9-34)
к'=ка+ ; (9.35)
°рд
АР™=Р™о-Р*„л- • (9-36)
314

Турбина:
Ар 1
л~Т.{в-р"«* (937)
D = Wt. (9.38)
Уравнения котла аналогичны уравнениям (9.19)—(9.21).
Тепловой потребитель:
%^=^-(Д/)-Дйпотр1); (9.39)
^О^^&р^к^. (9.40)
Коллектор:
^=-^(01ттр,ш+АОао^-АОяот„2-П). (9.41)
"' 'КОЛ
Агрегат ТЭЦ с турбинами с промышленными и теплофика-
ционными отборами пара:
Автоматический регулятор частоты вращения, регулятор давления и
система регулирования турбины:
-^р = ^чвдц-Цчвд + £рд1 ЬРж + kri АД (9-42)
—Jp = Y (»*чндм - Шнд - *РД2 ДРкэл + Ki А/}: (9-43)
Цчвдт.-.^М.чвд^Ичвд,™*: (9.44)
Ичвд™,<^чнд^Ичнд^; (9.45)
*РД1=А'Р; к,аг**к'л: (9.46)
к11 = Екг2; р/а=Ы; - (9.47)
Ал«л =Л»л о -Рии ■ (9.48)
Турбина:
-Очвд = Цчвд/'г; ЛГнд = Цчнд/С; ^чнд = е^нд; (9.49)
А™ = Очвд-Лшд; (9.50)
Р1урб = а/>ЧВд+рг>?нд; (9.51)
Уравнения котла аналогичны уравнениям (9.19)—(9.21) с заменой D на
.Очвд. Уравнения теплового потребителя аналогичны уравнениям (9.39), (9.40).
Уравнение коллектора аналогично уравнению (9.41) с заменой D на D^g.
На рис. 9.4 приведена структурная схема упрощенной моде-
ли энергоблока АЭС с реактором водо-водяного типа (ВВЭР),
работающего по двухконтурной схеме1. В энергоблоках с
1 Модель выполнена на базе разработки, осуществленной на кафедре
электрических станций Киевского политехнического института.
315

V*
»
*}
*
с, ,
^
1
■*
<8>^-
%
41
1
'Г
* я
* чГ
и
1 '
V!
^
1- _
^ «a.
E >
3 Г^-lcf1
a.
t
а
ас
р
1—1 *
^ "^ g"
/
ts
а
«е
1
«1
^
Я-
+
Е
а
£
i
i-r^Ki
см а <n> а
-о.'
1?
■Ч
i -*
«
Г*®*51
■ч
а
,Г
а.
см а 5J о i\j a'
"=с
i
о.
\>у^- а
г?
'
ч—
^1
? ?
о
в а
^ £_l/£w_
* a ^ъ,
' a.'
И
Г S
U <^
а.
К?,
■si
+
**
Ч »-"
"5 43
11
1
Г®*т
о.
""Ч
а а"
1. JT
с 1
0
S-f-
■4
\
и
<
ев
Н
Л
!
i
э
г.
в
>.
i

реакторами типа ВВЭР энергия, образующаяся в тепловыделя-
ющих элементах (твэлах) реактора, передается теплоносителю
первого контура, который прокачивается главными циркуля-
ционными насосами через «горячий» трубопровод, парогенера-
тор и далее через «холодный» трубопровод обратно в активную
зону реактора. В качестве теплоносителя первого контура
используется вода, которая одновременно является замедлите-
лем. Теплота, содержащаяся в теплоносителе, через трубки
парогенератора передается кипящему теплоносителю парогене-
ратора. Сухой насыщенный пар, образующийся в парогенерато-
рах, направляется в главный паровой коллектор и далее в
турбину, где тепловая энергия преобразуется в механическую.
Убыль пара из парогенератора восполняется притоком пита-
тельной воды, подаваемой питательным насосом.
Энергоблок АЭС является сложным нелинейным объектом с
распределенными параметрами. В приведенной упрощенной
модели нашли отражение наиболее существенные процессы,
определяющие протекание переходных режимов на интервале
времени в несколько минут, и. в частности, нейтронно-физиче-
ские процессы в реакторе, процессы генерации пара, управления
мощностью и реактивностью реактора. Особенности модели
энергоблока АЭС по сравнению с энергоблоками на органиче-
ском топливе обусловлены также необходимостью учета обрат-
ных связей по реактивности реактора, определяющих важное
свойство таких агрегатов — положительное саморегулирование
при изменении температуры теплоносителя на входе и выходе
реактора.
В модели предусмотрена возможность представления как
моноблока (на один реактор одна турбина К-1000-60/3000 или
К-1000-60/1500), так и дубль-блока (на один реактор две
турбины К-220-44/1500 или К-500-60/1500). Активная зона
реактора представлена в виде эквивалентного твэла, омываемо-
го эквивалентным потоком теплоносителя. Эквивалентными
звеньями представлены петли циркуляции теплоносителя, паро-
генераторы, паропроводы, соединяющие парогенераторы с
паровым коллектором и коллектор с турбиной. Все величины
измеряются в относительных единицах, за базисные приняты
номинальные мощность, расход пара, давление перед турбиной
(в паровом коллекторе), температуры топлива и теплоносителя.
Модель турбины и ее системы регулирования такие же, как и
для агрегатов ТЭС (рис. 9.1). В связи с тем что на агрегатах
АЭС используется низкотемпературный паровой цикл (рабочее
тело турбины — насыщенный пар), турбина АЭС и их системы
регулирования имеют конструктивные отличия от турбин ТЭС,
что выражается в увеличении постоянной механической инерции
агрегатов и большей инерционности системы регулирования
турбины (Тс = 0,5 с). Значения £ЧВд для различных типов
318

агрегатов лежат в пределах 0,25—0,5, ГП1П—от 2 до 4 с. Для
дубль-блока выполнена модель двух идентичных турбин со
своими системами регулирования, суммарная мощность кото-
рых Ртурв! и РтуРб2 равна мощности энергоблока Рг,Аэс. а
суммарный расход пара этих турбин Dx и D2 равен расходу
пара из парогенератора D. При схеме дубль-блока каждая
турбина имеет индивидуальный регулятор «до себя», поддержи-
вающий постоянство давления во втором контуре (перед
турбиной). При обеих работающих турбинах одна из них
работает с РДС, другая с АРЧВ (а РДС на ней работает в
«стерегущем» режиме, восстанавливая давление только при его
существенном изменении). Модель РДС аналогична модели,
приведенной на рис. 9.1, 7^*40-^120 с, klPncHi 1,5, А;2Рдс»1,5.
Кроме того, скорость изменения сигнала РДС ограничивается
некоторой величиной vP^Cmax. Постоянный коэффициент кт
(звенья 11—13) введен для возможности моделирования моно-
блока и дубль-блока. При моноблоке используется модель
только одной турбины с ее системами регулирования и кт~\
(Ртурв-РтАэс, D = Dt). При дубль-блоке используются модели
обеих турбин с их системами регулирования и £т=0,5 [Ргаэс =
= 0,5(Ртур61 + Рту^2), D = 0,5(Dt + D2)].
Звенья 18—20 отражают процессы изменения нейтронной
мощности реактора вследствие изменения положения регули-
рующих стержней реактора, изменения температуры топлива и
условий теплоотдачи от твэлов к теплоносителю. Изменение
реактивности реактора Др (характеризующей способность реак-
тора к поддержанию цепной реакции) линейно зависит от
изменения температур топлива АТИ, теплоносителя &Тср и
изменения положения регулирующих стержней AzAPM.
Коэффициенты реактивности по температуре теплоносителя
а„ температуре топлива аг и регулирующей группы стержней
ар>0 постоянны. Коэффициент а, зависит от периода кампании
(возрастает по мере использования ядерного горючего, что
приводит к увеличению способности реактора к саморегулиро-
ванию). Звенья 15—17 отражают динамику нейтронно-физиче-
ских процессов в реакторе при представлении непрерывного
спектра запаздывающих нейтронов одной эквивалентной груп-
пой с постоянной распада Х(Х«0,08). Здесь р"—доля запазды-
вающих нейтронов (Р ж 0,006), С—концентрация ядер-излучате-
лей запаздывающих нейтронов. Выходной величиной звена 16
является нейтронная мощность реактора N. Инерционное звено
23 отражает процесс изменения средней температуры топлива
АГН, зависящей от разности текущей N и заданной Nw
нейтронной мощности и отклонения средней температуры
теплоносителя в активной зоне ATCV. Постоянная времени ти
составляет 4,5—4,8 с. В свою очередь, при допущении отсутст-
вия транспортного запаздывания (несколько секунд) в измене-
319

нии средней температуры теплоносителя в активной зоне ДГср и
в трубках парогенератора А7"с" по отношению к изменению
средней температуры топлива ДГ„ первые два параметра
линейно связаны друг с другом и изменением давления в
парогенераторе Д^щ-, что отражено в модели безынерционными
звеньями 24—27. Изменение количества теплоты, передаваемой
из первого контура во второй, Д£?пг линейно зависит от ДГСрг и
Д/?яг (безынерционные звенья 28, 29). Парогенератор, представ-
ленный одной сосредоточенной емкостью, описывается инер-
ционным звеном 30, на вход которого подаются AQm и
небаланс (разность) между заданным и текущим расходом пара
в турбинах энергоблока дЬ(Д£> = Д01+дЬ2), а выходной
величиной является отклонение давления на выходе парогенера-
тора от исходного. Постоянная времени парогенератора тпг для
энергоблоков с реакторами ВВЭР-1000 составляет 43—47, с
реакторами ВВЭР-440—60—67 с. Текущее значение давления на
выходе парогенератора риг складывается из исходного значения
Ршт.ша и отклонения Др„г. Давление перед турбиной рх (в
паровом коллекторе) отличается от давления на выходе
парогенератора рш на величину перепада ApT = kRD2 (звено 14).
Коэффициент kR, как и в модели энергоблока ТЭС, принят в
первом приближении постоянным (£^«0,05). Инерционность
изменения давления перед турбиной по отношению к измене-
нию давления на выходе парогенератора (несколько секунд)
не учитывается. Звено 31 (ограничитель) >прощенно моде-
лирует быстродействующие редукционно-охладительные уста-
новки (БРОУ) и предохранительные клапаны, ограничивающие
давление на выходе парогенератора величиной ршящх.
Для энергоблоков с реактором ВВЭР применяются два
режима работы—базовый, при котором заданной является
мощность реактора, а давление перед турбиной (в паровом
коллекторе) поддерживается регулятором «до себя», и регули-
рующий, при котором заданной является мощность турбины, а
давление пара поддерживается регулятором давления второго
контура, который, воздействуя на регулирующие стержни
реактора, приводит мощность реактора в соответствие с
нагрузкой турбины. Соответственно в модели рис. 9.4 преду-
смотрены два варианта автоматического регулятора мощности
реактора (АРМ)—работающего в режиме стабилизации нейт-
ронной мощности (АРМ") и в режиме поддержания давления во
втором контуре (АРМт). В состав АРМ" входят усилительный
блок (звено 41), релейный блок (звено 42) и интегрирующее
звено 43. На вход усилительного блока подается разность
между заданной и текущей мощностью реактора. При опреде-
ленной величине этого сигнала на выходе звена 43 появляется
сигнал AZapm и осуществляется перемещение регулирующих
стержней реактора с заданной скоростью v„. В режиме
320

