Объединенная энергосистема Украины
(ОЭС Украины)
ДАНИЛЬЧУК В.Н.
АВТОМАТИКА
ОГРАНИЧЕНИЯ ИЗМЕНЕНИЙ ЧАСТОТЫ
ЭНЕРГОСИСТЕМ
Практическое пособие
для инженеров по обслуживанию частотных автоматик, блокировок и защит.
КИЕВ
2014

Данилъчук Василий Николаевич, ведущий инженер НЭК
"Укрэнерго", автор 46 печатных работ в технических
журналах и научных сборниках Украины и России, автор
комплекса иерархического сбора и анализа частотной
автоматической разгрузки (АНЧАР) и аварийного
регистратора частоты РГЧ-01. Автор оперативно-
расчетного комплекса графического анализа частоты
(ОРК ГРАНЧ, Киевский политехнический институт) и
активный участник разработки оперативно-расчетных
комплексов программного анализа частотных
электрических режимов (ОРКПАНЧЭР и ОРК ПАНЧЭР-
ЧДА, Институт проблем моделирования в энергетике
имени Г.Е. Пухова НАН Украины). Соавтор и
разработчик микропроцессорных реле частоты серии
УРЧ-3, УРЧ-ЗМ, УРЧ-ЗМС, УРЧ-ЗМС-02.
В книге получили дальнейшее развитие практические вопросы формирования
системы автоматического ограничения снижения и повышения частоты в
современных условиях. Особое внимание уделено вопросам адаптации ее наиболее
важной составляющей - системы автоматической частотной разгрузки, к
повышенным требованиям надежности работы современного оборудования
электростанций, а также к требованиям технологического регламента безопасной
эксплуатации реакторов АЭС при аварийных уровнях изменения частоты.
Показаны современные методы математического и программного анализа
динамического изменения частоты в аварийных частотных переходных процессах и
режимах энергосистем при дефицитах или избытках активной мощности с учетом
разгрузки или отключения реакторов АЭС при снижении или повышении частоты.
Предложены практические методики определения и выбора уставок частоты и
времени разных видов автоматической частотной разгрузки, как по отклонению
частоты, так и по скорости ее снижения, автоматического включения нагрузки при
повышении частоты или скорости ее повышения, а также блокировки устройств
автоматической частотной разгрузки по скорости снижения частоты при выбеге
двигательной нагрузки. Предложены новые методики балансировки режимных
составляющих для эффективного частотного выделения районов нагрузки и
собственных нужд станций при аварийных снижениях частоты.
Показаны принципы применения основных видов современных электронных и
микропроцессорных реле частоты в схемах всех видов автоматической частотной
разгрузки и загрузки, как по отклонению частоты, так и по скорости ее изменения.
Книга применима, для научных и практических инженерно-технических
работников, занимающихся вопросами проектирования, настройки и эксплуатации
устройств системы автоматического ограничения снижения и повышения частоты
энергосистем, с учетом скорости изменения частоты.
Пособие подготовлено при содействии Совета ветеранов энергетики Украины.
2

Предисловие
ПРЕДИСЛОВИЕ
Обеспечение надежной и устойчивой работы энергосистем в их эксплуатации и
развитии является основной задачей большого и разнообразного комплекса
устройств противоаварийной автоматики (ПА), в том числе автоматики ограничения
изменения (снижения и повышения) частоты (АОИЧ).
Важнейшие из основных составляющих комплекса АОИЧ - автоматическая
частотная разгрузка (АЧР) и частотное автоматическое повторное включение (ЧАПВ)
нагрузки являются эффективными ПА, повышающими надежность работы
энергосистем, поэтому они получили широкое распространение во многих странах.
Первые устройства АЧР были внедрены в конце 40-х годов прошлого века
(И.А. Сыромятников, "Электрические станции", №12, 1940 г.). Это стало
официальным началом развития нового научного направления в энергетике - автоматической
частотной разгрузки энергосистем. Следует отметить, что этому предшествовали
теоретические разработки В.М. Горнштейна о статических характеристиках и
устойчивости нагрузки, а также явления лавины частоты.
В дальнейшем, теоретические основы АЧР разработаны в трудах А.Б. Барзама,
Е.Д. Зейлидзона, Ю.И. Иванова, А.Г. Москалёва, Г.М. Павлова, Р.С. Рабиновича,
И.И. Соловьёва и других авторов 50-70-х годов. В эти годы полного взаимодействия
практиков в вопросах АЧР и научных специалистов проводился всесторонний
научный анализ любых аварий со снижением частоты с учетом уровня технического
прогресса в оборудовании тепловых электростанций и форсированным вводом в 70-
х годах, энергоблоков атомных электрических станций.
Широкому внедрению АЧР способствовало проведение в 50-х годах большого
комплекса теоретических и экспериментальных исследований, выполненных во
ВНИИЭ, ОРГРЭС, других организациях и энергосистемах.
В конце 50-х годов осуществлено объединение отдельных энергосистем на
параллельную работу в Единой энергетической системе (ЕЭС), создавшее крупные по
мощности, протяженные по территории и сложные по конфигурации схемы
объединенных энергосистем (ОЭС). Изменились требования к работе АЧР и проявилась
необходимость применения новых методических разработок и новых нормативных
документов.
Важным событием в развитии теории и практики формирования системы АЧР
стал первый выход в 1980 году книги [74], переизданной в 1989 году. В ней впервые
были обобщены известные теоретические научные основы и опыт практического
применения АЧР, ранее рассматривавшейся разными авторами лишь одним из
разделов общей автоматизации энергосистем. В книге обобщены и подробно раскрыты
научные понятия о влиянии снижения частоты на работу оборудования
электростанций и условия режимов работы энергосистем.
Более подробно раскрыты теоретические определения и математические
обоснования системы АЧР, принципы формирования системы АЧР уровня 60-х годов и
взаимодействия ее видов. Информативно показан мировой и отечественный опыт
анализа частотных процессов, явлений и реакции оборудования энергосистем при
снижении частоты. Следует отметить, что по этим достоинствам книга [74] до сих
пор остается основным утверждающим научным материалом в практической работе
3

Предисловие
специалистов, благодарных автору за своевременное обобщение такого обширного
материала в одной книге.
В настоящей книге более широко раскрыты принципиальные особенности
составляющих комплекса АОИЧ для практического понимания проблем
последовательного и эффективного действия разных видов автоматик разгрузки и ввода
резервов мощности в процессе динамического изменения частоты.
С особой точки зрения рассмотрен широкий круг вопросов формирования
системы АЧР с учетом повышенных требований от значительных изменений,
вызванных техническим совершенствованием основного оборудования ТЭС и АЭС с
критическими и сверхкритическими параметрами пара.
При этом подробно изложены новые современные разработки теории и
практики формирования и выполнения адаптированной системы АЧР как по отклонению
частоты, так и по скорости ее снижения, а также других видов частотной разгрузки в
составе комплексной системы АОИЧ. В то же время, теоретические выкладки,
известные по другим источникам технической литературы, излагаются только
выборочно, информативно, в случаях, если это необходимо для связки содержания
тематики и разделов книги.
Значительное внимание в содержании книги уделено практическим вопросам
широкого применения в технической эксплуатации современных
микропроцессорных устройств системы АЧР. Для этого, проведен краткий анализ технических
характеристик наиболее распространенных, в энергосистемах России и Украины,
современных электронных и микропроцессорных реле частоты.
Во всех рассматриваемых теоретических и практических вопросах поданы
методические указания по выбору и настройке уставок всех видов частотных
автоматик, в т.ч. и автоматики блокировки устройств АЧР1 по скорости снижения частоты
при выбеге двигательной нагрузки.
Режимные и аппаратные принципы выполнения системы АЧР-ЧАПВ, а также
способы и средства программного математического анализа динамического
изменения частоты, рассмотрены с учетом внедрения современных микропроцессорных
устройств, в том числе, с уставками по скорости снижения и повышения частоты.
Отдельно рассмотрены перспективные вопросы внедрения комбинированной и
адаптированной системы АЧР-АЧРС и ЧАПВ-ЧАПВС (по скорости повышения
частоты) для эффективной работы системы АОИЧ в условиях скорости снижения и
повышения частоты. Здесь же рассмотрены вопросы и принципы разработки более
совершенных микропроцессорных устройств по скорости снижения и повышения
частоты, максимально упрощенных в эксплуатации, но с более сложным
алгоритмом программного исполнения.
Искренняя благодарность коллегам: д.т.н. С.Д. Винничуку, инж. В.Н. Зуеву,
Е.А. Коломийцу, В.Г. Кривцову, А.И. Кудрявцеву, И. Ф. Нехаю, В.А. Перетятько,
А.Ф. Сидорову, И.В. Шишову, С.А. Яковлеву (Украина), AT. Демчуку, М.М. Мар-
тыненко (Россия), А.Д. Мельник (Казахстан) за техническую помощь в
совершенствовании практических вопросов анализа частотных электрических режимов, а
также действия устройств релейной защиты и автоматики.
4

Введение
ВВЕДЕНИЕ
Системные аварии с наиболее тяжелыми последствиями в энергосистемах, как
правило, происходят в ситуациях с возникновением большого дефицита активной
мощности и глубоким снижением частоты (частотные аварии). Аварийные режимы
с глубоким снижением частоты происходят при отключении больших объемов
генерации, отключении, питающих энергорайоны, линий электропередачи или
аварийном отделении от энергосистемы ее дефицитной части.
В процессе частотной аварии снижение частоты может происходить до уровня
возможного возникновения явления лавины частоты, которое приводит к полному
погашению дефицитной энергосистемы (или ее части) с остановом электростанций
и отключением энергоснабжения всех потребителей. Поэтому частотные аварии с
возникновением лавины частоты считаются наиболее тяжелыми по своим
техническим и экономическим последствиям, поскольку сопровождаются большим
ущербом для народного хозяйства.
Для предотвращения и ограничения развития аварий со снижением частоты
применяется специальная комплексная система устройств автоматики ограничения
снижения частоты (АОСЧ). Допустимые, до аварийные снижения частоты, как
правило, ликвидируются устройствами первичного регулирования ТЭС и частотного
автоматического ввода резервов агрегатов ГЭС.
Основной составляющей АОСЧ, наиболее сложной, мощной и эффективной,
является система автоматической частотной разгрузки (АЧР) энергосистем при
аварийных дефицитах активной мощности и, а также частотного автоматического
повторного включения (ЧАПВ) потребителей при восстановлении частоты,
значительно повышающих надежность работы энергосистем.
Действие устройств системы АЧР в аварийных ситуациях должно обеспечить
предотвращение снижения частоты в сети не ниже соответствующих пределов и ее
восстановление до длительно допустимых уровней, при которых обеспечивается
возможность быстрого оперативного восстановления нормальной работы
энергосистем. Поэтому такая система противоаварийной автоматики разгрузки энергосистем
при дефицитах активной мощности получила широкое распространение в
энергосистемах многих стран мира.
Основное назначение системы АЧР - при дефицитах активной мощности в
энергосистеме с аварийными уровнями снижения частоты, отключить
соответствующую часть менее ответственных потребителей для обеспечения:
- сохранения в работе турбогенераторов ТЭС;
- технологического регламента безопасной эксплуатации реакторов АЭС;
- надежного энергоснабжения наиболее ответственных потребителей.
Отключение части нагрузки потребителей устройствами АЧР для установления
баланса мощностей в энергосистеме с обеспечением длительно допустимых уровней
частоты сохраняет в работе турбоагрегаты ТЭС и АЭС. Этим обеспечивается
возможность восстановления частоты до длительно допустимых послеаварийных
уровней и быстрого восстановления энергоснабжения потребителей, отключенных
действием устройств системы АЧР.
5

Введение
Основные требования к принципам формирования системы АЧР-ЧАПВ,
объемов ее составляющих и выбору их уставок частоты и времени впервые
документально сформулированы в нормативных и методических материалах [1,2] 70-х годов
прошлого века и раскрыты в книге [74].
Однако с тех пор в энергетике страны произошли значительные изменения,
вызванные техническим совершенствованием основного оборудования электростанций
на критических и сверхкритических параметрах пара, а также вводом в
эксплуатацию энергоблоков АЭС.
Повышенные требования обеспечения надежности работы современного
оборудования ТЭС и АЭС и новые условия формирования структуры энергосистем,
требуют новых теоретических и технических решений, научных методик и
эффективных принципов формирования системы АЧР.
Изменившиеся, более жесткие требования к условиям работы электростанций и
энергосистем, потребовали новых научных методик и практических разработок по
принципам ликвидации частотных аварий. Это, в свою очередь, привело к созданию
новых математических методов программного моделирования и анализа
эффективной работы системы автоматического ограничения изменений частоты (АОИЧ) в
переходных процессах изменения частоты.
Исследования частотных переходных процессов энергосистем, с учетом
действия технологических и аварийных защит реакторов АЭС, показали практическую
неспособность действия существующей, искусственно замедленной (много очередей
равномерного малого объема), системы АЧР в обеспечении, допустимых для
реакторов АЭС, послеаварийных уровней частоты. В условиях допущения глубоких
снижениях частоты, данная система АЧР технически не может предотвратить
автоматическое действие режима автоматического выделения собственных нужд
реакторов АЭС (ВВЭР-1000).
В таких условиях, доказана необходимость повышения нижней уставки
частоты устройств АЧРТ до уровня ускоренной АЧР (меньше очередей крупного объема)
энергосистем европейского энергетического объединения, при сохранении
самонастройки аварийного действия адаптированной системы АЧР с действием
традиционных устройств АЧРП (без совмещенных устройств).
Наличие в энергосистемах современных энергоблоков большой мощности и их
аварийные отключения, часто приводят к выделению частей энергосистем с
большими дефицитами активной мощности. В таких режимных условиях возросла
необходимость в ускорении аварийного действия очередей АЧР1 при комбинированном
пуске этих устройств по скорости снижения частоты (АЧРС). Естественно, что такие
условия вызвали необходимость разработки специальных, научно обоснованных
методик по созданию различных комбинированных систем АЧР-АЧРС, а также
методик выбора объемов и уставок по скорости снижения частоты (ССЧ) как для
очередей системных устройств АЧР-АЧРС, так и для отдельных устройств частотной
делительной автоматики по скорости снижения частоты (ЧДАС). С учетом последних
научных обоснований также разработана методика выбора уставок скорости
снижения частоты для широко распространенных в энергосистемах устройств блокировки
по скорости снижения частоты (БССЧ).
6

Введение
Существенные изменения произошли и в техническом развитии современной
аппаратной части автоматик разгрузки, ранее повсеместно выполнявшихся на
полупроводниковых (электронных) реле частоты (типа РЧ-1 и его аналогов).
Бурное развитие микроэлектронной техники и, на ее основе, средств ПА с
учетом изменения параметров современного оборудования электростанций и их
технических характеристик, привело к разработке и внедрению новых
микропроцессорных реле частоты (МПРЧ) повышенной точности срабатывания заданных уставок и
стабильности требуемых параметров.
В 90-е годы эти работы проводились в России, Украине и других странах СНГ.
Среди стран бывшего СССР, именно в ОЭС Украины были проведены первые
обширные испытания новых микропроцессорных реле частоты (МПРЧ) для систем
АЧР. В результате испытаний разных образцов, специалисты отказались от создания
сложных и дорогостоящих, высокоинтеллектуальных реле частоты с широкими
сервисными возможностями, но не пригодных для массового применения в
экстремальных условиях окружающей среды, (типа украинских УАЧР, российских
БМАЧР, БММРЧ и др.).
Благодаря такому своевременному техническому решению, теперь в сетях
многих ОЭС широко внедрены современные, высокоточные и надежные, но, в то же
время, предельно простые в исполнении и практической эксплуатации,
унифицированные МПРЧ как по отклонению частоты, так и по скорости снижения частоты.
Следует отметить, что в энергосистемах стран Европы аппаратная часть
устройств АЧР развивалась в соответствии с развитием технической вооруженности
электростанций и энергосистем и реализована, как правило, на МПРЧ.
Возросшие требования по надежности работы оборудования электростанций и
энергосистем в ОЭС Украины поставили ряд проблем:
- формирование принципов разработки адаптированной системы АЧР-ЧАПВ;
- совершенствование технических возможностей аппаратных средств АЧР;
- разработки программных комплексов анализа частотных переходных процессов;
- формирование структуры адаптированной системы АЧР-ЧАПВ с использованием
уставок как по отклонению частоты, так и по скорости ее изменения.
Решение этих проблем является актуальной задачей обеспечения надежной
работы ОЭС Украины как в автономном режиме, так и при параллельной работе с
ЕЭС стран СНГ и Балтии, а также, в перспективе и возможной параллельной работы
с энергообъединением UCTE, чему посвящена настоящая работа.
В соответствующих разделах книги приведены практические примеры
аналитических расчетов по выбору уставок и объемов очередей различных автоматик, как
по отклонению частоты, так и по скорости снижения или повышения частоты.
7

Основные условные обозначения и сокращения
АВР - автоматическое включение резерва
АВСН - режим автоматического выделения собственных нужд реакторов АЭС
АЭС - атомная электростанция
АОПЧ - автоматика ограничения повышения частоты
АОСЧ - автоматика ограничения снижения частоты
АПВ - автоматическое повторное включение
АРВ - автоматическое регулирование возбуждения
АРЧВ - автоматическое регулирование частоты вращения
АЧП - автоматический частотный пуск
АЧР - автоматическая частотная разгрузка
АЧРС - АЧР по скорости снижения частоты
БССЧ - блокировка по скорости снижения частоты
ГАЭС - гидроаккумулирующая электростанция
ГЭС - гидроэлектростанция
ГЦН - главные циркуляционные насосы
ДАР - дополнительная автоматическая разгрузка
ДАРС - ДАР по скорости снижения частоты
ЕЭС - Единая энергетическая система
МПРЧ - микропроцессорное реле частоты
НЭК - Национальная энергетическая компания
ОЭС - Объединенная энергетическая система
ПА - противоаварийная автоматика
ПЗ - предварительная защита
ПК - прямоточный котел
1111 - переходный процесс
1111РЧ - полупроводниковое реле частоты
ПР - первичное регулирование
ПТН - питательный турбонасос
ПЭН - питательный электронасос
РДС - регулятор до себя
РОМ - реакторное ограничение мощности
PC - регулятор скорости
САУМ - система автоматического управления мощностью
СК - синхронный компенсатор
ССЧ - скорость снижения частоты
СПЧ - скорость повышения частоты
СУЗ - система управления защит
СЧХ - статическая частотная характеристика
ТВС - тепловыделяющие сборки
ТРБЭ - технологический регламент безопасной эксплуатации
ТЭС - тепловая электростанция
ЭС - энергетическая система (энергосистема)
ЭЦК - электрический центр качаний
ЧАВР - частотное автоматическое включение резерва
ЧАПВ - частотное автоматическое повторное включение
ЧАПВС - ЧАПВ по скорости снижения частоты
ЧДА - частотная делительная автоматика
ЧДАС - ЧДА по скорости снижения частоты
ЧКН - частотный коэффициент нагрузки
ЧКТ - частотный коэффициент турбины
8

Глава!. Работа энергосистем при изменении частоты
Глава 1. РАБОТА ЭНЕРГОСИСТЕМ ПРИ ИЗМЕНЕНИИ ЧАСТОТЫ
1.1. Устойчивость, баланс мощности и резервы мощности
энергосистем.
Основными поставщиками электрической и тепловой энергии для
потребителей являются энергетические системы (энергосистемы).
Энергосистема- это совокупность установок и устройств, для
производства, передачи, распределения и потребления электрической и тепловой
энергии, где все элементы энергосистемы (ЭС) объединены общностью режима и
непрерывностью процессов производства, передачи, распределения и потребления
электрической и тепловой энергии.
Любая энергосистема состоит из элементов двух видов:
- преобразующие, предназначенные для преобразования энергии из одного вида в
другой или преобразования ее параметров (котлы, турбины, генераторы,
трансформаторы, вентильные преобразователи, электродвигатели, осветительные и
бытовые приборы),
- передающие, предназначенные для передачи энергии к потребителям по
протяженным сетям (воздушные и кабельные линии, трубопроводы воды и пара,
устройства подачи топлива).
Отдельные элементы энергосистемы соединены между собой
электрическими, электромагнитными, механическими и другими связями.
Территориальные энергосистемы (энергокомбинаты, энергорайоны)
создавались на территории бывшего СССР еще в 20-е годы XX столетия. Их
дальнейшее укрупнение и объединение привело к созданию объединенных энергосистем.
Многолетний опыт эксплуатации более десятка объединенных энергосистем
(ОЭС) в бывшем СССР и мировой опыт доказали, что энергосистемы, как
объединение на параллельную работу большого количества электрических станций
различных типов (ГЭС, ТЭС и АЭС), существенно повышает надежность и
качество бесперебойного электроснабжения потребителей.
Основная особенность электроэнергетики, в отличие от других отраслей
промышленности, состоит в том, что в любой момент времени количество
выработанной электрической мощности должно соответствовать мощности ее
потребителей (стабильный баланс электрических мощностей) [12, 15, 68, 71, 74].
Любая энергосистема сложного типа "электростанции - электрические сети -
потребители", представляет собой динамическую систему и такой динамической
системе присущи две функциональные особенности:
- при нормальном режиме работы энергосистемы, в любой момент времени,
имеется практически стабильный баланс мощностей генерации и потребления, в
таких условиях, синхронная (син - один, хронос - время) частота электротока
постоянна и одинакова во всех точках энергосистемы [15, 21, 25];
- нарушение нормального режима работы одного из элементов энергосистемы
может отразиться на работе других элементов.
Нормальные установившиеся режимы, в которых энергосистема находится
наибольшее время, характеризуется определенной схемой сети и значениями па-
9