поддержания давления во втором контуре (перед турбиной)
АРМГ работает как пропорционально-интегральный регулятор
с зоной нечувствительности по давлению. Его модель аналогич-
на модели РДС и ГР для агрегатов ТЭС (звенья 38—40).
Выходной величиной является перемещение регулирующих
стержней реактора AZJpM. Скорость перемещения регулирую-
щих стержней при работе АРМТ ограничивается величиной
v<nmax- Постоянная времени ГарМ для энергоблоков с реак-
тором ВВЭР-440 составляет 30—50, с реактором ВВЭР-1000—
10—20 с, коэффициенты усиления к1АШ= 1,5-^-5, &2АРМ=1,5-=-5.
Описанной модели энергоблока АЭС соответствуют следующие уравнения.
Уравнения турбин и их систем регулирования аналогичны уравнениям (9.7),
(9.8), (9.15)—(9.18) для ТЭС. Уравнения РДС во втором контуре аналогичны
уравнениям (9.25)—(9.27) для ТЭС. Кроме того, вводится дополнительное
уравнение, характеризующее ограничение скорости изменения сигнала РДС
величиной
1Ч*дс |— 1Пгдс1 ^ /п с\\
JJ % РрДСии ■ (У •■")
Уравнения нейтронной мощности реактора:
Уравнение изменения реактивности реактора:
Ар = в,ДГср+агДГ,+а1!,сЛЛАРм- (955)
Уравнения изменения средней температуры топлива и теплоносителя в
активной зоне:
<~£- -АГ. + в1 (JV-JVJ +«2ДЭ%; (9.56)
ДГор=в3Др«+в4ДГ11. (9.57)
Уравнения изменения средней температуры теплоносителя в трубках
парогенератора и количества теплоты, отдаваемой во второй контур:
ДГс'Р;=а5Др„+а6ДГср; (9.58)
Деог=а7ДГ»^в8Дрвг. (9.59)
Уравнение давления в парогенераторе:
Рш=Рш,яы + АР*т'> Рпг^Ршгшах- (9-61)
В уравнениях (9.56)—(9.60) ая—постоянные коэффициенты.
Уравнения давления пара в паровом коллекторе (перед турбиной) и расхода
пара:
Р*=Рт-М>2; (9-62)
^ D=K(D1+D2); AD=kT[(D1-DlvJ + (D2~D2vft. (9.63)
Уравнения АРМ:
а) в режиме стабилизации нейтронной мощности (АРМ"):
321
21-2860

0«=£Ч*»-ЛГ); (9.64)
Г +1 при иы>и„0;
Uy=-l 0 при -«7«о<t/«<ип0; (9.65)
I -1 при t/„<-t/1,.0;
-1 при t/BI<-t/M0
Jf
=гя^,; (9-66)
б) в режиме поддержания давления во втором контуре (АРМ*)—
аналогичны уравнениям для РДС с заменой г)РДС на Д^арм- Кроме того,
скорость перемещения регулирующих стержней ограничивается величиной
V
^^*[<Kn-,. (9.67)
В обоих режимах АРМ:
В программе предусмотрена возможность моделирования
устройств делительной автоматики по частоте, отделяющих
электростанцию соответствующего типа или ее часть с районом
нагрузки. Для каждого устройства делительной автоматики
имеется возможность задания двух пусков по частоте со своими
выдержками времени. Устройство автоматики срабатывает при
выполнении одного из условий:
f^fl ДА' ^[1ДА "|
или У (9.69)
/^/2ДА> *^'2ДА' ^
гДе Л да» /г да—уставки по частоте первого и второго пусков;
'хда? 'гда—уставки по времени первого и второго пусков.
Максимальное число устройств делительной автоматики для
агрегатов различных типов—100.
Срабатывание устройств частотного пуска и перевода
генераторов из режима СК в активный режим осуществляется
при выполнении условий
/Ч/чп> '5^чп, 1 ,Q7m
/</ск,^/ск, | (9'70)
где/чш/ск, *чш *ск—соответственно уставки этих устройств по
частоте и времени.
При выполнении условий (9.70) ввод мощности генераторов
в результате действия этих устройств моделируется линейными
зависимостями, представленными на рис. 9.5.
322

Рис. 9.5. Моделирование действия
устройств частотного пуска и перево-
да гидрогенераторов из режима СК в
активный режим
Небаланс (дефицит) мощности моделируется программным
заданием характеристики изменения генерируемой мощности во
времени PT = q>(t) для любого типа агрегатов (ТЭС, ГЭС и
АЭС). Максимальное число ступеней изменения Рг для каждого
типа агрегата—10.
Структурная схема программы приведена на рис. 9.6. Про-
грамма состоит из основной управляющей программы MAIN и
десяти подпрограмм.
В программе МАШ производится запоминание начальных
значений мощностей агрегатов, вычисление некоторых констант
и ттг, расчет параметров режима (давлений, расходов, текущих
мощностей и т. д.) на каждом шаге интегрирования, проверка
на окончание времени расчета, а также предусмотренный
останов при выходе частоты за заданные верхнюю f^x или
нижнюю fmin границы.
Подпрограммы выполняют следующие функции: REWRI —
осуществляет первичную обработку и распечатку исход-
ных данных; LIMIT — анализирует условия работы тех-
нологических защит, реализует их воздействия и печата-
ет об этом сообщения по ходу расчета; SEPAR—то
же для устройств делительной автоматики по частоте;
RESERV—то же для устройств частотного пуска и пе-
ревода генераторов в активный режим; ACHR и CAPV—
то же для устройств АЧР и ЧАПВ; LACK—реализует
изменение небаланса (дефицита) мощности во времени;
PRINT—запоминает результаты расчета на шаге печати
и распечатывает таблицы и графики по окончании рас-
чета; RUNGE —осуществляет интегрирование дифферен-
циальных уравнений методом Руиге — Кутта четвертого по-
рядка; RIGHT—производит вычисление правых частей диф-
ференциальных уравнений.
На рис. 9.7 показана структурная схема подпрограммы
ACHR, а на рис. 9.8—подпрограммы CAPV.
В процессе расчета печатаются сообщения о работе уст-
ройств противоаварийной автоматики (АЧР, ЧАПВ, ДА,
устройств ЧП и перевода генераторов в активный режим). По
окончании расчета в виде таблиц и графиков распечатываются
323
APCKJP4„
"тжквн
«"школ
Ч ск^ск'ччп

Обнуление переменных
_ и. массивов
MAIN
Запоминание начальных
значений.
Вычисление Ттт
а констант
Присваивание ш«мм«
значений
1 \
Начала цикла
интегрирования
I Вычисление схсльжетя I
X
Вычисление текущих
значений Я.Рт.РчРгЛ
Нет,
Л
Earn лиАЧР'
>
А*
~"* ?
Г
л
Проверю tly4f*fa,, )fc
Шт
Ht»
f<+m
< Проверка окончание N.
времени процесса /Окончен
Пересылка переменны!
в функциональные массивы
I
, С
RCWP1
LIMIT
SEPAR
LACK
RESERV
A CUR
RETURl
5й
МРУ
ТЁтШкГ
PRIHT
ROUSE
ПШ
Рис 9 6 Структурная схема программы
зависимости изменения во времени частоты, суммарной
мощности генераторов, суммарной мощности нагрузки,
мощности генераторов, введенных в работу устройства-
ми частотного пуска и переведенных в активный режим,
324

Пахало ци*т по
числу очередей. АЧР
< Работала ли N.
дачная очеред* \-
АЧП /
М.
Нет
<'Сравнение частоты\ f>f^
с уставной, очереди \г——* ,
АЧР /Y^W
Да
< Запущена ш N.
данная очередь \
АЧР' /
Нет
Реализация сигнала запуска,
чистка счетчика времени,
перестройка АЧР яд ^ю^
Работа счетчика
времени
/ Сравнение
счетчика времена
с уставной по времени
\ очереди АЧР
t<U,
lot,
JCT
Чистка счетчика Времени и
сигнала запуска,лерестрой-
на АЧР на Ajct
Расчет мощности,
отключенной очередью
АЧР
т
Нет / Совмещена. ли\
С ачереа*АЧР? У
м
Поиск совмещен-
ной очереди АЧР
Учет отключенной, мощ-
ности, в мощности, сов-
мещенной, очереди.
АЧР
Учет мщнОсти,отклю-
ченной АЧРгв суммарной
мощности нагрузки
системы
Печать текущего вре -
мени, частоты и мод-
ности, отключенной.
АЧР
Конец цикла
Рис. 9.7. Структурная схема подпрограммы ACHR
суммарной мощности нагрузки, отключенной устройст-
вами АЧР, суммарной мощности нагрузки, включенной
устройствами ЧАПВ. При необходимости дополнитель-
но могут быть выданы на печать зависимости изменения
во времени мощности и технологических параметров раз-
личных агрегатов ТЭС и АЭС (расходов, давлений, пере-
мещений регулирующих клапанов и т. д.) и теплового по-
требителя. Примеры расчетов по описанной программе при-
ведены в § 2.9.
Для расчета переходных процессов со снижением частоты
и работой АЧР при отсутствии вращающихся резервов мощ-
ности на электростанциях разработан более простой вари-
ант программы, в котором блоки, связанные - с работой
325

Начало цикла по коли-
честву очередей. ЧАПВ
< Работала ли
данная очере'
ЧАПВ?
dt ^y.
А*
IHem
Поиск АЧР(1),от кото-
рой запускается данная
очередь ЧАПВ
т
<
< Работала ли.
очередь АЧР(Г)?
>
Сравнение частоты
с уставкой, очереди.
ЧАПВ
>
< Запущена ли данная \.
очередь ЧАПВ'' у^~
('<W
А*
1
Нет
Реализация сигнала запуска.
чистка счетчика времени,
перестройка на fj03jp
X
Работа счетчика времени
1
<Сравнение счетчика временив. t<tv
с уставкой по времени ^
очереди ЧАПВ у*
Чистка счетчика времени и сигнала
запуска, перестройка ЧАПВ на AjCT
S * ^
У^ Совмещена ли ^v_
\очередьАЧР(1)' ^
\А*
Нет
Поиск совмещенной оче-
реди A4P(J)
<
X
Имеет ли \*
A4P(J) 4APB(J)?S~
\а* -
Нет
Поиск очереди HAfJB(j)t
запущенной от A4P(J)
Расчет суммарной, тщ-
ыоста нагрузки,6клю—
ченкой очередью
ЧАПВ
ZL
Учет мощности,вклю-
ченной ЧАПВ, в суммар-
ной мощности, нагруз-
ки системы
Печать текущего вре-
мени,частоты и мощ-
ности., включенной. ЧАПВ
l_t
Конец цикла
Рис. 9.8. Структурная схема подпрограммы CAPV
противоаварийной автоматики (АЧР, ЧАПВ и др.), анало-
гичны описанным выше, а электростанции моделируются
упрощенно [38].
326