Глава!. Работа энергосистем при изменении частоты
раметров режима (частоты, напряжения, перетоков мощности),
соответствующими действующим нормативам.
В нормальном режиме:
- все работоспособное оборудование, необходимое для обеспечения данного
режима, включено в работу и схема сети соответствует требованиям надежности
и устойчивости;
- загрузка отдельных элементов энергосистемы и перетоки мощности между
соседними энергосистемами соответствуют требованиям экономичности и не
превышают значений, допустимых по условиям сохранности оборудования и
предотвращения нарушений устойчивости параллельной работы;
- значения частоты и напряжений в контрольных точках соответствуют
требованиям ГОСТ и эксплуатационных инструкций.
Любое нарушение нормального режима работы энергосистемы, например,
небольшое уменьшение генерирующей мощности, приводит к нарушению
стабильности баланса мощности. При этом, возникший дефицит генерирующей
мощности, в начальный момент переходного процесса покрывается за счет
энергии вращающихся масс систем "турбина-генератор", а в дальнейшем, за счет
работы системы первичного и вторичного регулирования, которые увеличивают
мощность генерации энергосистемы до величины, когда генерируемая мощность
превысит мощность нагрузки.
Если снижение частоты выходит за пределы зоны действия системы
регулирования и ввода резервной мощности электростанций, достигая значений уставок
срабатывания очередей системы АЧР, то переходный процесс ликвидации
дефицита мощности в энергосистеме требует применения более кардинальных мер.
Таким техническим мероприятием является отключения нагрузки, действием
устройств системы АЧР. Во всех случаях снижение частоты прекращается тогда,
когда будет ликвидирован возникший дефицит активной мощности генерации.
По балансу мощностей генерации и нагрузки энергосистемы принято
разделять на три группы [15, 86]:
1. избыточные энергосистемы, которые постоянно выдают часть своей
мощности смежным энергосистемам;
2. дефицитные энергосистемы, которые постоянно потребляют недостающую
мощность из смежных энергосистем;
3. сбалансированные энергосистемы, в которых обеспечивается баланс
генерации и нагрузки, с перетоками мощности смежным энергосистемам (и от них)
в пределах + 5% от установленной мощности.
Для обеспечения нормальной работы энергосистемы, установленная
мощность электростанций должна превышать максимальную нагрузку системы
-* Еуст ' -* н.макс- -**-уст,
где, Кусг - коэффициент установленной мощности энергосистемы.
А разность этих мощностей Р-£ус1 - ^н.макс-= ^р, называется запасом (резервом)
установленной мощности. Резерв генерирующей мощности, необходим для:
- обеспечения устойчивой работы ЭС с нормативными уровнями частоты,
- резервирования поврежденных агрегатов электростанций;
- обеспечения проведения ремонтов агрегатов электростанций.
ю

Глава!. Работа энергосистем при изменении частоты
Суммарная резервная мощность работающих (вращающихся) агрегатов
электростанций ЭС с нагрузкой меньше номинальной, называется вращающимся (или
горячим) резервом.
Суммарная резервная мощность неработающих агрегатов электростанций
энергосистем, которые при необходимости могут быть быстро введены в работу,
называется холодным резервом.
С учетом резервной мощности, а также требований устойчивости и надежной
работы энергосистем многолетний опыт эксплуатации показывает, что мощность
вращающегося резерва энергосистем должна быть не менее 10 - 15 % от
установленной мощности. В работе [16] подтверждена примерно та же минимальная
величина вращающегося резерва энергосистем - 10 - 20 %.
Увеличение резервной мощности ведет к заметному ухудшению технико-
экономических показателей энергосистем, а ее уменьшение - к сложностям
обеспечения устойчивости нормальной работы энергосистем, а также, к снижению
надежности энергоснабжения потребителей.
1.2. Частотные переходные процессы в энергосистеме.
В энергосистемах постоянно происходят процессы изменения частоты, что
является следствием состояния общего равновесия механического (МЛ1ех) и
электрического (Мэд) моментов электрической сети (МЛ1ех = Мэл).
При отклонениях равновесия указанных моментов (в ту или другую сторону)
по разному реагируют турбоагрегаты соответствующих частей ЭС или ОЭС
(ЕЭС).
Так, при избытке активной мощности генерации
Ммех > Мэл,
т.е. турбогенераторы получают импульс на раскручивание роторов турбин и
соответствующее повышение частоты сети.
В свою очередь при дефиците активной мощности генерации в
энергосистеме для механического и электрического моментов получаем соотношение
Ммех < Мэл,
и турбогенераторы получают импульс на торможение роторов турбин и
соответствующее понижение частоты сети.
Номинальная частота электрического тока 50 Гц - это электромагнитная
волна переменного тока с периодом 50 колебаний за секунду и скоростью
распространения в сети - тысячи километров за секунду. Поэтому для частоты
существует только электрическое расстояние
(S = Vt),
которое равно произведению единицы скорости распространения
электромагнитной волны (v, тыс. км/с) и задержки времени (t, с) прохождения этой волны на
расстоянии многих тысяч километров.
Импульс изменения частоты электрического тока, в зависимости от
протяженности сети, распространяется от места возмущения режима сети в удалённые
части ЭС (ОЭС). Поэтому начало действия турбоагрегатов отличается, из-за
задержки времени прохождения импульса электромагнитной волны, от места воз-
п

Глава!. Работа энергосистем при изменении частоты
мущения к их месту расположения в сети. Суммарное наложение синхронных
периодических колебаний мощности в системе в каждый момент времени создает
волну неравномерных, апериодических колебаний частоты (рис. 1.1).
а)'"" "~ * " " " " б)
Рис.1.1. График реального частотного процесса а) и его огибающая б).
Большая скорость распространения электромагнитной волны электрического
тока, в переходных процессах, обеспечивает примерно одинаковые значения
частоты на больших расстояниях ЕЭС, со сдвигом на соответствующую задержку
времени прохождения этой волны. В значительно меньших ОЭС, а тем более,
отдельных энергосистемах, значения частоты в разных точках отличаются
незначительно, что дает возможность рассматривать любую энергосистему, как один узел
[15,25].
После максимальной амплитуды возмущения в переходном режиме, в
течении нескольких секунд происходят затухающие колебания частоты до
достижения "втягивания" всех турбоагрегатов энергосистемы (ОЭС) в синхронную работу
с установившимся уровнем частоты.
Синхронная работа энергосистем (ОЭС) с номинальной частотой
обеспечивается при разных значениях номинальных оборотов роторов турбин:
- гидроагрегатов ГЭС - от десятков до сотен об/мин;
- энергоблоков ТЭС - 3000 об/мин;
- энергоблоков АЭС - 1500 об/мин (или 3000 об/мин),
в зависимости от числа пар полюсов синхронных машин.
В энергосистемах (ОЭС) обеспечивается практически одинаковые значения
частоты на всем их протяжении, где характерны незначительные апериодические
колебания частоты, которые определяются нерегулярными колебаниями
генерации и нагрузки в энергосистемах (ОЭС).
При возникновении аварийного асинхронного режима, на связи между
избыточной и дефицитной частями энергосистем (ОЭС), возможна работа этих частей
с разными неустановившимися значениями частоты (если таких частей 2 и более
- многочастотный режим).
Глубокое снижение частоты в энергосистеме приводит, как правило, к
одновременному снижению напряжения в узлах нагрузки, а в наиболее
неблагоприятных случаях может приводить к массовому отключению потребителей.
Понимание особенностей таких частотных переходных режимов необходимо для анализа
реакции электростанций и энергосистем на возникновение дефицита активной
мощности и оценки устойчивой работы оборудования электростанций.
12

Глава!. Работа энергосистем при изменении частоты
В настоящее время для оценки устойчивости энергосистем, кроме
практического опыта специалистов, используются расчеты электрических режимов. В
отличие от электрических установившихся режимов, статической и динамической
устойчивости, а также расчетов асинхронных режимов, основывающихся на
расчетах параметров электрических режимов по закону Ома, частотные переходные
процессы обладают рядом особенностей.
Известные в настоящее время математические модели, которые
используются при расчетах частотных (электромагнитных) переходных процессов и
динамического изменения частоты при возникновении небалансов активной мощности
в электрической сети, являются совершенно обособленными от расчетов
остальных параметров электрической сети, поскольку не основаны на расчетах
параметров сети по закону Ома. Они основаны на учете небаланса мощностей генерации
и нагрузки (АР), частотного коэффициента нагрузки кн (ЧКН), обобщенной
постоянной инерции системы г [15, 25, 74].
В составе характеристического уравнения движения энергосистемы в
частотном переходном процессе для определения значений текущей частоты в любой
момент времени, отсутствуют токи, напряжения, мощности и другие параметры
электрических режимов. При неизменных значениях ки, т и начальном значении
частоты fo единственным переменным параметром в этом уравнении (кроме
заданного текущего времени i) является небаланс активной мощности АР, который
в точности отражает состояние общего равновесия электрического и
механического моментов электрической сети.
1.3. Качество электроэнергии по частоте
Номинальная частота сети (50 Гц), наряду с номинальным напряжением,
является одним из основных показателей качества электроэнергии, поэтому
допустимые отклонения частоты регламентируются [3] межгосударственным
стандартом ГОСТ 13109-97 "Нормы качества электрической энергии в системах
электроснабжения общего назначения" (таблица 1.1).
Таблица 1.1. Отклонение частоты по нормам качества электроэнергии
Нормы отклонения
нормально
допустимые
+ 0,2 Гц
предельно
допустимые
+ 0,4 Гц
Допустимая погрешность измерений
абсолютная
+ 0,03 Гц
относительная, %
—
В соответствии с "Правилами устройства электроустановок" и "Правилами
технической эксплуатации электрических станций и сетей" эксплуатационные
отклонения частоты не должны превышать ±0,1 Гц.
Допускается кратковременная работа энергосистем с эксплуатационным
отклонением частоты в нормативных пределах качества электроэнергии + 0,2 Гц.
Предельно-допустимые отклонения частоты от нормы качества электроэнергии +
0,4 Гц допускаются в аварийных условиях снижения частоты [63, 71, 74].
13

Глава!. Работа энергосистем при изменении частоты
Нормативные отклонения частоты.
Качество электрической энергии по отклонению частоты считается
соответствующим требованиям настоящего стандарта [3], если:
- все измеренные в течение 24 ч значения отклонений частоты находятся в
интервале, ограниченном предельно допустимыми значениями;
- не менее 95 % измеренных значений отклонения частоты находятся в интервале,
ограниченном нормально допустимыми значениями.
Качество частоты ОЕС считается удовлетворительным [3], если на
протяжении суток суммарная длительность отклонений частоты от номинальной:
- сверх нормально допустимых ± 0,2 Гц, не превышает 5% времени;
- отклонения частоты сверх предельно допустимых ± 0,4 Гц - отсутствуют.
Дополнительно допускается определять соответствующим нормам стандарта
по суммарной продолжительности времени выхода измеренных значений данного
показателя за нормально и предельно допустимые значения.
При этом качество электрической энергии по отклонению частоты считают
соответствующим требованиям настоящего стандарта, если суммарная
продолжительность времени выхода за нормально допустимые значения составляет не
более 5 % от установленного периода времени, т.е. 1 ч 12 мин, а за предельно
допустимые значения - 0 %.
Следует отметить, что ранее, даже при наличии такого строгого стандарта
качества электрической энергии, энергосистемы бывшей ЕЭС СССР, длительно
(вплоть, до конца марта 1985 года), традиционно работали с глубоким
нарушением установленных нормативных уровней частоты. Так, по материалам [92]
уровень частоты в ЕЭС СССР в течение 60 - 70 % календарного времени года не
соответствовал уровню, заданному стандартом качества электроэнергии.
Естественно, что такие условия работы энергосистем ЕЭС СССР, приводили
к значительным экономическим потерям в хозяйственном комплексе страны.
Ежегодный ущерб народному хозяйству страны в 80-е годы прошлого века
составлял 2 млрд. рублей [92].
Эксплуатационные и аварийные отклонения частоты ограничиваются, как
по условиям работы основного и вспомогательного оборудования
электростанций, так и в соответствии с требованиями технологического процесса
производства некоторых ответственных потребителей.
В объединении UCTE качество частоты считается удовлетворительным на
протяжении одномесячного периода, если:
- за рассматриваемый месяц, стандартное отклонение для 90 % и 99 % интервалов
измерения не превышает, соответственно, 0,04 Гц и 0,06 Гц;
- количество дней работы при заданной частоте 49,99 Гц и меньше и 50,01 Гц и
больше, не превышает восемь дней на месяц.
Требования отечественных ОЭС к допустимым и предельным отклонениям
частоты, а также зоны нечувствительности регуляторов частоты вращения
турбин, существенно отличаются от требований UCTE (таблица 1.2).
При регулировании частоты в энергосистеме, в случаях незначительных ее
отклонений, стабилизация частоты достигается либо ручным регулированием
14

Глава!. Работа энергосистем при изменении частоты
мощности генерации, либо предусматривается система первичного (ПР),
вторичного (ВР) и третичного регулирования.
Таблица 1.2. Сравнительные отклонения частоты энергообъединений.
Нормативные величины (мГц)
допустимые отклонения
предельные отклонения
зона нечувствительности PC
ЕЭС СНГ
200
400
75-150
UCTE
50
180
20 (+ 10 мГц)
относит.
4
2,2
4-7,5
Для оценки величин регулируемой мощности генерации необходимо
учитывать влияние частоты на величину активной мощности генерации и нагрузки -
статические частотные характеристики. При этом в частотном переходном
процессе необходимо учитывать также реакцию на возникшее возмущение
тепловой и реакторной части электростанций (котлов, реакторов и их систем
регулирования) - динамические характеристики системы регулирования.
В случаях значительных дефицитов мощности при быстром изменении
частоты и напряжения в энергосистеме, автоматические системы регулирования не
успевают отслеживать изменение частоты. В таких аварийных случаях,
недостаточно времени для принятия оперативных решений и у диспетчера. Поэтому, при
оценке прохождения частотного переходного процесса на малых промежутках
времени (несколько секунд) имеют значение только статические частотные
характеристики нагрузки и генерирующего оборудования энергосистем.
1.4. Статические частотные характеристики нагрузки энергосистем.
Электрическая энергия, вырабатываемая генераторами, потребляется
нагрузками различных электрических приемников, мощность которых изменяется при
изменении частоты. Статические частотные характеристики (СЧХ) отдельных
электрических приемников, узлов нагрузки или нагрузки энергосистемы в целом
- это зависимость их активной и реактивной мощности от частоты
Р« = РМ 0н = Ш/) (1.1)
при неизменных других параметрах. Рассмотрим частотные характеристики
активной и реактивной мощности более подробно.
1.4.1. Статические частотные характеристики активной мощности нагрузки.
Активная мощность, потребляемая осветительными и некоторыми бытовыми
установками, а также установками металлургии (печи сопротивления, дуговые
печи), от частоты практически не зависит (Рн (/) = const), а зависит только от
напряжения U
P* = klf, (1.2)
где к - постоянный коэффициент, /? - некоторый коэффициент, равный для ламп
накаливания 1,6, для постоянного сопротивления (R = const) - 2, а в среднем - 1,8.
Активная мощность, потребляемая люминесцентными лампами, зависит от
частоты, уменьшаясь на 0,5 - 0,8 % при снижении частоты на 1% и в меньшей
15

Глава!. Работа энергосистем при изменении частоты
степени зависит от напряжения.
Скорость вращения синхронных двигателей (с допустимой точностью, и
асинхронных двигателей) прямо пропорциональна частоте сети, но их
статические частотные характеристики определяется теми механизмами, которые
двигатели приводят во вращение.
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, поэтому активная мощность таких двигателей снижается
пропорционально частоте сети.
Активная мощность центробежных насосов и вентиляторов (при
незначительном статическом напоре) пропорционально квадрату частоты, а мощность,
потребляемая электродвигателем, - третьей степени частоты.
Отметим, что для мощных центробежных питательных насосов энергоблоков
ТЭС и АЭС их мощность - функция от частоты в степени от 3 до 5.
1.4.2. Регулирующий частотный коэффициент нагрузки энергосистем.
Электрическая энергия, вырабатываемая турбо- и гидроагрегатами,
потребляется различными электрическими приемниками, производительность которых
зависит от изменения частоты в определенной степени. Поэтому, потребители
условно могут быть разделены на пять групп, в зависимости от показателя
степени влияния отклонения частоты на мощность нагрузки. Потребители, у которых
показатель степени не является целым числом, относятся к ближайшей, целой
степени.
Нулевая группа - это потребители, мощность которых не зависит от
изменения частоты:
Po=Po,no,-{flfnoJ (1-3)
К нулевой группе относятся: осветительная нагрузка, электропечи,
электротранспорт, электролиз и другие приемники постоянного тока, собственные нужды
ТЭС с блоками 300 МВТ, оснащенными питательными турбонасосами (ПТН), а
также ГЭС
Первая группа - это потребители, мощность которых зависит от изменения
частоты в первой степени:
PAf) = PhHO„-(f/fHOJ (1.4)
К первой группе относятся: бытовая вращающаяся нагрузка, индукционные
печи, привод станков, компрессоров и поршневых насосов, питательные
турбонасосы.
Вторая группа - это потребители, мощность которых зависит от изменения
частоты во второй степени:
P2U) = P2,o,-{flLoJ (1.5)
Ко второй группе относятся: потери в электрических сетях и потребители 1-й
группы при пропорциональном снижении напряжения.
16

Глава!. Работа энергосистем при изменении частоты
Третья группа - это потребители, мощность которых зависит от изменения
частоты в третьей степени:
Uf) = P^,-(fiLo.J (1.6)
К третьей группе относятся: собственные нужды ТЭЦ и ТЭС с блоками 200
МВт и ниже с низкими параметрами пара, оснащенные питательными
электронасосами (ПЭН), вентиляторы и привод центробежных насосов, насосов с малым
статическим напором сопротивления.
Четвертая группа - это потребители, мощность которых зависит от
изменения частоты в четвертой степени:
Uf) = P^,-(f'Lo,)\ (1.7)
где п = 4-5.
К четвертой группе относятся:
- в 4-й степени - привод насосов с большим статическим напором
сопротивления, например, питательные насосы котлов энергоблоков 300-800 МВт и др.;
- в 5-й степени - собственные нужды блоков АЭС, которые имеют высокие
параметры пара и оснащены питательными электронасосами (ПЭН).
Зависимости (1.3) - (1.7) могут быть записаны в общем виде
р (f} = р •( f I f Yn
Н \J ) Н,НОЛ1 \J J НОМ / ■>
где безразмерный частотный коэффициент нагрузки ки находится из условия
к=аРЛЛ
df
f
J ном
/=/«« р ■ (1-8)
Если нагрузку всей энергосистемы определять как сумму долевого участия
составляющих потребителей указанных выше групп в относительных единицах,
то суммарное изменение потребления при отклонении частоты равно сумме
долевого участия потребителей всех групп, изменяющихся при отклонении частоты:
, АР/Р АР%
к = = = а + 2а, + За, + 4а, л дл
" А/7/ А/% 12 3 4 к^.у)
где #,- - коэффициент долевого участия потребителей /-той группы.
Отношение АР% А/% обозначают кн и называют регулирующим эффектом
нагрузки по уровню частоты или частотным коэффициентом нагрузки (ЧКН).
Пусть энергосистема имеет следующий состав потребителей: нулевой
группы - 20 %, первой - 40 %, второй - 5 %, третьей - 20 % и четвертой -15%.
В соответствии с принятыми обозначениями в относительных единицах имеем:
а0= 0,2, ах= 0,4, а2= 0,05, а3= 0,2, а4= 0,15. ЧКН для этой энергосистемы,
согласно зависимости (1.9), будет равен:
кн = 0,4 + 2 • 0,05 + 3 • 0,2 + 4 • 0,15 = 0,4 + 0,1 + 0,6 + 0,6 = 1,7.
В течении суток состав потребителей энергосистемы меняется: днем
осветительная нагрузка в основном отсутствует, а преобладает нагрузка промышленных
предприятий, в вечерние часы промышленная нагрузка несколько снижается, а
осветительная - увеличивается. Установлено, что обычно в течении суток изме-
17

Глава!. Работа энергосистем при изменении частоты
нения нагрузки потребителей не выходят за пределы 10 - 15 %. Таким образом, с
изменением состава потребителей в энергосистеме изменяется и частотный
коэффициент нагрузки [71, 74].
В общем случае нагрузка потребителей энергосистем зависит как от частоты,
так и от напряжения, которое, в свою очередь, зависит от частоты. Поэтому для
активной мощности нагрузки можно записать:
&Ф,л = *?^.#+*?ШЛ.<ш
(1.10)
df dU df
где обычно принимают dU df= 0,9 -е- 1,0.
Значение ЧКН - безразмерная величина кн - в известной литературе [29, 71.
74] определяется согласно правила
к=
dP
/=/о
дР
/=/о
+ ■
дР
dU
dU
f=fo
df
и=и.
(1.11)
Учитывая то, что величины кн является безразмерной величиной, отношение
dPIdf также должно быть безразмерным. Поэтому для корректного использования
соотношения (1.11) мощность Р и частоту / рассматривают в относительных
величинах. Если же мощность Р и частота /рассматриваются как размерные
физические величины, то зависимость (1.11) приводится к виду
1'дР дР <Ю\
■ + -
dP
~4f
J HI
U=U0
f=fo
P..
К
dj
где PH0M = P(U0fo),fWM =f0, т.е.
_ d[PIPHJ
df dU df
J ж
U=Ut
f=fo
0
p..
K d{flfHOM)
u=u0
f=fo
(1.12)
(1.13)
Отметим также, что точно такой же характер зависимости для величины ки
получено в соотношении (1.8), где для мощности нагрузки используется
конкретный вид функции от частоты.
К особенностям частотного переходного процесса в случаях малых (порядка
до 2 %) небалансов активной мощности следует отнести то, что для случая
дефицита активной мощности на уровне до 6 - 7 % системы возбуждения генераторов
обеспечивают постоянство напряжения. И только при больших значениях
внезапных дефицитов активной мощности напряжение и частота снижаются
одновременно [16, 74].
Регулирующий эффект нагрузки по частоте (ЧКН) должен измеряться при
постоянном и нормальном для данной нагрузки напряжении. Электрические
расчеты, основанные на использовании регулирующих эффектов, правильно
отражают процессы в энергосистеме, если отклонения напряжения не превышают 10
%. Если отклонения напряжения находятся в пределах 10 - 15 %, то должны
применяться нелинейные статические характеристики с учетом нелинейности
напряжения.
Как отмечается в работе [16], эффект резкого снижения напряжения
заметный уже при перегрузке равной 5 - 7 %, а в системах, в которых мощности
отдельных нагрузок сравнимы с мощностью системы, может нарушаться устойчи-
18