Глава десятая
ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ АВАРИЙНОЙ РАЗГРУЗКИ
В СССР И ЗА РУБЕЖОМ
10.1. Анализ опыта эксплуатации аварийной разгрузки
в энергосистемах СССР
Развитие объединенных энергосистем, рост нагрузки круп-
ных промышленных районов, увеличение генерирующей мощ-
ности энергосистем в основном за счет крупных электростанций
приводят к постоянному росту числа несбалансированных по
мощности энергорайонов, причем в большей степени растет
число дефицитных по мощности районов. В последние годы
около 80% районов в стране работают с дефицитом активной
мощности.
Автоматическая частотная разгрузка широко применяется во
всех энергосистемах страны. К устройствам АЧР в среднем
подключается 50—60% нагрузки. Кроме того, ежегодно в
сбалансированных и избыточных по мощности энергосистемах к
устройствам АЧР подключается дополнительная нагрузка в
объеме, равном примерно 50% ее суммарного прироста, а в
дефицитных по мощности энергосистемах—подавляющая часть
ее суммарного прироста.
В связи с развитием энергосистем и тенденцией к увеличе-
нию числа очередей АЧР количество устройств АЧР и ЧАПВ
постоянно растет. На 1 января 1986 г. в энергосистемах страны
было установлено около 16 000 устройств АЧР и 8000 устройств
ЧАПВ. Число устройств АЧР в энергосистемах увеличивается в
среднем на 10—15, а устройств ЧАПВ—на 15—20% в год,
причем темпы роста были бы более высокими, если бы
потребности энергосистем в аппаратуре полностью удовлетво-
рялись.
В среднем ежегодно в энергосистемах страны имеет место-
примерно 150 случаев работы АЧР. Анализ большого объема
данных по работе АЧР показал, что разгрузка вместе с
комплексом других противоаварийных мероприятий (делитель-
ная автоматика по частоте на тепловых электростанциях,
дополнительная разгрузка, частотный пуск гидрогенераторов,
перевод гидрогенераторов из режима СК в активный режим
ЧАПВ) обеспечила успешную ликвидацию подавляющего боль-
шинства (93—95%) аварийных возмущений с дефицитом актив-
ной мощности. Отдельные случаи развития нарушений, причи-
ной которых была недостаточная эффективность разгрузки
(5—7%), как правило, носят характер локальных аварий.
Причины недостаточной эффективности разгрузки в этих
случаях анализируются ниже.
327

Таблица 10.1. Характеристик» прутемнЬ, сояровождавяшхся работой ЛЧР
Веды нарушевик
Простые:
число случаев ра-
боты АЧР
то же, %*
Сложные:
число случаев ра-
боты АЧР '
то же, %*
Всего:
число случаев ра-
боты АЧР
то же, % *
ОЭС и энергосистемы, входящие в
ОЭС или ЮС СССР
ОЭС
4
0,5
9
1
13
1,5
Энергосисте-
ма или груп-
па энергосис-
тем
92
12,5
106
14,5
198
27
Районы энер-
госистем
349
47,5
116
15,5
466
63
Изолирован-
ные энерго-
системы
35
5
26
3,5
61
8,5
Всего по ви-
дам наруше-
ний
480
65
257
35
737
100
От общего тела случаев работы АЧР
В табл. 10.1 и 2.1 приведены данные по работе АЧР,
характеризующие иерархический уровень, на котором работала
АЧР, и вид нарушений (каждый случай отмечает факт
срабатывания АЧР независимо от числа сработавших устройств
и значения отключенной нагрузки). Простыми нарушениями
условно назывались такие, которые явились следствием не
более одного-двух событий (например, отключение генератора в
изолированной энергосистеме, отключение единственной питаю-
щей район линии или отключение линии и- последующее
отключение из-за превышения предела передаваемой мощности
другой линии и т. д.). Сложными нарушениями условно
считались- такие, которые явились следствием более двух
событий. Такими событиями были короткие замыкания с
отключением отдельных элементов (линий, трансформаторов,
шин), отказы или повреждения выключателей (с последующим
действием УРОВ), сбросы и набросы нагрузки электростанций
или потребителей, неуправляемость блоков ТЭС и АЭС в
аварийных условиях, нарушения работы собственных нужд
электростанций, возникшие асинхронные режимы, неправильные
срабатывания и отказы устройств релейной зашиты и автомати-
ки, ошибочные действия персонала и т. д.
Как видно из табл. 10-1, 2.1, число нарушений с глубоким
снижением частоты, приводящим к срабатыванию АЧР и
охватывающим ОЭС в целом, крайне незначительно (1,5%), а
случаев работы АЧР в масштабах ЮС не было совсем. Это
является следствием укрупнения энергообъединений и роста- их
328

мощности, когда даже потеря крупных источников генерации,
как правило, не приводит к снижению частоты до уставок АЧР.
Основная часть нарушений нормального режима с работой АЧР
приходится на долю отдельных районов или энергосистем
(90%), число которых, как указывалось выше, в последние годы
существенно возросло.
Как видно из табл. 10.1, большую часть (65%) нарушений с
работой АЧР составляют простые нарушения, причем наиболее
часто они вызваны отключением линий (28% — отключение
единственной линии, связывающей район или энергосистему с
энергообъединением, 16%—одновременное отключение двух
линий или отключение одной с последующим отключением
второй из-за нарушения устойчивости). Достаточно велика и
доля сложных нарушений (35%), среди которых были наруше-
ния, сопровождавшиеся цепочками от 3—5 до 15—20 событий.
Эти события возникают в самых различных сочетаниях, причем'
появление любого из них может существенным образом
изменять характер развития нарушения. Высокая эффективность
работы АЧР в этих условиях еще раз подтверждает, что
ориентация принципов выполнения разгрузки на ликвидацию
сложных каскадных нарушений, на вероятностный характер
возникновения и развития аварийных ситуаций является пра-
вильной и обоснованной. В.тех случаях, когда эти требования
не выполняются, как правило, ликвидация аварии затягивается
или имеет место развитие аварии с тяжелыми последствиями. В
качестве такого примера может служить описанный в § 2.1
случай нарушения нормальной работы в одной из энергосистем,
где выполнение АЧР (в первую очередь ее объем) не
удовлетворяло указанным выше требованиям.
Хотя значительная часть аварийных нарушений с работой
АЧР является следствием ряда событий, представляет интерес
классификация таких нарушений по их первопричинам. Они
распределяются следующим образом: отключение линии при
коротком замыкании (при ветре, грозе, пожаре, обрыве прово-
да, троса, спуска к заградителю и т. д.)—49,5%; отключение
трансформаторов (автотрансформаторов)—2%; повреждение
оборудования (в основном выключателей) с последующим
отключением шин (работа ДЗШ, УРОВ) —15,5%; погашение
или снижение мощности котла, отключение генератора, тур-
бины—11,5%; неселективная', ложная работа, отказ релейной
защиты или противоаварийной автоматики—8%; ошибочные
действия персонала (отключения генераторов, линий и т. д.) —
10,5%; прочие причины —3%. Таким образом, основная часть
нарушений с работой АЧР является прямым следствием или
начинается с отключения линий.
Характеризуя функционирование всех устройств АЧР и
ЧАПВ (независимо от числа аварийных ситуаций), следует
329

отметить высокую надежность их работы. Число случаев
правильных действий устройств АЧР за последние годы
находится на уровне 97,7—99,6, а ЧАПВ—99,8—99,9%. Число
неправильных действий устройств АЧР не превышает 1,6,
ЧАПВ—0,1, число отказов АЧР—0,9, ЧАПВ—0,1%.
Средняя периодичность срабатывания одного устройства
АЧР и ЧАПВ за рассматриваемый период колебалась без
какой-либо последовательной тенденции к изменению соответ-
ственно от 0,28 до 2,14 и от 3,3 до 6,35 лет. Однако между
энергосистемами различия в показателях работы устройств
разгрузки весьма велики, что вполне естественно, поскольку
вероятность возникновения аварийных дефицитов мощности
помимо таких факторов, как уровни повреждаемости оборудо-
вания и линий, в сильной степени зависит' от структуры
энергосистем, наличия и пропускной способности внутрисистем-
ных связей и т. д. Наибольшее число срабатываний устройств,
как и наибольшее число нарушений с дефицитом мощности
(табл. 10.1), падает на районы или энергосистемы, получающие
значительную часть мощности из других энергосистем (энерго-
объединений) и имеющие связи малой пропускной способности,
а также на изолированные энергосистемы. В некоторых районах
и энергосистемах наблюдается повторяемость случаев работы
разгрузки. Так, например, в течение одного года на долю семи
энергосистем, суммарная установленная мощность которых
составила примерно 2% общей, пришлось примерно 52%
общего числа срабатываний устройств АЧР. Периодичность
срабатывания устройств АЧР в этих энергосистемах составила
0,25—0,75 года. В то же время 44 энергосистемы имели
периодичность срабатывания устройств АЧР 5 лет и более, в
том числе 29 энергосистем—10 лет и более, а в II совсем не
было действий АЧР.
На рис. 2.4 показаны распределения нарушений с работой
АЧР за 15 лет во временном разрезе—по часам суток, дням
недели и месяцам года, а в § 2.1 дана характеристика этих
распределений. На основании анализа данных рис. 2.4 может
быть сделан вывод об относительно высокой вероятности
нарушений, приводящих к работе АЧР, в различные периоды
суток, недели, года (а не только в периоды соответствующих
максимумов нагрузки). В этих условиях высокая эффективность
АЧР говорит об обоснованности требования по обеспечению
запасов в объемах АЧР по условиям режимов минимума
нагрузки и требования успешной ликвидации многообразия
возможных аварийных режимов.
На рис. 10.1 показано распределение нарушений, связанных с
работой АЧР, по минимальным уровням частоты в процессе их
ликвидации. Проанализировано примерно 50% случаев работы
АЧР, приведенных в табл. 10.1, по которым имелись объектив-
330

25
20
15
10
5
0
-
'i 1 i i i i i
45 45,5 46 46,5 47 47,5 43 48,5f,Tu,
Рис. 10.1. Распределение случаев ра-
боты АЧР по минимальным уровням
частоты в процессе работы разгрузки
Рис. 10.2. Кривая изменения частоты
во времени при действии АЧР и
автоматическом восстановлении нор-
мального режима энергосистемы
ные данные об уровнях понижения частоты. Показателем
эффективности работы разгрузки являются не только уровни
частоты, но и длительность существования этих уров-
ней, однако из-за отсутствия достаточно представительных
достоверных данных по этому параметру они не приво-
дятся.
Как видно из рис. 10.1, в большинстве случаев минимальные
значения частоты при работе АЧР лежат в диапазоне 47—49 Гц
(72% нарушений). Это является следствием того, что, с одной
стороны, наиболее часты случаи возникновения немаксималь-
ных расчетных дефицитов мощности и, с другой стороны,
следствием эффективного действия быстродействующих очере-
дей АЧР1, назначением которых является предотвращение
глубокого снижения частоты. Снижение частоты до уровней
45—47 Гц (23% нарушений) в большинстве случаев происходит
при возникновении больших дефицитов мощности (примерно
30—50%) и эффективном действии АЧР1 или в отдельных
случаях из-за недостаточной эффективности разгрузки (в основ-
ном из-за • недостаточного объема АЧР). Снижение частоты
ниже 45 Гц (5% нарушений) является прямым следствием
недостаточной эффективности быстродействующих очередей
АЧР1 (также в основном из-за недостаточного объема АЧР1) и
дополнительной нагрузки. Был отмечен и ряд случаев, когда
после действия АЧР1 частота находилась на пониженных
уровнях (47—48,5 Гц, а в отдельных случаях и ниже) длитель-
ное время (до нескольких минут), т. е. время большее, чем
допускается [30, 54]. Это является в первую очередь следствием
недостаточного объема и неправильного размещения АЧРП.
Значительная часть нарушений (33,5%), связанных с работой
АЧР, сопровождалась асинхронными режимами (см. табл. 2.1).
331