Глава!. Работа энергосистем при изменении частоты
вость и при нормальных (с точки зрения эксплуатации) режимах. Опаснейшим в
этом содержании есть прямой пуск короткозамкнутых асинхронных
двигателей, которые обычно представляют основную часть нагрузки сравнимую с
мощностью генератора (сельские энергосистемы, передвижные
электростанции разного назначения).
Анализ процессов пуска двигателей и стойкости узлов нагрузки довольно
сложный, и в инженерной практике часто пользуются упрощенными методами.
Такие исследования не рассматриваются здесь, а смысл приведенных материалов
заключается в том, что коэффициент нагрузки кн, которым учитывается
изменение величины нагрузки от значения частоты, по сути учитывает как изменение
дР дР
частоты, так и изменение напряжения, где — = а .
Если система стабилизации напряжения полностью выполняет свои функции
дР
(а при малых значениях небалансов мощности это имеет место), то —— = 0 э т.е.
dU
_dP
J НС
f-f0~- (1-14)
ном
При практических расчетах в таких случаях пользуются значением кн = 0,5,
что, например, имеет место при расчетах частотного переходного процесса для
первичного регулирования в энергосистемах UCTE [93].
Если же речь идет о динамических режимах изменения частоты при
значительных небалансах мощности, то одновременно с изменением частоты
изменяется и напряжение. В таком случае наиболее часто используемое значение кн = 2
при анализе таких процессов можно получить из зависимости (1.10) при условии,
что —=0,5, а = L, а скорость изменения напряжения втрое выше скорости из-
менения частоты.
Для разных энергосистем с характерным для них составом потребителей
частотный коэффициент нагрузки различен. Для энергосистем этот коэффициент
(летние и зимние нагрузки) равен 1-3. Это значит, что при снижении частоты в
энергосистемах на 1 % (0,5 Гц), мощность потребителей уменьшается на 1 - 3 %.
Для практических расчетов общего характера (по максимуму нагрузок)
принимается среднее значение кн = 2.
1.4.3. Лавина частоты.
Лавина частоты - это нарушение устойчивости режима энергосистемы,
происходящее, как правило, на низких уровнях частоты, когда при снижении частоты
нарастает дефицит активной мощности генерации. Если определить небаланс
(дефицит или избыток) активной мощности ЛРа как разницу активной мощности
Рв нагрузки (с учетом потерь на передачу) и активной мощности генерации Pj,
как функций от частоты
APa(f)= Pu(f) - РШ
19

Глава!. Работа энергосистем при изменении частоты
то увеличение дефицита с уменьшением частоты будет означать, что для
частотного коэффициента системы кс
d(AP) f dP(f)-dP(f) f dP f dPT f
, w V"—" a / J ном h\J / г\^/ J ном н J ном 1 J ном
df P df P df P df P
J H.HOM J H.HOM J H.HOM J h
f
df P„
f dP f ^
df ' Pj
p
Tmom
Т,ном J
p.
f p \
i i _ Т,ном
Кн KT p
<0
(1.15)
где kj - частотный коэффициент турбин (ЧКТ), равный отношению ЛРТ% А/%,
/ни, ^н,ном , ^тлом - некоторое номинальное (базовое) значение частоты и
мощности. При этом, в случае сбалансированного режима ( ЛРа(/ном) = 0 ) из (1.15)
получим:
к =
d(AP) f Г . Р Л
V a J J ном
df К
кн кТ
Т'ном
Р.
— /С,, К'
т
(1.16)
Если при этом в (1.16) окажется, что
Kq /Cjj /Ср ^ U 5
(1.L7)
то при малейшем возникшем дефиците активной мощности генерации частота в
системе не стабилизируется. Она будет продолжать падать при одновременном
уменьшении ЛРа(/Х те- росте дефицита. Такие режимы в энергосистемы
определяют как лавину частоты.
Минимальное значение частоты, при котором достигается равенство кн = кт
называется границей зоны лавины частоты или критической частотой fKp.
Лавина частоты вызывается резким снижением мощности энергоблоков из-за
снижения производительности механизмов собственных нужд при уменьшении
частоты в диапазоне от 48 до 43 Гц. Известны случаи, когда производительность
высоконапорных питательных насосов падала до нуля при частоте 45 Гц [60].
Заметим, что в [74] критическим называется значение частоты, при котором
прекращается подача питательной воды в котел энергоблока. Например, для
блоков мощностью 200 МВт с барабанными котлами значения частоты, при которых
прекращается подача питательной воды, возможна в диапазоне 41,9 - 44 Гц.
Однако, эти значения частоты не следует путать со значениями критической
частоты, получаемыми в точках касания статических частотных характеристик для
генерации и нагрузок.
Значение критической частоты играет важную роль в расчетах объемов
отключаемой действием АЧР электрической нагрузки. Так, в [60] рекомендовано,
при расчете АЧР в энергосистемах с энергоблоками, имеющими высокие
параметры пара, что характерно и для ОЭС Украины, принимать кратковременное
допустимое снижение частоты до уровня не ниже 46,5 Гц.
Лавина частоты может приводить к полной остановке электростанций и
прекращению энергоснабжения всех потребителей в энергосистеме. Это опасное
явление упрощенно описано в [16, 74], где авторы утверждают, что:
"В исходном режиме, которому соответствует статическая характеристика
нагрузки, установившееся значение частоты определяется точкой пересечения
20

Глава!. Работа энергосистем при изменении частоты
этой характеристики со статической характеристикой генерации. При больших
набросах нагрузки и, соответственно, больших отклонениях частоты,
характеристика генерации, 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.
Таким образом, если наброс нагрузки превышает величину, определяемую
характеристикой нагрузки, начиная с некоторого момента времени, дальнейший процесс
снижения частоты будет развиваться лавинообразно".
При таком утверждении не указано, при каких исходных условиях и каким
способом можно определить величину "деформации" статической характеристики
генерации, а значит, невозможно хотя бы приблизительно определить "некоторый
момент времени" возникновения лавины частоты.
В технической литературе последних лет [80, 95] процесс возможного
возникновения лавины частоты в энергосистеме раскрыт более четко, подробно и
обстоятельно. Для анализа устойчивости дефицитных по частоте режимов
энергосистем, в этих работах предложен графоаналитический метод моделирования
установившихся режимов с построением статических частотных характеристик
турбин (СЧХ) и нагрузки потребителей.
Установившиеся режимы энергосистемы в целом определяются точками
пересечения статических частотных характеристик суммарной механической
мощности турбин Рзпф и суммарной электрической мощности генераторов Р^ф, т.е.
теми общими точками статических частотных характеристик, в которых
соблюдается равенство (баланс) суммарных электрической и электрической мощности
энергосистемы.
Так как сумма электрических мощностей генераторов энергосистемы
равна сумме электрических мощностей потребителей электрической энергии (с
учетом потерь в сетях)
i(f) = Х^т'Ф? т0 баланс электрических и механических мощностей в системе
можно записать в форме:
^=5g*<0-£&.</) = 0 или tff) = Pbtf)-P*(f) = 0-
В [95] показано, что якобиан уравнений статики энергосистемы с
точностью до постоянного множителя совпадает со свободным членом
характеристического уравнения динамической системы. Поэтому предел апериодической
устойчивости системы будет определяться равенством нулю ее якобиана
(функционального определителя):
или D[(p(f)]/D(f) = dPYJJ)ldf-dP^{j)ldf= 0.
Решениями последнего уравнения будут режимные точки, в которых
величины первых производных суммарных механической P^Jf) и электрической PyJJ)
мощностей энергосистемы по частоте будут равны. Графически это означает, что
предельные по условию апериодической устойчивости режимы энергосистемы
&
21

Глава!. Работа энергосистем при изменении частоты
определяются точками касания графиков функций PyJJ) и PyM)- А при
нарушении апериодической устойчивости дефицитных режимов происходит
лавинообразное снижение частоты энергосистемы (рис. 1.2.).
Зависимость механических мощностей генераторов энергосистемы от
частоты имеют существенную нелинейность в практическом диапазоне частот [16, 68,
71, 74]. Так, частотную характеристику турбины в диапазоне частоты 49,8 - 50,5
Гц можно представить прямой линией с отрицательным углом наклона к оси
частоты, поскольку:
- при/= 50 Гц в энергосистеме имеется вращающийся резерв мощности в
пределах 2,5 - 5 %;
- при/> 49,8 Гц часть агрегатов участвуют в первичном регулировании
частоты и мощности - до 2,5 %;
- при/> 49,6 Гц часть агрегатов участвуют в первичном регулировании
частоты и мощности - до 5 %.
/Jot и. вд
W\ 41 42 41 /44 \45 46 47 48 49 50 fj\\
Рис. 1.2. Влияние характера частотной зависимости механической мощности
PidJ) на положение границы лавины частоты.
Значение угла наклона частотной характеристики определяется значением
статизма агрегата, который равен отношению приращения частоты к приращению
мощности, вызвавшему изменение частоты. Известно, что статизм агрегата
увеличивается при уменьшении его вращающегося резерва агрегата, т.е. при
увеличении его рабочей мощности.
Таким образом, при снижении частоты от 49,8 Гц до 49,5 Гц, мощность
турбины приближается к максимальному значению и касательные к частотной харак-
22

Глава!. Работа энергосистем при изменении частоты
теристике механической мощности становятся все более пологими. В таких
условиях, статизм агрегата, из-за уменьшения вращающегося резерва мощности (при
наличии зоны нечувствительности) стремится к бесконечности и этот участок
характеристики PyJJ) плавно соединяет участки характеристики при/> 49,8 Гц и/<
49,5 Гц.
В точке /= 49,5 Гц, когда механическая мощность турбины - максимальна,
значение статизма становится бесконечно большим, а частотная характеристика
практически параллельна оси частот, так как все агрегаты становятся
нерегулируемыми по скорости (частоте) вращения.
При дальнейшем снижении частоты if < 49,5 Гц), мощности агрегатов
уменьшаются из-за нелинейной зависимости от частоты производительности
механизмов собственных нужд:
- не зависящие от частоты, ТЭС с энергоблоками 300 МВт, с высокими
параметрами пара, оснащенные питательными турбонасосами (ПТН);
- зависящие от частоты в 3-й степени, ТЭЦ и ТЭС с энергоблоками мощностью
200 МВт и меньше, с низкими параметрами пара, оснащенные питательными
электронасосами (ПЭН);
- зависящие от частоты в 5-й степени, АЭС с энергоблоками на высоких
параметрах пара, оснащенные питательными электронасосами (ПЭН).
Однако в [74], сказано, что при уровнях частоты 46 </< 49,5 Гц
нелинейность, практически не проявляется, поэтому предложено частотные
характеристики механической мощности в этом интервале представлять прямыми линиями,
что недопустимо для анализа режимов энергосистем на статическую
(апериодическую) устойчивость и оценки запасов устойчивости графоаналитическим методом
[80].
Жирные линии, пересекающие частотные статические характеристики P^iif)
и Ретз(/), соответственно, в точках с-i и Ст, - это границы лавины частоты турбин с
координатами fKp2 = 44,56 Гц и /крз = 40 Гц (турбины, зависящие от частоты в 3-й
степени - ТЭЦ и ТЭС с блоками мощностью 200 МВт и ниже с низкими
параметрами пара, оснащенные питательными электронасосами).
При эксплуатации в энергосистеме энергоблоков с высокими параметрами
пара значение критической частоты увеличивается, что приводит к смещению
границы лавины частоты в область более высоких значений частоты, т.е. к
уменьшению запаса устойчивости режимов энергосистем по частоте.
Поэтому, на рис. 1.2. приведена синтезированная статическая частотная
характеристика суммарной механической мощности энергосистемы Py.ti(/), при
построении которой учтены реальные параметры ОЭС Украины. Приведенные
результаты показывают, что при анализе частотных режимов для обеспечения
безопасной работы ОЭС, необходимо учитывать максимальное значение
критической частоты возможного возникновения лавины частоты равное не менее 45,5 -
46 Гц.
Графоаналитический метод моделирования установившихся режимов с
помощью статических частотных характеристик суммарных механической P^JJ) и
23

Глава!. Работа энергосистем при изменении частоты
электрической PyJJ) мощностей позволяет достаточно просто и наглядно
анализировать устойчивость дефицитных режимов по частоте.
Физический смысл анализа возможного возникновения лавины частоты
графоаналитическим методом лучше воспринимается при анализе параметров углов
в точке пересечения указанных статических частотных характеристик турбин и
нагрузки энергосистемы.
Так, при номинальной частоте 50 Гц, в регулируемой системе углы в точке
пересечения этих характеристик имеют положительные значения и примерно
равны 90 градусов, чем обеспечивают максимальную устойчивость работы
энергосистемы.
При снижении частоты от номинального уровня:
- угол наклона СЧХ нагрузки меняется незначительно (по часовой стрелке) и
всегда сохраняет положительные значения;
- угол наклона касательной к СЧХ турбины изменяется более значительно
(против часовой стрелки) и значительно снижает положительные значения.
При значении частоты /= 49,5 Гц угол наклона касательной к СЧХ турбины
равняется нулю (касательная к данной характеристике - параллельна
горизонтальной оси частоты). Это значит, что все агрегаты энергосистемы становятся
нерегулируемыми по частоте вращения.
При дальнейшем снижении частоты (от/= 49,5 Гц) угол наклона касательной
к СЧХ турбины увеличивается (с отрицательными значениями) и в точке ее
пересечения с положительным углом наклона СЧХ нагрузки, значения углов наклона
этих характеристик все более сближаются.
Момент снижения частоты, когда наклон касательной к СЧХ турбины и
наклон СЧХ нагрузки близки к параллельности (их углы наклона почти равны, но
точка пересечения характеристик еще существует), является началом возможной
лавины частоты (критическая частота).
А при дальнейшем снижении частоты (когда отсутствует точка пересечения
этих характеристик - установившийся режим не существует) параллельность
характеристики СЧХ нагрузки и касательной к СЧХ турбины четко показывает
момент возникновения явной лавины частоты.
В европейском объединении UCTE, в частотных переходных процессах (с
действием устройств АЧР в официально принятом диапазоне частоты 49 - 48 Гц),
допускается снижение частоты до уровня 48 Гц. Такая нижняя уставка частоты
АЧР обеспечивает значительный запас частоты (2 Гц) от границ возможного
явления лавины частоты, чем полностью исключает возможность режимов с
критическими значениями снижения частоты.
В работе [93] этот запас объясняется еще и тем, что при более глубоком
снижении частоты будут чрезмерно перегружаться межсистемные связи, что может
привести к разделению энергообъединения на несбалансированные части, а также
вследствие резонансных явлений будут повреждаться лопаточные аппараты
паровых турбин. Поэтому при снижении частоты ниже 47,5 Гц в UCTE работает
частотная делительная автоматика, действующая на отделение энергоблоков АЭС и
ТЭС от энергообъединения.
24

Глава!. Работа энергосистем при изменении частоты
1.4.4. Статические частотные характеристики
реактивной мощности нагрузки. Лавина напряжения.
При отключении генератора в сети или отключении линий, питающих
дефицитный район, возникает дефицит активной и реактивной мощности, приводящий
к снижению частоты. Если дефицит реактивной мощности сравнительно не велик,
то оставшиеся в работе генераторы покроют этот дефицит за счет форсировки
возбуждения генераторов, в пределах перегрузочной способности обмоток
возбуждения.
Если дефицит реактивной мощности велик, то способности форсировки
возбуждения генераторов будет недостаточно и напряжение быстро снижается, что
может, с одной стороны, существенно влиять на значение регулирующего
эффекта активной мощности нагрузки и, с другой стороны, приводить к отключению
части потребителей.
Если задача определения характеристик Рн = <рф расчетным путем решается
в ряде случаев сравнительно просто, то задача определения характеристики Q„ =
<p(f) для отдельных узлов нагрузки (тем более для всей энергосистемы в целом)
является затруднительной.
Изменение реактивной мощности нагрузки зависит от многих факторов,
которые трудно учесть с достаточной степенью точности (особенно, при
одновременном изменении частоты и напряжения):
- влияние насыщения в двигателях и трансформаторах (их загрузка);
- изменение возбуждения синхронных двигателей при изменении частоты и
питающего напряжения;
- состав и параметры комбинированной нагрузки в узлах нагрузки;
- наличие и вид устройств компенсации реактивной мощности и т.д.
В узлах нагрузки, двигатели являются основными потребителями реактивной
мощности, состоящей из реактивной мощности рассеяния Qs и реактивной
мощности намагничивания Он, которые зависят от частоты по-разному (рис. 1.3).
Q
&НОМ
\ ъ~
^Ч^^^ "™ J/^x
! ^ч"4^*^^ 2
/ /
JHOM J
Рис. 1.3. Зависимость
реактивной мощности двигателей от
частоты.
1 - реактивная мощность
рассеяния,
2 - реактивная мощность
намагничивания,
3 - суммарная реактивная
мощность двигателя.
25

Глава!. Работа энергосистем при изменении частоты
Характер изменения суммарной реактивной мощности двигателей
о = оя + он
определяется первой составляющей мощности (рассеяния) при росте частоты и
второй составляющей мощности (намагничивания) - при снижении частоты.
Рост потребления реактивной мощности нагрузки при снижении частоты
приводит к снижению напряжения в узлах нагрузки (в некоторых случаях и на
шинах электростанций). Как отмечается в работе [74], в ряде узлов нагрузки
(особенно крупных промышленных узлов при наличии сильно загруженных
двигателей) напряжение может снижаться до уровня критического напряжения
икр = (0,75-0,85) ином).
Это - процесс лавины напряжения, когда резкое возрастание потребления
реактивной мощности, следовательно, резкое снижение напряжения приводит к
"опрокидыванию" двигателей и полному обесточиванию узла или значительной
части потребителей.
Лавина напряжения является следствием снижения напряжения,
сопутствующего снижению частоты, но ее развитие возможно и при нормальной частоте,
когда отсутствует дефицит активной мощности, но имеется только дефицит
реактивной мощности [34].
Возможные процессы в нагрузке при значительных снижениях напряжения:
1. Некоторые статические электроприемники, практически не потребляющие
реактивной мощности (лампы накаливания, нагревательные устройства и др.), при
снижении напряжения продолжают работать со снижением потребляемой
активной мощности около 2 % на каждый процент снижения напряжения.
2. При значительном снижении напряжения происходит:
- самопроизвольное отключение магнитных пускателей у большинства
промышленных потребителей 1000 В;
- срабатывание систем технологической автоматики и блокировок по факту
отключения потребителей;
- действие защит минимального напряжения;
- нарушение работы из-за потери нормального питания управляющих и
вычислительных машин;
- прекращение работы люминесцентных ламп и др.
3. Электродвигатели при снижении напряжения ниже критического уровня
"опрокидываются", т. е. тормозятся. Торможение электродвигателей резкое
увеличивает потребляемую ими реактивную мощность (в 4 - 10 раз), вызывая
дополнительное снижение напряжения и новые опрокидывания нагрузки (рис. 1.4).
На рисунке показаны условия возникновения лавины напряжения при
снижении частоты, большом дефиците реактивной мощности АО и глубоком
снижении частоты до уровня < UKvm:.
Необходимо отметить, что если возникает значительный дефицит реактивной
мощности, то возможно, что он быстро - в течение десятых долей секунды
возрастет во много раз и определит дальнейший ход аварии.
26

Глава!. Работа энергосистем при изменении частоты
Дефицит активной мощности АР
(снижение частоты Д/)
небольшой
дефицит AQ
большой дефицит AQ
(не может быть скомпенсирован)
U= const
малое
снижение U
и> а
крит
глубокое
снижение U
U<U*
крит
без лавины U
(самоотключение
нагрузки Рн)
снижение
нагрузки Pt
пок„
дефицит АР
мало
зависит от U
с лавиной U
(опрокидыв ание
двигателей)
сброс активной нагрузки Рн
дефицит АР
уменьшается
дефицит АР
резко
снижается
Рис. 1.4. Зависимость напряжения и нагрузки от дефицита мощности.
При снижении напряжения на 15 - 30 % отключается, в зависимости от
конкретных условий, от 10 -е- 90 % нагрузки (активной и реактивной), а в среднем, по
крупным узлам, - примерно 30 %. Такой значительный сброс нагрузки,
естественно, меняет величину дефицита активной мощности и ход изменения
частоты.
Лавина напряжения захватывает узлы нагрузки, где напряжение, в
значительной мере, зависит от потребления реактивной мощности и, где нет массовых
самопроизвольных отключений потребителей. В результате лавины напряжения, в
течение от нескольких десятых долей секунды до нескольких секунд, напряжение
может установиться ниже номинального на 50 - 90 %.
Активная нагрузка потребителей, в результате лавины напряжения,
значительно снижается, а реактивная нагрузка двигателей - многократно возрастает.
В зависимости от конкретных условий (резервов реактивной мощности и
состава нагрузки) возникновение значительного дефицита активной мощности АР
может привести к разным результатам.
27