В подавляющем большинстве случаев нарушения синхронизма
имели место в сетях 110—220 кВ, где наиболее часто допуска-
ются кратковременные асинхронные режимы для быстрого
восстановления нормального функционирования энергосистемы.
В ряде энергосистем и районов АЧР в соответствии с
рекомендациями [30, 54] успешно используется как средство-
ресинхронизации. Вместе с тем можно отметить, что примене-
ние АЧР как средства ресинхронизации может быть еще более
расширено, что дает возможность ускорить восстановление
нормального режима энергосистем и сократить перерывы
питания потребителей.
Средняя продолжительность ликвидации нарушения, сопро-
вождавшегося работой АЧР, и восстановления нормального
режима энергосистемы (района) составляет около 20 мин.
В ряде энергосистем комплексное использование АЧР с дру-
гими устройствами (АПВУС, НАПВ, ЧАПВ, частотный пуск
гидрогенераторов), применение для подъема частоты такого
мероприятия, как автоматическое изменение уставок возврата
устройства АЧРИ после их срабатывания, позволили обеспечить
полностью автоматическое восстановление нормального режи-
ма за 2—Змии. В качестве примера на рис. 10.2 показана
кривая изменения частоты в одной из энергосистем при
возникновении значительного дефицита мощности в результате
отключения межсистемных связей. Через 20 с в результате
действия АЧР и мобилизации резервной мощности на гидроаг-
регатах, работавших в режиме синхронных компенсаторов,
частота была восстановлена до нормального уровня. Далее
успешно сработали устройства АПВ на межсистемных связях,
после этого начали действовать устройства ЧАПВ. К 80-й
секунде питание всех отключенных потребителей было восста-
новлено и автоматическая ликвидация нарушения закончена.
При тяжелом развитии ряда нарушений, явившихся главным
образом следствием неудовлетворительного выполнения АЧР,
восстановление нормального режима занимало от получаса до
нескольких часов.
Оценка ущербов при работе АЧР, выполненная выборочно в
некоторых энергосистемах, показала, что их размер в ряде
случаев превосходит минимально возможный. Это в первую
очередь вызвано недостатком релейной аппаратуры и, как
следствие, укрупнением очередей АЧР, приводящим к одновре-
менному отключению как малоответственных, так и более
ответственных нагрузок.
В подавляющем большинстве случаев при правильной
настройке АЧР отключаемая нагрузка не превосходит возник-
шего дефицита мощности. Тем не менее на практике наблюда-
лись отдельные случаи излишнего (сверх объема дефицита
мощности) отключения нагрузки около 2—5% мощности
332

района и, как следствие, подъема частоты выше исходной. Это
имело место при возникновении больших (более 40—50%)
дефицитов мощности из-за конечного времени отключения
нагрузки при работе АЧР1 и отсутствии быстродействующей
дополнительной разгрузки, на которую возлагаются основные
функции ликвидации столь больших дефицитов мощности.
Как указывалось выше, определенное (хотя и незначитель-
ное) число нарушений с дефицитом мощности все же получает
развитие. Это происходит в значительной степени из-за
недостатков в выполнении аварийной разгрузки. Основные из
них следующие:
1) недостаточный объем и неправильное размещение раз-
грузки, а в отдельных случаях неправильный выбор уставок
АЧР. Подобные дефекты в выполнении АЧР1 приводят к
глубокому снижению частоты, а в выполнении A4PII — к
длительному зависанию частоты на пониженных уровнях. Эти
недостатки обусловлены неправильным выбором расчетных
аварий, неучетом сложного характера аварийных ситуаций с
повторяющимся или медленно нарастающим снижением часто-
ты (в основном вследствие неуправляемости блочных тепловых
электростанций в.аварийных режимах и снижения их мощнос-
ти), отсутствием запасов в объемах разгрузки по условиям
режимов ночных провалов нагрузки, выходных и праздничных
дней, несоответствием фактической подключенной к устройст-
вам разгрузки мощности расчетной;
2) отсутствие или дефекты в выполнении дополнительной
разгрузки и делительной автоматики по частоте на тепловых
электростанциях (см. § 3.2);
3) обратное включение отключенной устройствами АЧР
нагрузки персоналом вручную или автоматически устройствами
АВР на те же генерирующие источники, приводящее к
повторному снижению частоты, развитию нарушения;
4) отказы устройств АЧР на подстанциях с оперативным
переменным током;
5) неправильный выбор уставок и размещение устройств
ЧАПВ (особенно в условиях укрупнения очередей АЧР). Это
приводит к преждевременному обратному включению потреби-
телей устройствами ЧАПВ (когда условий для восстановления
их питания еще нет), повторному снижению частоты и
развитию аварийной ситуации.
Особо следует остановиться на вопросах функционирования
частотной автоматики, включая АЧР, в условиях работы
энергосистем с пониженной частотой в нормальном режиме.
Такие режимы имели место в ЕЭС страны в начале 80-х годов
[84, 65]. Пониженный уровень частоты был обусловлен недоста-
точностью резерва в ЕЭС как по мощности, так и по энергии,
ограниченностью пропускной способности электропередач, пре-
333

пятствующей выдаче полной мощности электростанций, не-
достаточной маневренностью (управляемостью) оборудования
электростанций и рядом других причин. В этих условиях
балансирование режима и создание минимально необходимого
резерва мощности производились за счет планового и оператив-
ного ограничения потребителей.
Режимы работы с пониженной частотой в отдельные
периоды применялись также с целью снижения потребляемой
мощности и энергии в условиях наличия определенных резервов
мощности, которые в периоды прохождения максимумов
нагрузки недоиспользовались на остановленных неэкономичных
агрегатах и на работающих агрегатах из-за снижения экономич-
ности их режимов (являвшейся в тот период определяющим
показателем работы электростанций). Как показали исследова-
ния [78], суточные колебания частоты в пределах ±1%
практически не влияют на суммарное потребление энергии, но
несколько сглаживают суточный график нагрузки энергосисте-
мы—ее максимум уменьшается примерно на 1%. При дли-
тельной работе с частотой, пониженной на 1%, в результате
адаптации потребителей к новым условиям питания (см. § 1.2)
потребление электроэнергии также не отличается от нормально-
го [78], т. е. подобные режимы не дают положительного
эффекта с точки зрения экономии электроэнергии. Более того,
при пониженной частоте снижается КПД турбин (особенно
конденсационных), что приводит к росту удельных расходов
топлива на производство электроэнергии, а при работе турбин с
полностью открытыми регулирующими клапанами—и к сниже-
нию мощности агрегатов [79].
В условиях работы ЕЭС с пониженной частотой, с одной
сгороны, существенно возросла роль АЧР, поскольку в таких
условиях надежность работы энергосистем снижается. Уровни
частоты в нормальных режимах находились на границе
аварийно допустимого значения (вблизи уставок АЧР), и
значительная часть возмущений, приводивших даже к неболь-
шому дефициту мощности, сопровождалась срабатыванием
АЧР.
С другой стороны, при отсутствии регулировочного диапазо-
на на электростанциях на АЧР были возложены несвойственные
этой артоматике функции поддержания частоты в нормальном
режиме. Эти функции выполнялись спецочередями АЧР с
повышенной уставкой срабатывания по частоте, а в отдельных
случаях и очередями A4PII. Значительное число случаев
срабатывания АЧР имело место при прохождении максимумов
нагрузки, если генерирующей мощности не хватало для
покрытия нагрузки. Частая работа устройств АЧР, сопровож-
давшаяся отключением одних и тех же потребителей, вызывала
у потребителей «ответную реакцию», выражавшуюся в само-
334

вольном (в нарушение действующих директивных материалов
[54]) переводе значительной части нагрузки на линии, не
подключенные к АЧР, применении АВР после работы АЧР и
т. д., что еще более усугубляло трудности в прохождении
максимумов нагрузки.
Возник ряд серьезных проблем с применением и эксплуата-
цией других устройств частотной автоматики. При пониженных
уровнях частоты, находившихся вблизи уставок АЧР, во многих
случаях оказались неработоспособными устройства ЧАПВ,
поскольку уставки этих устройств превышали значение частоты
в нормальном (предаварийном) режиме. Это приводило к
существенному увеличению ущерба при работе АЧР.
Во избежание излишних срабатываний в нормальных режи-
мах устройств частотного пуска гидрогенераторов возникла
необходимость снижения их уставок (а иногда устройства
выводились из работы), что приводило к излишнему отключе-
нию потребителей при возмущениях. Аналогичная ситуация
сложилась с устройствами аварийного автоматического вывода
из работы регуляторов «до себя» на энер1 облоках, где в
нормальных режимах эти регуляторы были включены в работу
(для обеспечения устойчивых режимов котлов). Осуществляв-
шееся снижение уставки по частоте автоматики вывода РДС,
обеспечивающей участие блоков в ликвидации аварийного
снижения частоты (а в ряде случаев и ее вывод из работы),
также приводило к излишнему отключению потребителей при
действии АЧР. Существенно осложнилась эксплуатация устройств
блокировки АЧР в паузах АПВ и АВР, выполненных по
частотному принципу, из-за пониженных уровней частоты (ниже
уставки возврата устройств блокировки). Эти устройства не
возвращались в исходное состояние после их срабатывания и
успешного АПВ линий или АВР. При уровнях частоты в
нормальных режимах, близких к уставкам очередей АЧР, и
единой уставке по частоте очередей АЧРЦ, применявшейся
в тот период, значительно участились случаи неселектив-
ного срабатывания последних очередей АЧРП, к которым
подключаются наиболее ответственные потребители. Это яви-
лось одной из основных причин предписываемого в настоящее
время директивными материалами [54] разбиения очередей
АЧРП на группы, отличающиеся уставками по частоте (с более
низкими уставками по частоте последних по времени очередей
АЧРП).
В настоящее время частота в нормальных режимах поддер-
живается на требуемом уровне, что достигнуто вводом допол-
нительных генерирующих мощностей и в значительной степени
более полным использованием резервов генерирующей мощ-
ности в результате изменения политики экономического стиму-
лирования работы электростанций, основным показателем
335

Таблица 10.2. Наиболее крупные системные шарма
в зарубежных энергосистемах
Страна
США—Канада
Австрия—Бавария
Италия
США
Канада
Франция
Швеция
Бельгия
Канада
Швеция
Дата аварии
09.11.65
13.04.76
12.11.76
28.11.78
13.07.77
10.01.78
19.12.78
13.01.79
04.08.82
13.12.82
27.12.83
Суммарная
мощность потре-
бителей, поте-
рявших питание,
млн. кВт
40
6—7
20
25
6
4
30
2—2,5
2,4
15,5
11,4
Длительность
нарушения элект-
роснабжения, ч
3—13
2
0,5
0,6
До 25
4—10
2—8
До 4
5
5,5
4
которых теперь является выполнение диспетчерского графика
рабочей мощности электростанций.
10.2. Аварийная разгрузка и опыт ее применения за рубежом
Автоматическая частотная разгрузка широко применяется в,
зарубежных энергосистемах, причем в ряде стран (Швеция,
Франция, США) ее внедрение началось еще в 50—60-х годах.
Особое внимание этому виду противоаварийной автоматики за
рубежом стали уделять в последние 10—15 лет после ряда
тяжелых системных аварий, приведших к отключению значи-
тельных объемов потребителей (табл. 10.2) [65, 74].
Особенно большой резонанс имели катастрофические аварии
в восточных энергосистемах США и Канады в 1965 г., в одной
из энергосистем США (с полным прекращением энергоснабже-
ния Нью-Йорка) в 1977 г., во Франции, Швеции и Канаде.
Все эти аварии явились прямым следствием, с одной
стороны, развития и укрупнения энергосистем и энергообъеди-
нений, усложнения их структуры, повышающих вероятность
каскадного характера развития нарушений, и, с другой стороны,
недостаточного внимания к вопросам противоаварийной авто-
матики (в том числе и АЧР), мотивируемого часто наличием
хорошо развитых сетей и большого числа межсистемных и
внутрисистемных связей.
Практически во всех зарубежных странах применяются
в основном быстродействующие очереди АЧР, аналогичные
АЧР1. Как правило, к ним предъявляется требование предотвра-
тить снижение частоты более чем на 5% ее номинального
значения (до 57 Гц при ^,„ = 60 Гц, до 47, 5 Гц при/яам = 50 Гц).
Отличительной особенностью энергетики США является
наличие большого числа (около 3500) частных электрических
компаний. Хотя первые объединенные диспетчерские управле-
336

ния появились в США в конце 50-х—начале 60-х годов,
серьезное внимание вопросам координации работы энергосис-
тем и противоаварийной автоматики (в том числе и АЧР) стали
уделять после аварии 1965 г., за которой последовал еще ряд
аварий меньшего масштаба.
Автоматическую частотную разгрузку применяет подавляю-
щее большинство энергокомпаний США. Дополнительно ряд
энергокомпаний использует при снижении частоты ручное
отключение потребителей или их телеотключение. Большинство
энергокомпаний подключает к АЧР 25—30% нагрузки, причем,
как правило, объем АЧР определяется соглашениями между
энергообъединениями. Диапазон объемов АЧР по отдельным
энергокомпаниям составляет 15—90%. Вручную отключается
до 60% нагрузки. В эксплуатации находятся более 4000
полупроводниковых и около 2000 электромеханических реле
понижения частоты устройств АЧР. В последние годы устанав-
ливаются полупроводниковые реле. Только две энергокомпанни
применяют сложные по конструкции реле скорости снижения
частоты (около 100 шт.).
В большинстве энергокомпаний (около 80%) используются
2—3 очереди АЧР, отличающиеся уставками по частоте, в
остальных — от 4 до 15 очередей. Наиболее часто применяется
выдержка времени ОД—0,3 с, в ряде энергокомпапий—до 2 с.
При двух-трех ступенях разгрузки, как правило, 10% нагрузки
подключается к первой очереди, 10—15% — ко второй, 10%—к
третьей.
Уставка срабатывания первой очереди АЧР в большинстве
случаев принимается равной 59,3 Гц (в отдельных энергокомпа-
ниях от 59 до 59,9 Гц). Последняя ступень разгрузки осу-
ществляется, как правило, при частоте от 58,5 до 58,9 Гц (в
отдельных энергокомпаниях от 56 до 59,2 Гц).
Таким образом, в подавляющем большинстве случаев
разгрузка осуществляется небольшим числом крупных по
мощности очередей (аналогично тому, как выполнялась разгруз-
ка в отечественных энергосистемах в 50-е годы). Такое
выполнение АЧР, как указывалось выше, в ряде аварийных
возмущений может приводить к излишнему отключению потре-
бителей. Это положение еще раз подтверждается и опытом
работы энергосистем США. Так, при аварии 23 июня 1973 г. в
энергокомпании Florida Power and Light, возникшей из-за
потери генерирующей мощности 650 МВт, действием АЧР было
отключено 2160 МВт нагрузки, что привело к резкому повыше-
нию частоты и последующему отключению ряда генераторов.
После детального исследования аварийных процессов с работой
АЧР на ЭВМ разгрузка в этой компании была перестроена и в
настоящее время осуществляется восемью ступенями с уставка-
ми в диапазоне 59,2—58,5 Гц (суммарный объем АЧР 70%).

Излишнее отключение нагрузки действием АЧР имело место и
при аварии 13 июля 1977 г. в энергокомпании Consolidated
Edison [65], что привело к ее дальнейшему развитию. Вследст-
вие излишнего отключения нагрузки произошло повышение
напряжения в основной сети 300 кВ, действие АРВ турбогенера-
тора 1300 МВт ТЭС Ravenswood вызвало глубокое уменьшение
тока ротора, приведшее к отключению генератора зашитой от
потери возбуждения и повторному снижению частоты в
энергосистеме.
В энергосистемах США, как правило, не применяются
очереди АЧР с выдержками времени, аналогичные очередям
АЧРИ в отечественных энергосистемах. Как указывалось выше,
на АЧРИ возлагаются задачи подъема частоты после действия
АЧР1 и ликвидации каскадных аварий с повторяющимися
снижениями частоты. Отсутствие в энергосистемах США очере-
дей АЧР, аналогичных АЧРИ, явилось одной из причин
развития тяжелой системной аварии с прекращением на сутки
электроснабжения Нью-Йорка 13 июля 1977 г. [65]. В процессе
аварии после ложного отключения генератора с нагрузкой
813 МВт на электростанции Ravenswood в энергосистеме Conso-
lidated Edison произошло повторное снижение частоты. По-
скольку быстродействующие очереди АЧР уже сработали при
первоначальном снижении частоты, а очереди АЧР с выдержка-
ми времени отсутствовали, это привело в конечном итоге к
полному погашению энергосистемы.
В связи с наметившейся в ряде энергосистем США тенден-
цией к увеличению числа быстродействующих очередей АЧР,
исключающему или уменьшающему эффект излишнего отклю-
чения нагрузки, естественно, возник вопрос об ускорении
подъема частоты после действия этих очередей, поскольку при
отключении нагрузки небольшими ступенями быстродействую-
щие очереди обеспечивают в основном только предотвращение
глубокого снижения частоты. Появился ряд работ, указываю-
щих на необходимость выполнения наряду с быстродействую-
щими очередями и очередей с выдержками времени, аналогич-
ных A4PII. В некоторых энергосистемах такие очереди стали
применяться.
С целью повышения надежности работы устройств АЧР и
исключения их ложных срабатываний в ряде энергокомпаний
устанавливают по два реле частоты с последовательным
соединением их контактов, а одна компания применяет пос-
ледовательно-параллельное соединение контактов трех ре-
ле частоты, при котором срабатывание устройства проис-
ходит при замыкании двух контактов из трех. В некото-
рых энергосистемах практикуется подключение- к АЧР по-
требителей в порядке очередности на определенный промежуток
времени.
338

В энергосистеме Онтарио (Канада), входящей в состав
энергообъединения Северо-Восточной зоны США (NPCC), вы-
полнена разгрузка по абсолютному значению и скорости
снижения частоты [43], хотя убедительного обоснования режим-
ных принципов такой разгрузки в энергосистеме, входящей в
состав сложного энергообъединения, не приводится.
Поскольку большинство очередей АЧР в энергосистемах
США быстродействующие, в эксплуатации наблюдалось боль-
шое число случаев излишней работы устройств разгрузки на
выбегах двигателей в паузах АПВ и АВР. Для исключения этого
явления применяются устройства блокировки АЧР (по току,
мощности и другим факторам), а также специальные мероприя-
тия (например, подключение двигателей на выделенные секции
шин и выполнение разгрузки с помощью двух реле частоты с
последовательйо соединенными контактами).
Восстановление питания потребителей, отключенных устрой-
ствами АЧР, в энергосистемах США осуществляется в основ-
ном вручную или с помощью устройств телеуправления.
Включение потребителей вручную, как правило, начинается при
частоте 60 Гц, при этом в ряде компаний применяется
блокировка цепей ручного включения контактами реле частоты
с уставкой 60 Гц. Только примерно 10% энергокомпаний
применяют ЧАПВ, причем большинство из них автоматически
восстанавливают питание от 1 до 30% потребителей, а
часть—от 90 до 100% потребителей. Для ЧАПВ, как правило,
используется то же реле частоты, что и для устройств АЧР.
Примерно 20% компаний осуществляет ЧАПВ при частоте 59,3,
40% — при частоте 59,5, 20%—при частотах 59,6—59,9 Гц.
Существенно различаются объемы нагрузки, подключаемой к
одной очереди ЧАПВ,— от 0,15 до 22% полной нагрузки.
Наиболее часто к одной очереди ЧАПВ подключается от 2 до
10%) полной нагрузки.
В большинстве случаев не применяются какие-либо меро-
приятия для исключения или ограничения ЧАПВ до повторного
включения межсистемных или внутрисистемных связей.
В результате в эксплуатации имели место случаи, когда работа
ЧАПВ препятствовала осуществлению АПВ отключившейся
связи. Для исключения подобных явлений в небольшом числе
энергосистем применяются блокировка ЧАПВ от устройств
АПВ линий (например, через реле контроля синхронизма),
увеличение выдержек времени ЧАПВ, ручная блокировка
ЧАПВ.
Широко применяются при снижении частоты отключение
межсистемных связей и разделение энергообъединений на части.
Такой подход, во многих случаях утяжеляющий аварийную
ситуацию и увеличивающий дефицит мощности, объясняется
взаимоотношениями частных компаний. Подобные мероприя-
339

тия выполняют примерно 40% компаний, из них около
половины — автоматически с помощью устройств с реле часто-
ты, имеющих выдержки времени от ОД до 1,3 с.
Примерно половина компаний применяют выделение группы
или одного генератора на примерно сбалансированную нагрузку
или на собственные нужды электростанции при опасном
снижении частоты, причем только около 1/3 из них производят
эту операцию автоматически. Агрегаты тепловых электростан-
ций отделяются при частоте от 58,8 до 55, наиболее часто — при
частоте 58,5 — 58 Гц, уставки по времени делительной автома-
тики по частоте, как правило, 0,1—0,12 с, в отдельных случаях
от 0 до 3 мин. Необходимость отделения тепловых электро-
станций при снижении частоты мотивируется в основном
возможностью повреждения лопаточного аппарата турбин или
нарушения (резкого снижения паропроизводительности) работы
механизмов собственных нужд. Минимально допустимые по
условиям надежной работы механизмов собственных нужд ТЭС
значения частоты принимаются в диапазоне 55—59 Гц, причем
эти значения определяются конкретным составом оборудования
и требованиями заводов-изготовителей. Так, например, в
энергообъединении Северо-Восточной зоны США и Канады к
АЧР предъявляется требование восстановления частоты до
58,5 Гц за время не более 10 с, до 59,5 Гц—за время не более
30 с, автоматическое отделение агрегатов ТЭС должно произво-
■диться, если частота в течение 10 с будет ниже 57,5 Гц или в
течение 0,35 с ниже 56 Гц.
Некоторые компании применяют отделение блоков АЭС при
снижении частоты до 57—58,5 Гц из-за опасности повреждения
лопаток турбин и нарушений работы реактора вследствие
падения производительности циркуляционных насосов. В ряде
энергосистем применяется отделение на местную нагрузку или
собственные нужды агрегатов ГЭС, что мотивируется, как и для
ТЭС, условиями работы лопаточного аппарата турбин и
механизмов собственных нужд. По тем же причинам широко
применяется и автоматическое отключение при снижении
частоты генераторов ТЭС, АЭС (при частотах 57—59 Гц)- и
ГЭС (при частотах 50—58 Гц), при этом выдержка времени
такой автоматики принимается в диапазоне 0,3—10 с.
Широко применяется автоматический пуск при снижении
частоты гидрогенераторов, газотурбинных установок и дизель-
ных агрегатов, а также перевод гидрогенераторов из режима
синхронного компенсатора в активный режим.
В энергосистемах, имеющих небольшие резервы мощности,
при аварийном снижении частоты осуществляется снижение
напряжения у потребителей для уменьшения возникшего дефи-
цита мощности. Такое мероприятие выполняют около 20%
компаний путем автоматического воздействия на устройства
340