Глава!. Работа энергосистем при изменении частоты
Напряжение на шинах электростанций (в установившихся режимах), при
современных способах его регулирования, от частоты не зависит; а в переходных
процессах такая зависимость представляется достаточно сложной.
Напряжение сети, по известным натурным данным для величины AU/Af,
имеет большой разброс (до десятков относительных единиц), поскольку потери
напряжения в сетях определяются в основном потоками реактивной мощности,
которые сильно зависят от изменений частоты.
Рост потребления реактивной мощности нагрузки в переходном процессе
снижения частоты приводит к снижению напряжения в узлах нагрузки, а в ряде
случаев даже снижению напряжения на шинах электростанций.
Нормализация напряжения и процесс восстановления нагрузки занимает в
разных условиях от нескольких минут до многих часов.
1.5. Зависимость частоты и напряжения от дефицита активной мощности.
Характер протекания переходных процессов частоты в энергосистеме и
напряжений в узлах нагрузки при больших дефицитах мощности существенно
зависит от следующих факторов:
- характеристик нагрузки по частоте и напряжению (состава нагрузки);
- реакции АРВ и устройств релейной форсировки возбуждения генераторов
и синхронных двигателей.
При существенной доле нагрузки, активная мощность которых 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 незначительно, но возникает
опасность нарушения устойчивости двигателей. Не исключены аварийные ситуации,
когда частота вообще практически не будет снижаться вследствие глубокого
снижения напряжения.
При преобладании двигателей, у которых потребляемая активная мощность
мало зависит от уровня напряжения, даже при значительном снижении
напряжения, частота будет снижаться быстро и глубоко и может возникнуть опасность
развития, как лавины частоты, так и лавины напряжения.
Чем выше быстродействие АРВ генераторов и двигателей, чем эффективнее
и продолжительнее работает их форсировка возбуждения, тем выше уровни
напряжения в узлах нагрузки и запасы её 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 [74].
Известно, что значения частоты сильно зависят от величины дефицита
активной мощности в энергосистеме. Поскольку изменение частоты имеет
динамический характер, то исследование её зависимости от дефицита активной и
реактивной мощности удобнее проводить по скорости а изменения частоты (рис. 1.5).
На рисунке приведены расчетные графические зависимости начальной
скорости снижения частоты от дефицита активной мощности при различных посто-
28

Глава!. Работа энергосистем при изменении частоты
янных механической инерции энергосистемы [3]. График при эквивалентной
постоянной механической инерции турбогенераторов ттг = L0 с показывает, что
каждые 10 % дефицита мощности создают скорость изменения частоты примерно
0,5 Гц/с (в рабочем диапазоне действия АЧР - до 40 % дефицита мощности).
а,
б
5
4
3
2
1
О 0,1 0,2 0,3 0,4 ЛРг,отн.ед
Рис. 1.5. Зависимость начальной скорости снижения частоты от дефицита
мощности: 1 - ттг = 7 с; 2 - т-гг = 10 с; 3 - т-гг = 15 с.
В свое время специалистами ВНИИЭ были проведены расчеты зависимости
напряжения от дефицита активной мощности, взаимосвязанного с дефицитом
реактивной мощности. При этом, рассмотрены процессы в небольшом дефицитном
районе, содержащем одну электростанцию, загруженную до номинальных
значений активной и реактивной мощности, и нагрузку, среднюю по своему составу,
сконцентрированную вблизи шин электростанции. Возможный аварийный
дефицит активной мощности образуется в результате отключения линии или линий,
питающих этот район [17, 34].
Величина начального дефицита мощности ЛР выражается в процентах
Р -Р
АР = -? ^х100%
Расчеты процессов при отключении питающей линии без к.з. (или с
удаленным от рассматриваемого района однофазным к.з.) были выполнены по
достаточно полным моделям. Результаты расчетов для разных значений ЛР (от 10 до 90 %)
приведены на рис. 1.6.
В этих расчетах предполагались отключенными все устройства автоматики, в
том числе, устройства АЧР, иначе все особенности взаимного влияния
генераторов и нагрузок не были бы показательными.
При умеренных дефицитах активной мощности (10 - 20 %) напряжение
снижается незначительно. Но если ЛР превышает некоторое критическое значение
(здесь ЛРщ, ~ 75 %), то характер процесса резко меняется. Напряжение за десятые
доли секунды глубоко понижается [см. график U(t)]; работа потребителей
нарушается из-за массового самопроизвольного отключения нагрузки. Активная
нагрузка снижается в несколько раз, становится меньше, чем генерация, и частота
начинает повышаться.
29

Глава!. Работа энергосистем при изменении частоты
>ч
2
о
I
сГ
О
X
о
S
5£
ш~
S
I
ш
X
к
U.
с
CD
X
100
90
80
/0
60
50
40
30
20
10
-0.1 0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9
Время, с
Рис. 1.6. Зависимость уровней напряжения от дефицита активной мощности.
При умеренных дефицитах активной мощности (10 - 20 %) напряжение
снижается незначительно. Но если АР превышает некоторое критическое значение
(здесь ЛРщ, ~ 75 %), то характер процесса резко меняется. Напряжение за десятые
доли секунды глубоко понижается [см. график U(t)]; работа потребителей
нарушается из-за массового самопроизвольного отключения нагрузки. Активная
нагрузка снижается в несколько раз, становится меньше, чем генерация, и частота
начинает повышаться.
При очень большом начальном дефиците АР (см. графики для АР = 90 %)
сброс нагрузки, вызванный лавиной напряжения, настолько быстр, что частота
почти не успевает снизиться. В натуре (по щитовым приборам и самописцам)
такой процесс - отключение внешнего питания района с большой нагрузкой и
малой собственной генерацией - воспринимается как процесс внезапного
исчезновения напряжения и частоты.
Если отключению связи предшествует многофазное КЗ, то за время этого КЗ
двигатели успевают значительно затормозиться, и лавина напряжения возникает
при меньшем дефиците реактивной мощности.
Когда связь дефицитного района с энергосистемой не разрывается, а лишь
значительно ослабляется (например, при отключении линии с наибольшей
пропускной способностью), то возникает асинхронный режим, при котором
реактивная мощность потребляется (в больших размерах) линиями, по которым протекает
ток асинхронного режима. Это так же способствует возникновению лавины
напряжения.
Выше было отмечено, что процессы похожие, но более благоприятные (в
отношении снижения напряжения), получаются тогда, когда снижение напряжения
провоцирует не лавину напряжения, а массовые самопроизвольные отключения
электрических приемников. Реально такой процесс выглядит, как "необъяснимое"
30
10%
40%
50%
60%
70%

Глава!. Работа энергосистем при изменении частоты
уменьшение нагрузки, когда снижение частоты без срабатываний устройств АЧР
внезапно прекращается.
Расчеты показывают, что в худших случаях самопроизвольное снижение
значительного объема нагрузки, вызванное провалом напряжения после
возникновения дефицита активной мощности, может возникать уже при АР около 30 %.
1.6. Управление частотой в энергосистемах.
Активные потери в сети, в зависимости от уровня частоты, могут как
снижаться, так и возрастать. Значение потерь определяется параметрами активной и
реактивной мощности узлов нагрузки при изменении частоты (и
соответствующем ей изменении напряжения) и реактивными сопротивлениями сети,
мощностью и загрузкой трансформаторов, условиями поддержания уровней напряжения
в узловых точках сети и т.д.
Следует отметить, что в учебной и научно-технической литературе [16, 29, 74]
заложено понимание СЧХ активной мощности энергосистемы, и коэффициента
крутизны СЧХ энергосистемы кс в целом, как суммы коэффициентов крутизны
СЧХ механической (/^) и активной электрической (&н) мощностей энергосистемы
кс=к,+К (1.18)
где:
- коэффициент крутизны СЧХ - это первая производная по частоте функции
зависимости мощности от частоты кс = dPc if) I df;
- кг = dPT if) I df- частотный коэффициент турбин (ЧКТ);
-кн = dPH(f) I df- частотный коэффициент нагрузки (ЧКН).
Тогда
dPc 00 / df= dPT(f) /df + dPn (J) idf= d[PT if) + pH (/)] / df
где после интегрирования этого выражения получаем, что активная мощность
энергосистемы Рс if) равна сумме механической мощности генераторов Рт (/) и
активной электрической мощности потребителей
что не имеет энергетического (физического) смысла, поскольку противоречит
закону сохранения энергии.
Поэтому, такое понимание СЧХ активной мощности энергосистемы является
неправильным, как и сделанные на этой основе рекомендации по использованию
коэффициента крутизны СЧХ энергосистемы кс в целом, что нашло отражение в
действовавших [1,2] и, составленных на их основе методиках расчета объемов
ограничения потребителей в предаварийных режимах, объемов отключений нагрузки и
генерации в аварийных режимах, а также в практических расчетах параметров
СЧХ.
В этих документах, в частности, значения коэффициентов крутизны СЧХ
мощности энергосистемы определяется как частное от деления значений мощности
аварийного небаланса на значения отклонений частоты от исходного до аварийного
режима в установившихся после аварийных режимах. При этом не учитывается, что
при возникновении аварийных небалансов мощности в энергосистеме происходят
переходные процессы, а в стационарных режимах отсутствуют аварийные небалан-
31

Глава!. Работа энергосистем при изменении частоты
сы мощности. Следовательно, таким способом принципиально не могут быть
получены значения коэффициентов крутизны первичных СЧХ, определяющих
установившиеся режимы энергосистем.
На самом деле стационарный электроэнергетический режим энергосистемы в
координатах частота - суммарная активная мощность определяется точкой
пересечения двух усредненных СЧХ:
- суммарной активной электрической мощности потребителей P^(f)',
- суммарной электрической мощности энергоблоков PvT(/)-
Каждая из этих двух характеристик имеет значения собственных параметров,
которые определяют изменение режимов энергосистемы по частоте и мощности при
аварийных возмущениях в сети. Пренебрежение значениями параметров любой из
этих двух характеристик в общем случае неизбежно приводит к ошибкам в
электроэнергетических расчетах [80].
Характеристики P^df) исследуются уже давно, и значение параметров ЧКН
известны в сравнительно широком диапазоне изменения частоты [16, 26, 74].
А значение параметров ЧКТ суммарной механической мощности энергоблоков
PvT (J) обычно рассчитывают при изменении частоты в узком диапазоне (например,
при использовании их в задачах АРЧМ, когда при первичном регулировании
частота изменяется в диапазоне 49,8 - 50,2 Гц [93]). Нелинейные зависимости
механической мощности от частоты энергоблоков разных типов также известны [74]. Однако
значения параметров ЧКТ энергосистемы PvT (J) при изменении частоты ниже 49,8
Гц опытом не подтверждены.
Поэтому изменение объемов генерации при последовательном переходе на
режимы с разными уровнями частоты, а также в расчетах отклонений частоты после
аварийных отключений энергоблоков, действия специальной автоматики
отключения нагрузки (САОН), применения оперативным персоналом графиков
принудительного отключения потребителей электрической энергии и в расчетах объемов
автоматической частотной разгрузки (АЧР), используются только значения ЧКН, а
значения ЧКТ энергосистемы принимаются равными нулю (к^ = 0) [16, 29, 74].
Таким образом, все расчеты частотных режимов выполняются в
предположении, что суммарная мощность генерации PvT системы не зависит от частоты
(PvT = const). При указанном допущении и при СЧХ мощности нагрузки Рх^ (/),
представляемой прямой с положительным углом наклона к оси частоты (рис. 1.7),
расчет объемов, например, отключаемой нагрузки АР выполняют, используя
соотношение
APu = (fi-fi)kK, (1.19)
где/] - значение частоты в стационарном дефицитном режиме; /г - значение частоты
в стационарном режиме после отключения нагрузки АРН; кн — значение
коэффициента крутизны СЧХ Pxjt (/).
На рис. 1.7 точкой 0 (/о, Ро) пересечения первичных СЧХ P^if) и P?.T(j)
определен исходный стационарный режим энергосистемы.
Формула (1.19) справедлива лишь в случае, если допустить, что мощность
генерации PzT(/) энергосистемы не зависит от частоты PzT(/) = const, т.е. к^= 0.
Это давнее теоретическое допущение прочно укрепилось в практике расчетов
32