регулирования напряжения трансформаторов под нагрузкой.
Напряжение у потребителей снижается почти на 8%, что дает
снижение нагрузки до 4—12%. В энергосистеме Bonnewilte
Power Administration (BPA) с той же целью при аварийном
снижении частоты одновременно с работой АЧР осуществляет-
ся автоматическое отключение конденсаторных батарей, также
приводящее к снижению напряжения у потребителей. В ряде
энергосистем применяется централизованная подача сигнала на
снижение напряжения по УКВ каналам или по кабельным
линиям связи. В компании Detroit Edison производится также
отключение нагревательных установок у потребителей мощ-
ностью до 300 МВт, осуществляемое с помощью радиосигна-
лов.
В энергосистеме ВРА при подъеме частоты после работы
АЧР выше номинальной (излишнее отключение нагрузки)
применяется автоматическое включение резистора торможения
(электрическое торможение). Автоматика срабатывает при •
частоте 60,5 Гц и отключает резистор торможения при частоте
60,1 Гц или через 3 с после включения.
В энергосистеме Hydro Quebeck (Канада) выполнена АЧР,
имеющая три очереди по скорости снижения частоты (с
уставками 1,6; 1,2 и 0,8 Гц/с), к каждой из которых подключено
по 6% нагрузки, и две очереди по абсолютному значению
частоты (с уставками 58,5 и 58 Гц), к каждой из которых
подключено по 4% нагрузки. На ТЭС установлена автоматика
выделения энергоблоков с уставкой 57,5 Гц. При снижении
частоты до 56 Гц предусмотрена возможность дополнительного
отключения крупного промышленного потребителя (6% нагруз-
ки). Основная сеть энергосистемы—две радиальные трехцепные
электропередачи 735 кВ длиной более 1000 км каждая от
крупных ГЭС к центрам потребления. При отключении нагруз-
ки действием АЧР возникает опасность повышения напряжения
в основной сети из-за избытка реактивной мощности, поэтому
при срабатывании первой очереди разгрузки производится
отключение двух линий 735 кВ длиной 600 км, а при срабатыва-
нии второй и третьей очередей —отключение батарей статиче-
ских конденсаторов мощностью до 220 Мвар. Одной из причин
развития тяжелой аварии в этой энергосистеме 14 декабря
1982 г.. приведшей к ее полному погашению, явился недостаточ-
ный объем АЧР (26% нагрузки).
Автоматическая частотная разгрузка применяется в боль-
шинстве европейских энергосистем [65, 74]. В энергообъедине-
нии Франции при снижении частоты до 49 Гц от первой ступени
АЧР производится отключение 20% нагрузки, а при снижении
частоты до 48,5 Гц от второй ступени отключается еще 20%
нагрузки. При частоте 48,25 Гц энергообъединение разделяется
на две части—северную и южную. При дальнейшем снижении
341

частоты до 48 Гц в дефицитной по мощности северной части в
ней производится отключение до 20% нагрузки третьей
ступенью АЧР, при частоте 47,75 Гц северная часть энергообъе-
динения делится на три района (парижский район, район,
связанный с энергосистемой Бельгии, и район, связанный с
энергосистемой ФРГ), а при частоте 47,5 Гц последней, четвер-
той ступенью АЧР отключается до 20% нагрузки района. При
частоте 47 Гц производится автоматическое отделение энерго-
блоков ТЭС с нагрузкой их собственных нужд. Часть устройств
АЧР во Франции не имеет специальных блокировок для
предотвращения их излишней работы в паузах АПВ, поэтому
выдержка времени этих устройств принята равной 0,6—1,3 с.
Остальные устройства имеют специальную блокировку, запре-
щающую срабатывание АЧР при напряжениях ниже 70%
номинального, и их выдержка времени принята равной 0,1 —
0,2 с.
Во время тяжелой системной аварии в энергообъединении
Франции г9 декабря 1978 г. с нарушением электроснабжения
примерно 75% промышленных и бытовых потребителей [65]
при резком одновременном снижении частоты и напряжения
имел место отказ значительного числа устройств АЧР: в
северном районе вместо 54,5 был отключен только 31%
нагрузки, в парижском и центральном районах — вместо 61,3—
50,6%, в западном районе—вместо 75,4—61%. Одной из
основных причин тяжелого развития аварии явилась несогласо-
ванность действия АЧР и автоматики выделения энергоблоков
ТЭС при снижении частоты и напряжения, что привело к
полному обесточению парижского, западного и юго-западного
районов. Так, в парижском районе при частоте, близкой к
50 Гц, автоматикой от понижения напряжения с уставками
С/=0,7 11ноы, t=3 с были отключены энергоблоки суммар-
ной мощностью 2500 МВт, что вызвало глубокое снижение час-
тоты.
На ряде крупных ТЭС отсутствовала автоматика выделения
энергоблоков для сохранения их собственных нужд при глубо-
ком снижении частоты, что в конечном итоге привело к
погашению этих энергоблоков и задержке восстановления
питания отключенных потребителей.
В Швеции АЧР применяется около 30 лет. В настоящее
время разгрузка выполняется шестью очередями с уставками по
частоте от 49,2 до 47,2 Гц и уставками по времени от долей
секунды до нескольких секунд, к которым подключено около
50% нагрузки. При больших местных дефицитах мощности
применяется разгрузка по скорости снижения частоты. Во время
тяжелой системной аварии в энергосистеме Швеции 27 декабря
1983 г. значительное число устройств АЧР (около полови-
ны) отказало из-за глубокого снижения напряжения, имевшего
342

место при возникновении большого дефицита мощности в юж-
ной части энергосистемы. Примерно такие же уставки по
частоте имеют устройства АЧР в энергосистеме Норвегии,
входящей, как и Швеция, в энергообъединение Nordel (шесть
очередей в диапазоне 49,1—47,1 Гц), уставки по времени 0—5 е,
объем АЧР около 15% нагрузки. "
В энергосистемах европейских стран значения частоты, при
которых начинается действие АЧР, различны (48,3—Фин-
ляндия; 48,5—Ирландия, Великобритания; 48,7—Голландия;
49—Франция; 49,1—Норвегия; 49,2—Швеция; 49,4—Италия;
49,5 Гц—Бельгия). Различны и нижние 'уставки по частоте
очередей АЧР (47,1 — Норвегия; 47,2—Швеция; 47,5—Фран-
ция; 47,7—Финляндия; 48—Великобритания; 48,2—Ирландия;
48,3—Голландия; 49,2 Гц—Бельгия). Число очередей АЧР
колеблется от двух (Бельгия, Голландия, Финляндия) до шести
(Швеция, Норвегия). Объем нагрузки, подключаемой к одной
очереди АЧР, составляет от 5 до 20% суммарной нагрузки'
энергосистемы. Суммарный объем АЧР в зарубежных энерго-
системах различен (в Норвегии —15, в Финляндии—20, в
Голландии—30, в Ирландии, Дании и Великобритании—40, в
Швеции—50, во Франции—60% и т. д.). В Великобритании
выполнена специальная очередь АЧР, отключающая при часто-
те 49,7 Гц нагрузку 160 МВт (алюминиевый завод), допускаю-
щую кратковременный перерыв питания, и агрегаты гидроакку-
мулирующих электростанций, работающих в насосном режиме.
В энергосистеме ФРГ АЧР не применяется.
В энергосистеме Италии применяются устройства АЧР,
действующие по абсолютному значению и скорости снижения
частоты. При снижении частоты до 49,4 Гц со скоростью более
0,25 Гц/с от первой очереди АЧР отключается 5% нагрузки, при
снижении частоты до 49 Гц со скоростью более 0,333 Гц/с от
второй очереди отключается еще 5% нагрузки, а при снижении
частоты до 48,5 Гц со скоростью более 0,1<)7 Гц/с от третьей
очереди отключается 10% нагрузки. Если частота ниже 48,5 Гц,
то отключение нагрузки производится без контроля скорости
изменения частоты. Применение фактора скорости снижения
частоты мотивируется повышением быстродействия разгруз-
ки, точности дозировки отключаемой нагрузки и требованиями
координации действия устройства АЧР в различных час-
тях энергосистемы для предотвращения перегрузки межсистем-
ных связей [27].
Наряду с АЧР в зарубежных энергосистемах применяется
комплекс других противоаварийных мероприятий. В ряде стран
осуществляется ручное отключение нагрузки при снижении
частоты ниже определенного уровня (в Бельгии — несколько
ступеней при частотах 49,8—48,8, в Великобритании — при
частоте 49,7, в Финляндии—при частоте ниже 47,7, в ФРГ —
343

при частоте 49,4 Гц). В Бельгии при частоте 49,5 Гц про-
изводится автоматическое и ручное снижение напряжения у
потребителей переключением отпаек трансформаторов, в Вели-
кобритании такое мероприятие осуществляется по команде
диспетчера в две ступени, обеспечивающие снижение напряже-
ния соответственно на 3 и 6%. Широко применяются автомати-
ческие пуск и загрузка гидроагрегатов и газотурбинных
установок при снижении частоты до 49,9—49,5 Гц (в Бельгии,
Италии, Финляндии, Голландии, Великобритании). В Бельгии и
во Франции применяется автоматическое выделение электро-
станций или энергоблоков при снижении частоты; уставки по
частоте автоматики выделения составляют соответственно 48,5
и 47 Гц. В ряде стран производится ручное отделение электро-
станций или их частей при глубоком снижении частоты (в
Италии—при частоте 48 Гц, в Великобритании—при частоте
47 Гц и ниже, в ФРГ—при частоте 47,5 Гц). Применяются
также секционирование сети, отключение межсистемных связей,
разделение энергосистем на части при аварийном снижении
частоты. Такое мероприятие, как указывалось выше, является
составной частью противоаварийного комплекса в энерго-
объединении Франции, используется оно в Ирландии (автомати-
ческое отключение межсистемных связей при частоте 48 Гц), в
ФРГ (автоматическое секционирование сети при частотах
48,6—48, ручное отключение межсистемных связей при частотах
48,4—47,5 Гц), рассматривается вопрос об установке делитель-
ной автоматики по частоте с контролем направления перетока
мощности на межсистемных связях Голландии и Австрии. По
данным опроса СИГРЭ, большинство стран (США, Швеция,
Бельгия, Великобритания, Швейцария и др.) считают, что
разделение энергосистем на части связано с риском тяжелого
развития аварии и предпочтительными являются действие АЧР
и ввод резервной мощности. Вместе с тем отмечалось, что
в аварийных условиях может возникать опасность перегруз-
ки линий электропередачи, и снижение частоты в некото-
рых случаях может служить фактором для их отключе-
ния.
В Австралии в энергокомпании штата Виктория применяется
комбинированная система АЧР, в состав которой входят
местные устройства с уставкой по частоте 48 Гц и центральный
орган [74]. Действие местных устройств разрешается только
при наличии команды от центрального органа. В этом органе,
который вступает в работу при частоте 49,7 Гц, определяется
скорость изменения частоты за 1,5 с, по характеристикам
энергосистемы рассчитывается возникший дефицит мощности,
на основании которого местным устройствам выдаются соот-
ветствующие управляющие воздействия.
В Японии на одной из подстанций установлена управляю-
344

щая ЭВМ, осуществляющая наряду с решением ряда других
задач выбор объема разгрузки и состава отключаемых линий
при отделении района от энергосистемы с дефицитом мощнос-
ти. В ЭВМ непрерывно контролируются состав и нагрузки
работающих линий, нагрузки генераторов района (резерв
мощности). На основании этой информации для текущего
момента времени формируется управляющее воздействие с
учетом степени ответственности потребителей и загрузки линий
(малозагруженные линии не отключаются).
Частотное АПВ, за редким исключением, в зарубежных
энергосистемах не применяется. Высказывается мнение, что
включение нагрузки после действия АЧР—функция диспетчера,
который может лучше оценить сложившуюся ситуацию, чем
автоматическое устройство. Для ускорения восстановления
питания отключенных потребителей применяется дистанционное
включение. В некоторых странах ЧАПВ в незначительном
объеме введено в работу или планируется его ввод. Можно
отметить ЧАПВ в энергосистеме Ирландии, имеющей значи-
тельный резерв мощности на ГЭС. Устройства ЧАПВ имеют
единую уставку по частоте 49,8 Гц, начальная уставка по
времени 10 с, выполнено 70 очередей со ступенью по времени
5—10 с. На сессии СИГРЭ 1984 г. направление автоматиза-
ции включения нагрузки отмечается как одно из перспектив-
ных.
Подводя итоги краткого обзора выполнения аварийной
разгрузки за рубежом и анализируя процесс ее развития за
последние годы, можно сделать вывод, что в целом с точки
зрения режимных принципов разгрузка в зарубежных странах
находится на уровне, который в нашей стране уже пройден. До
настоящего времени в зарубежных энергосистемах АЧР выпол-
няется, как правило, малым числом крупных по мощности
очередей, используются в основном только быстродействующие
очереди АЧР, практически отсутствует ЧАПВ. Вместе с тем
намечается, а в ряде стран и реализуется на практике тенденция
к увеличению числа ступеней разгрузки, применению наряду с
быстродействующими очередей АЧР с выдержками времени,
аналогичных применяемым у нас АЧРТ1.
Отличен от отечественной практики подход к выполнению
автоматики деления сети и отключения межсистемных связей
при снижении частоты, что часто определяется частными
интересами отдельных энергокомпаний и стран. Незначительны
масштабы применения автоматики выделения электростанций
или отдельных агрегатов для сохранения собственных нужд при
глубоком снижении частоты.
Указанные недостатки в выполнении комплекса противоава-
рийной автоматики, предназначенной для ликвидации опасных
дефицитов активной мощности, несогласованность ее действия с
345

работой других устройств режимной автоматики явились
одними из определяющих причин развития крупных системных
аварий в ряде зарубежных стран.
В ряде зарубежных энергосистем используются реле часто-
ты, выполненные на современной элементной базе и .обладаю-
щие более высокими, чем отечественные, характеристи-
ками. Применяются реле, реагирующие на скорость изменения
частоты, которые отечественной промышленностью ле
выпускаются. Более широко применяются устройства
аварийного управления нагрузкой на базе вычислительной
техники.

Список литературы
1. Анализ переходных процессов изменения частоты и перетоков мощности
по межсистемным связям сложного эяергообъединения с учетом влияния
тепловых электростанций /С. В. Алексеев, А. М. Машанский, Р. С, Рабинович и
др. // Изв. АН СССР. Сер. Энергетика и транспорт. 1978. № 5. С. 14-26.
2. Анализ нарушений устойчивости и эффективность противоаварийной
автоматики /М. Г. Портной, С. А. Совалов, Р. С. Рабинович и др.// Доклады II
Всесоюзного научно-технического совещания работников служб электрических
режимов ОДУ и энергосистем. Фрунзе. 1976. С. 50—54.
3. Барзам А. Б. Особенности автоматического повторного включения и
автоматической разгрузки по часготе на подстанциях с синхронными компенса-
торами // Электрические станции. 1951. № 7. С. 36—40.
4. Веников В. А. Переходные электромеханические процессы в электричес-
ких системах. М.: Высшая школа, 1978.
5. Влияние вида регулирования тепловых электростанций на переходный
процесс изменения частоты в энергосистеме / М. Я. Вонсович, Е. И. Петряев,
М. А. Родинын и др. II Доклады на II Всесоюзном научно-техническом
совещании по остойчивости и надежности энергосистем СССР. М. 1969.
С. 313—325.
6. Гайнуллии Ю. С, Мериорт Э. И. По поводу статьи Петерса А. Ф.,
Искакова К. Б., Осекмука И. В. «Об автоматике выделения генераторов на
питание собственных нужд» // Электрические станции. 1983. № 5. С. 70—71.
7. Головач Е. А. Сопоставление приемистости энергоблоков АЭС и ТЭС //
Теплоэнергетика. 1983. № 12. С. 16—19.
8. Головкин П. И. Энергосистема и потребители электрической энергии. М.:
Энергоатомиздат, 1984.
9. Горбунова Л. М., Гуревич Ю- Е. Экспериментальное определение харак-
теристик нагрузки энергосистем // Тр. ВНИИЭ. 1967. Вып. 39. С. 152—174.
10. Горбунова Л. М., Гуревич Ю. Е., Рабинович Р. С. Методы и результаты
экспериментальных исследований характеристик нагрузки энергосистем //
Доклады научно-технической конференции, посвященной 25-летию ВНИИЭ. М.
1969. С. 369—372.
11. Горнштенн В. М. Статические характеристики потребителей // Электри-
ческие станции. 1940. № 5—6. С. 4—8.
12. Гуревич ГО. Е., Либова Л. Е., Хачатрян Э. А. Устойчивость нагрузки
электрических систем. М.: Энергоиздат, 1981.
13. Гуревич Ю. Е., Рабинович Р. С. Определение мощности потребителей
при одновременных изменениях частоты и напряжения // Тр. ВНИИЭ. 1970.
Вып. 37. С. 90—129.
14. Динамические и статические характеристики ОЭС Северного Казахстана
/М. Н. Гервиц, И. А. Криченова, М. П. Рудницкий и др.// Повышение надеж-
ности объединенной энергосистемы Северного Казахстана. Алма-Ата. 1976.
С. 89—94.
15. Зейлндзон Е. Д. Автоматическая частотная разгрузка и частотное АПВ в
энергообъединениях // Средства противоаварийной автоматики энергосистем.
М.: Энергия. 1964. С. 113—125.
16. Анализ опыта эксплуатации автоматической частотной нагрузки в
энергосистемах СССР' Е. Д. Зейлидзон, М. Г. Портной, Р. С. Рабинович,
С. А. Совалов// Электричество. 1978. №7. С. 3—8.
17. Иофьев Б. И., Чекаловец Л. Н., .Путинский Я. Н. Автоматическое управ-
ление мощностью паровых турбин с целью повышения устойчивости //
Электричество. 1969. № 2 С. 8—16.
18. Калевггионок Е. В., Полянишко В. И., Файбнсович В. А. Автоматическое
выделение агрегатов блочных электростанций в аварийных режимах //
Электрические станции. 1984. N° 4. С. 47—49.
19. Калент ионок Е. В., Файбнсович В. А. Методы и средства дополнитель-
ной разгрузки для обеспечения «живучести» энергосистемы при возникновении
347

локальных дефицитов мощности // Устойчивость энергосистем и противоава-
рийное управление ими. М.: Энергоюдат. 1982. С. 37—41.
20. Карпов А. Д. Автоматика выделения собственных нужд на электростан-
циях // Электрические станции. 1974. № 2. С. 88—90.
21. Лытаев И. А. К вопросу о применении устройств АЧР, реагирующих на
производную .частоты по времени // Средства противоаварийной автоматики
энергосистем. М.: Энергия. 1964. С. 125—131.
22. Малый А. С. Автоматическая дополнительная разгрузка энергосистем
по скорости снижения частоты // Электрические станции. 1975. № 10. С. 36—38.
23. Маркович И. М. Режимы энергетических систем. М.: Энергия, 1969.
24. Маркушевт Н. С. Селективная система автоматического повторного
включения после работы АЧР // Электрические станции. 1964, № 7. С. 71—73.
25. Маркупнчип Н. С. Автоматическая частотная разгрузка с зависимой
выдержкой времени // Электрические станции. 1969. № 6. С. 66—69.
26. Маркупквнч Н. С. Автоматическая частотная разгрузка энергосистем
(из опыта эксплуатации Латвийской энергосистемы). М.: Энергия, 1975.
27. Маркоиато, Верджелли. Разработка системы АЧР // Управление
энергосистемами (СИГРЭ-82). М.: Энергоатомиздат. 1983. С. 11—24.
28. Мерлорт Э. И., Орион В. Г., Чурии Ю. М. Исследование работы блока
200 МВт при снижении частоты // Электрические станции. 1971. № 8. С. 28—32.
29. Мерлорт Э. И. Повышение надежности электроснабжения металлурги-
ческих предприятий при аварийных дефицитах активной мощности: Автореф.
дис... канд. техн. наук. М., 1976.
30. Методические указания по автоматической частотной разгрузке (АЧР) /
Е. Д. Зейлидэон, С. А. Совалов, Р. С. Рабинович и др. М.: СЦНТИ ОРГРЭС, 1972.
31. Мишин В. Д. Разработка и исследование комбинированной автомати-
ческой частотной разгрузки электрических станций и систем: Автореф. дис...
канд. техн. наук. Куйбышев, 1971.
32. Маневренные способности АЭС с реактором ВВЭР-440/Л. Лаукиа,
К. Пархолм, И. Б. Копылов и др.// Электрические станции. 1982. №2.
С. 6—10.
33. Москалев А. Г. Автоматическая частотная разгрузка энергетических
систем. М.-Л.: Госэнергоиздат, 1959.
34. Оряов В. Г. Анализ работы блоков 150—200 МВт при аварийном
понижении частоты // Электрические станции. 1972. № 12. С. 47—52.
35. Орио* В. Г. Исследования условий возникновения лавины частоты в
энергосистеме // Электричество. 1974. № 6. С. 85—87.
36. Панин В. Д. Схема совмещенного АЧР1 и АЧРИ с ЧАПВ // Электри-
ческие станции. 1975. Дв 2. JC. 64—66.
37. Панфилов Б. И., Пашков Л. Д., Г рицинов В. Г. Новые реле частоты ,'/
Электрические станции. 1971. № 8. С. 53—61.
38. Полонская М. А., Рабинович Р. С. Программа расчета переходного
процесса изменения частоты в энергосистеме с учетом действия АЧР и ЧАПВ
для ЭВМ III поколения // Тр. ВНИИЭ. 1978. Вып. 56. С. 116—126.
39. Пономарев И. В., Хиль М. М. Результаты испытаний феррорезонансных
стабилизаторов напряжения С-0,09 и С^0,9 // Энергетика и электрификация.
1983. № 4. С 21.
40. Попов С. Г.» Рабинович Р. С, Ношисовскпн А. Н. Система автоматичес-
кого управления нагрузкой на базе микроЭВМ // Иерархические микропроцес-
сорные структуры автоматического управления аварийными режимами систем
энергетики. Сыктывкар.: Коми филиал АН СССР. 1984. С. 129—135.
41. Портной М. Г., Рабинович р. С. Изменение частоты и напряжения в
асинхронных режимах и при синхронных качаниях // Тр. ВНИИЭ. 1974. Вып. 46.
С. 70—80.
42. Портной М. Г., Рабинович Р. С. Управление режимами энергосистем для
обеспечения устойчивости. М.: Энергия, 1978.
43. Практика автоматической частотной разгрузки на северо-востоке США и
в провинции Онтарио Канады / Бигелов, Фрир, Эштон и др. // Релейная защита
я противоаварийная автоматика (СИГРЭ-72). М.: Энергия. 1975. С. 35—46.
348

44. Рабинович Р. С. АЧР как средство ресинхронизации энергосистем //
Электричество. 1977. № 6. С. 9—14.
45 Рабинович Р. С, Полонская М. А. Моделирование тепловых электро-
станций для расчета длительных электромеханических переходных процессов в
энергосистемах // Электричество. 1983. № 3. С. II —18.
46. Рабинович Р. С. К анализу действия устройств, реагирующих на
скорость изменения частоты, при асинхронных режимах и синхронных качаниях
в энергосистеме // Исследования в области устойчивости энергосистем и
противоаварийной автоматики. М.: Энергоатомиздат. 1986. С. 35—41.
47. Рабинович Р. С. Анализ действия автоматической частотной разгрузки
при асинхронных режимах в энергосистемах // Электричество. 1969. № 3.
С. 16—21.
48. Рабинович Р. С. Действие индукционного реле частоты при одновремен-
ном снижении частоты и напряжения // Тр. ВНИИЭ. 1967. Вып. 33. С. 177—187.
49. Рабинович Р. С. Аварийная разгрузка дефицитных энергосистем в
асинхронных режимах и при отделении от энергообъединения со значительным
дефицитом мощности: Автореф. дис... канд. техн. наук. М., 1971.
50. Рабинович Р. С, Попов С. Г. Влияние реакции тепловых электростанций
на работу автоматической частотной разгрузки // Электрические станции. 1981.
№ 8. С. 54—60.
51. Рабинович Р. С, Бутив Г. Д. Особенности действия АЧР при значитель-
ных дефицитах мощности //' Тр. ВНИИЭ.- 1974. Вып. 46. С. 93—100.
52. Розенблюм Ф. М. Измерительные органы противоаварийной автомати-
ки энергосистем. М.: Энергоиздат, 1981.
53. Савельев В. А. Анализ и разработка новых принципов и устройств
аварийной разгрузки энергосистем по активной мощности: Автореф. дис...
канд. техн. наук, Л., 1974.
54. Сборник директивных материалов Главтехуправления Минэнерго СССР
(Электрическая часть). М.: Энергоатомиздат.^ 1985.
55. Семенов В. А. Крупные системные аварии в зарубежных энергообъеди-
нениях // Энергохозяйство за рубежом. 1984. № 6. С. 23—25.
56. Снвокобылеико В. Ф., Носов В. М. Реле частоты, реагирующие
на скорость изменения частоты // Электрические станции. 1977. № 12.
С. 60—64.
57. Современные принципы и перспективы развития автоматической частот-
ной разгрузки в энергообъединениях СССР / Е. Д. Зейлидзон, С. А. Совалов,
Г. Д. Бутин и др. // Доклад на III Всесоюзном научно-техническом совещании
по устойчивости и надежности энергосистем СССР. Л.: Энергия. 1973.
С. 169—178.
58. А.С. 1117775 СССР, МКИ3 H02J 3/24. Способ выделения тепловой
электростанции с барабанными котлами при аварийном снижении частоты
/Р. С. Рабинович // Открытия. Изобретения. 1984. № 37.
59. А.с 508855 СССР, МКИ2 Н 02 J3/24. Способ автоматической частотной
разгрузки и частотного автоматического повторного включения /С. И. Почепня
// Открытия. Изобретения. 1976. № 12.
60. А. с 1098065 СССР, МКИ3 Н 02J 3/24. Устройство для аварийного
управления нагрузкой энергосистемы по частоте (его варианты) /А. М. Машанс-
кий, Р. С. Рабинович // Открытия. Изобретения. 1984. № 22.
61. Старостин В. И., Петренко Г. Ф., Бодунов В. Г. Автоматическая частот-
ная разгрузка ускоренного сброса мощности нагрузки энергосистем // Электри-
ческие станции. 1973. № 9. С. 68—71.
62. Стернинсон Л. Д. Переходные процессы при регулировании частоты и
.мощности в энергосистемах. М.: Энергия, 1975.
63. Стернмкои Л. Д. О значениях некоторых параметров тепломеханическо-
го оборудования электростанций и их влиянии на длительные переходные
процессы в энергосистемах // Электричество. 1980. № 12. С. 64—66.
64. Стрюпков В. К., Рабинович Р. С. Технические средства частотной авто-
матики энергосистем (обзор) (Серия средства и системы управления в
энергетике). М.: Информэнерго, 1982.

65. Управление мощными энергообъединениями /Н. И. Воропай, R-B. Ep-
шевич, Я. Н. Лугинский и др. / Под ред. С. А. Совалова. М.: Энергоатомиздат,
1984.
66. А. с. 650156 СССР, МКИ2 Н 02 Z 3/24. Устройство для пуска автомати-
ческой частотной разгрузки и частотного автоматического повторного включе-
ния потребителей энергосистемы / Д. И. Кульбацкий, Ю. Б. Анисимов // Откры-
тия. Изобретения. 1979. № 8.
67. А. с 1117774 СССР, МКИ3 Н 02 J 3/24. Устройство делительной автома-
тики по частоте электростанции / Р. С. Рабинович // Открытия. Изобретения.
1984. № 37.
68. А.с. 922951 СССР, МКИ3 Н02J3/24. Устройство для автоматической
частотной разгрузки (его варианты) / С. Г. Попов, Р. С. Рабинович, Г. Д. Бутин
// Открытия. Изобретения. 1982. № 15.
69. Ханны А. Г. Опыт автоматизации схем выделения собственных нужд
блочных ТЭС при аварийном снижении частоты // Энергетик. 1985. № 11.
С. 15—17.
70. Хачатуро» А. А, Несинхронные включения и ресинхронизация в энерго-
системах. М.: Энергия, 1977.
71. Частотная разгрузка как средство автоматической ликвидации аварий
/Я. Д. Баркан, Н. С. Маркушевич, Р. Р. Рудзитис и др./,' Электрические стан-
ции. 1966. № 5. С. 74—78.
72. Экспериментальные исследования режимов энергосистем / Л. М. Горбу-
нова, М. Г. Портной, Р. С. Рабинович и др. / Под ред. С. А. Совалова. М.:
Энергоатомиздат. 1985.
73. Экспериментальное исследование статических частотных характеристик
объединенной энергосистемы Урала и входящих в ее состав отдельных систем
/Д.А.Арзамасцев, М. Н. Гервиц, И. А. Криченова и др.// Доклады на Ш
Всесоюзном научно-техническом совещании по устойчивости и надежности
■ энергосистем СССР. Л.: Энергия. 1973. С. 326—337.
74. Knight U. G- Aids for emergency control of power systems // Electra
(CIGRE). 1979. № 67. P. 101 — 134.
75. A.c. 1051646 СССР, МКИ3 H02J3/24. Способ комбинированной
автоматической частотной разгрузки /А. X. Калюжный, А. А. Греб, Я. М. Шле-
мензон, Н. А. Дарков // Изобретения. Открытия. 1983. № 40.
76. Вктанов Ам Пеев Н., Цаперков В, Использование интегральных микро-
схем в релейной защите // Релейная защита и противоаварийная автоматика
(СИГРЭ-74) / Под ред. В. М. Ермоленко и А. М. Федосеева. М.' Энергия.-1976.
С. 37—50.
77. Mutter P, Bonier Ch. Neues Frequenzrelais mit Mikroprozessor fur Netzauf-
gaben und Generatorschutz // Brown Boveri Mitt. 1/2.1983. S. 62—65.
78. Гуревич Ю. E„ Лвбова Л. Е. Влияние длительных отклонений частоты
на потребление мощности и электроэнергии // Исследования в области
устойчивости энергосистем и противоаварийной автоматики: Сб. науч. тр.
ВНИИЭ. 1986. С. 10—16.
79. Окороков В. Р., Поликарпова Т. И. Изменение технико-экономических
показателей энергосистем при работе на пониженной частоте // Изв. вузов. Сер.
Энергетика. 1984. № П. С. 3—6.
80. Файбисович В. А., Кульков Э. И. Поведение систем регулирования ско-
рости и защиты турбин ПТ-60-130 и Т-100-130 при снижениях частоты в
энергосистеме // Электрические станции. 1986. № 10. С. 32—35.
81. Шальмаы М. П., Плютинский В. И. Контроль и управление на атомных
электростанциях. М.: Энергия, 1979.
82. Виноградов В. Б., Рубни В. Б. Динамические характеристики блока с
реактором типа ВВЭР-440 // Электрические станции. 1974. № 10. С. 38—42.
83. Гуревич М. X., Головач Е. А., Сенькнн В. И. Регулирование энергетичес-
ких блоков с водоохлаждающими реакторами при системных возмущениях //
Электрические станции. 1981. № 5. С. 6—9.
84. Перчук В. В. О частоте—начистоту // Социалистическая индустрия.
1985. 23 марта.
350

ОГЛАВЛЕНИЕ
Предисловие 3
Введение 6
Глава первая. Влияние снижения частоты на работу энерго-
системы 10
1.1. Постановка задачи , 10
1.2. Статические характеристики нагрузки энергосистемы по
частоте 11
1.3. Допустимые отклонения частоты по условиям работы турбин
ТЭС и АЭС „ 31
1.4. Работа установок собственных нужд электростанций при сни-
жении частоты « .*. 32
1.5. Статические характеристики турбоагрегата по частоте 44
1.6. Управляемость агрегатов электростанций при отклонениях час-
тоты. Мобилизация резервов мощности 47
1.7. Статические характеристики энергосистемы по частоте— 58
1.8. Динамические характеристики энергосистемы по частоте при
возникновении небаланса активной мощности и отсутствии вра-
щающегося резерва ^ 63
1.9. Динамические характеристики энергосистемы по частоте при воз-
никновении небаланса активной мощности, наличии вращающегося
резерва и действии АРЧВ 71
1.10. Лавина частоты 75
Глава вторая. Основные принципы выполнения АЧП 77
2.1. Особенности и характер аварий в современных крупных
энергообъединениях 77
' 2.2. Требования к АЧР. 85
2.3. Категории разгрузки. Уставки АЧР 88
2.4. Объем и размещение АЧР 94
2.5. Совмещение действия АЧР1 и АЧРП 110
2.6. Автоматическая частотная разгрузка с зависимой характерис-
тикой 118
2.7. АЧР с использованием фактора скорости снижения час-
тоты 122
2.8. АЧР как средство автоматической ликвидации аварии и вос-
становления нормального режнма , 127
2.9. Влияние реакции тепловых электростанций на работу
АЧР 129
2.10. АЧР и устойчивость межсистемных связей 138
Глава третья. Аварийная разгрузка при больших дефицитах
мощности 147
3.1, Назначение и объем дополнительной разгрузки 147
3.2. Делительная автоматика по частоте 155
351

Глава четвертая. Методика расчета аварийной разгрузки. 162
4.1. Расчетные режимы и аварии. Последовательность расчета 162
4.2. Пример расчета аварийной разгрузки энергосистемы 165
Глава пятая. Частотное АПВ 176
5.1. Задачи и основные принципы выполнения ЧАПВ 176
5.2. Частотное АПВ с контролем изменения частоты 181
Глава шестая. Аппаратура ■ схемы устройств разгрузка 186
6.1. Требования к аппаратуре. Общие положения 186
6.2. Индукционное реле понижения частоты ИВЧ 188
6.3. Полупроводниковое реле понижения частоты РЧ-1 193
6.4. Схемы АЧР и ЧАПВ 199
6.5. Схемы дополнительной разгрузки и делительной автоматики по -
частоте 220
6.6. Применение микроЭВМ для аварийного управления на-
грузкой 230
Глава седьмая. Действие АЧР и ЧАПВ в асинхронных режимах н при
синхронных качаниях „ 239
7.1. Постановка задачи 239
7.2. Изменение частоты и напряжения в асинхронном ре-
жиме 241
7.3. Изменение частоты и напряжения при синхронных ка-
чаниях 245
7.4. Анализ действия устройств, выполненных на индукционном
реле частоты ИВЧ 251
7.5. Анализ действия устройств, выполненных на полупроводни-
ковом реле частоты РЧ"-1.. 259
7.6. Автоматическая частотная разгрузка как средство ресинхро-
низации 1 263
Глава восьмая. Некоторые специальные вопросы АЧР 273
8.1. Снижение частоты в энергосистеме с преобладанием гидро-
генераторов 273
8.2. Снижение частоты при коротких замыканиях 274
8.3. Снижение частоты при отключении подстанций в цикле АПВ
и АВР. Блокировка АЧР 276
8.4. Совместное использование АЧР и АВР потребителей 284
8.5. Особенности работы АЧР в энергосистеме с" преобладанием
ТЭЦ 289
8.6. Комбинированные АЧР и ЧАПВ 293
Глава девятая. Применение ЭВМ для расчета переходных процессов с
учетом действия АЧР и ЧАПВ , 301
Глава десятая. Опыт применения аварийной разгрузки в СССР ■ за
рубежом 327
10. L Анализ опыта эксплуатации аварийной разгрузки в энерго- "
системах СССР 327
10.2. Аварийная разгрузка и опыт ее применения за рубе-
жом 336
Список литературы 347