Глава!. Работа энергосистем при изменении частоты
дефицитных частотных режимов, что связано с отсутствием экспериментально
снятых СЧХ механической мощности ОЭС PzT (/) в целом.
Рис. 1.7. Расчет нагрузки
ЛРН , генерации
АР^т и отклонений
частоты при СЧХ
PiAf) = const, kT = О
В конце 2000 года в ОЭС Украины выполнены экспериментальные
исследования СЧХ суммарной мощности Py.t(J) энергосистемы при изменении частоты в
диапазоне 49,3 - 50,4 Гц, показавшие, что такая мощность, при отсутствии
первичного регулирования, имеет нелинейную зависимость от частоты.
Следовательно, принцип регулирования генерации и нагрузки в таком случае должен
отличаться, от представленного на рис. 1.7. Для случая постоянной мощности
нагрузки такой подход описан в работе [79, 80, 81, 82].
Нелинейная зависимость P^Jf) от частоты внешне похожа на СЧХ активной
мощности нерегулируемой турбины при постоянном впуске энергоносителя. Она
имеет максимум при некотором^ргмах -значение частоты, при котором мощность
генерации будет максимальной (в работе [80] используется значение _/рг,мах в
диапазоне 49,56 ±0,1 Гц.). При меньших и больших от /ргмах значениях частоты/
мощность Рт,т(/) падает.
При снижении частоты ниже _/рг,мах ЧКТ СХН суммарной мощности меняют
знак (становятся положительными), что оказывает ослабляющее воздействие на
апериодическую устойчивость ОЭС, а режимы с недостаточными запасами
устойчивости недопустимы, так как приводят к значительному ущербу.
Работа ОЭС на сниженной частоте является не только опасной, но и
затратной. Если в ОЭС ведутся режимы на частоте ниже ./рг,мах, то они оказываются на
участках СЧХ P^Jf) с положительным коэффициентом крутизны и суммарная
активная мощность при этом ниже максимальной мощности данного состава
генерирующего оборудования. На рис. 1.3 представлен пример такого режима в точке 1
пересечения СЧХ Р^и (/) и PSt, где при _/рг,мах = 49,5 Гц частота равна 49,1 Гц, а
суммарная активная мощность энергосистемы Pi = Р^м = ^eti < Pimss ■
Если при постоянном составе генерирующего оборудования в ОЭС будет
снижена суммарная электрическая активная мощность потребления Р^н, это вызовет
повышение частоты в энергосистеме. А поскольку СЧХ Р^.т if) при частоте ниже
Р
Ро
Pi
Pi
Pj./J) = const
PjJf)=P* + kBf
P^Tl(f) = COtlSt /^
AP„
s
1 ^^
3
j1^
2
кРъу/
"?C(/)
4
PhI + W
/l
/2 /0 /
33

Глава!. Работа энергосистем при изменении частоты
49,5 Гц имеет положительный коэффициент крутизны, то с ростом частоты
(вследствие повышения производительности механизмов собственных нужд
энергоблоков) будет повышаться и суммарная мощность Р£Т(рис. 1.8).
р,
р,-
р,-
МВт
PJP
/ Р?
1
Г ,
'P.JO
\—i—i—i—
2
/ ДР7"\ Лимит Р
3^
PJP^
f-Гц
1 1 1 1
ON СЭ ^ ^\ РЛ > ^
Рис. 1.8 Снижение генерации на
величину APSt при переводе ОЭС из
режима работы с пониженной
частотой {f = 49,1 Гц) в режим
работы с повышенной частотой if
= 49,5 Гц) при заданном
ограничении потребления.
СО
м-
os
"Ч-
CS
-ч-
CS
■ч-
OS
S-*.
OS
CN
"Ч4
cs
■ч-
Пусть после снижения потребления режим установился в точке 2 (49,6 Гц, P-i)
пересечения СЧХ Р^Т if и новой СЧХ Р^и\ if, в которой суммарная активная
мощность энергообъединения Pi >P\. Чтобы сохранить в ОЭС заданную суммарную
активную мощность потребления Р\ = Р^нь необходимо снизить суммарную
генерацию энергосистемы на ЛР^т, например, отключить пылеугольный блок такой же
мощности и тогда режим ОЭС окажется в точке 3 пересечения СЧХ Р^н\ if и новой
СЧХ Py.t\ if с частотой 49,5 Гц и мощностью P\<Pi ■
На рис. 1.9 показано, что увеличение активной мощности ОЭС на величину
АР^т приводит к переводу режима ОЭС из точки 1 (49,1 Гц, Р\) пересечения СЧХ
суммарной активной электрической мощности АР^н if и СЧХ суммарной
механической мощности РТ if в точку 2 (49,5 Гц, Р?) пересечения СЧХ Рн if и
новой СЧХ PTi if. При этом Р2-Р\ = АРС = ЛРет + АРт, где ЛРТ - рост мощности
турбины вследствие роста частоты, согласно ее СЧХ.
Р. МВт
J
ДР
'ДР'
^1,
1
1 ■J-~-~*~ —' /
1
1 1 1
PJD/
2 ~^\^Ф
(.Гц
1 1 1 1 1
cs а
зс cs
OS
"Ч-
CS CS
CS
м-
CS
м-
CS OS
м- м-
4-S Ил
Рис. 1.9. Увеличение генерации
активной мощности при
переводе ОЭС из режима
работы с частотой 49,1 Гц в
режим работы с частотой
49,5 Гц без ограничения
потребления (при
включении дополнительной
генерации ЛРет)
Таким образом, за счет повышения производительности механизмов
собственных нужд блоков ТЭС прирост генерации активной мощности в энергосисте-
34

Глава!. Работа энергосистем при изменении частоты
ме ЛРС оказывается больше, чем мобилизованная для перехода на повышенную
частоту механическая мощность АР£Тна величину ЛРТ.
Следовательно, перевод режима ОЭС с пониженной частоты 49,1 Гц на
повышенную частоту 49,5 Гц при постоянном составе потребителей электроэнергии
(без ограничения потребления) приводит к эффекту включения в сеть
дополнительного фиктивного энергоблока мощностью ЛРТ.
Практические опыты по снятию нелинейных СЧХ генерации и потребления в
диапазоне изменения частоты 49,3 - 50,4 Гц не охватывают граничных режимов
ОЭС, поэтому полученные данные не дают представления о диапазонах изменения
параметров экспериментальных СЧХ. Тем не менее, из анализа результатов
проведенных исследований, в работе [80] сделаны следующие выводы.
Значения коэффициента крутизны кТ if) СЧХ суммарной мощности турбин в
ОЭС, полученные опытным путем, при снижении частоты переходят через нуль
и меняют знак (вместо отрицательных становятся положительными), что
оказывает ослабляющее воздействие на апериодическую устойчивость ОЭС, и ведение
режимов на частоте ниже./рг,мах становится опасным.
При режимах ОЭС на участках СЧХ механической мощности с
положительным углом наклона к оси частоты (/<^рг,мах), для достижения одного и того
же значения отклонения частоты А/" в стационарном режиме необходимо
меньшее изменение генерируемых и потребляемых активных мощностей, чем при
режимах на участках СЧХ PT(f) с отрицательным углом наклона к оси частоты
(f>fpr,Max )•
Таким образом, при частоте в ОЭС ниже ./рг.мах снижается устойчивость
режимов по частоте, а при управлении такими режимами требуются меньшие (чем в
случае / > ./рг,мах) изменения активной мощности генерации. При частоте выше
./рг,мах повышается устойчивость режимов по частоте и ОЭС работает надежно,
хотя объем мощности генерации, необходимый для перевода режима энергосистемы
на более высокую частоту, требует большее (чем в случае />_/рг,мах) изменения
активной мощности генерации.
Необходимо отметить, что предложенные в работе [80] способы
определения величины потребной мощности генерации при регулировании частоты в
системе являются упрощенными, поскольку при изменении частоты значение
активной мощности нагрузки при неизменном составе потребителей меняется и не
может быть постоянным (кн > 0).
Поэтому, все расчеты частотных режимов следует проводить в
предположении, что:
- суммарная мощность энергосистемы Р^т =РТ =Рт(/)и
- суммарная мощности нагрузки Р^= Рн= ^"нСА
т.е. являются функциями частоты, где установившийся режим энергосистемы
определяется как пересечение СЧХ Рн(/3 и PT(f).
На рис. 1.10 представлены варианты графического определения частоты^
установившегося режима (PJf) = Рт(/)) при неизменном составе генерирующего
оборудования и неизменном впуске энергоносителя ( СЧХ Рт(/) ), но для разных
СЧХ нагрузок PHi (z = 1 -е- 5), где углы анд и анд (/' = 1 -е- 5), между касательной к
35

Глава!. Работа энергосистем при изменении частоты
графикам PT(f) и Рнд(/) соответственно и горизонтальной осью, определяют знак
ЧКН и ЧКТ. Сами же значения ЧКН и ЧКТ при PT(/D = Pn,i(fi) определяются из
соотношений
kHj = tg(aH,0 -fi I PT(fi) ктЛ = tg(ar,i) -f{ I PT(fi).
(1.20)
p,
МВт
Рн4 I
P»5 J
f/ P»3
/ t%4 = q4
Д*
" /
P*2
%=°^
f
■^Рг.мах
^=1
/
>
\^Hl
J?l
/Гц
Рис. 1.10. Типовые установившиеся режимы для единой СЧХ генерации
и разных СЧХ нагрузок.
В режиме 1 наглядно показано, что нормативная устойчивость режима
выполняется при значениях частоты/>_/рг,мах, когда величина кт отрицательна и чем
больше ее абсолютное значение, тем большее усиливающее действие оказывает
на апериодическую устойчивость режима энергосистемы. Однако, режим
энергосистемы с усиленным уровнем устойчивости, хотя является не экономичным из-за
перерасхода топлива или водных ресурсов.
В режиме 2 при достижении экстремума СЧХ турбины, угол ее крутизны
становится равным нулю (кт = 0). При этом, значительная величина кн сохраняет
устойчивость режима.
В режиме 3 значение кт меняет знак на положительный, что ослабляет
апериодическую устойчивость энергосистемы (чем больше положительный кт, тем
меньше устойчивость, а также хуже качество электроэнергии по частоте и
больше ущерб энергосистем и потребителей при дальнейшем снижении
частоты).
В режиме 4 показан момент уравнительных значений к? и кНг когда режим
энергосистемы теряет устойчивость и управляемость (кт = кн) - это зона начала
лавины частоты в энергосистеме.
В режиме 5 положительные значения кт превалируют над кНг что явно
показывает полную потерю устойчивости и неуправляемость режима. Такой воз-
36

Глава!. Работа энергосистем при изменении частоты
можный режим не достигается на практике, а теоретически получается как
второе неустойчивое решение уравнения PH(f) = PT(f.
Условия устойчивых соотношений значений кТ и кн, а также уровни
устойчивости энергосистем при снижении частоты приведены в таблице 1.3.
Таблица 1.3. Типовые режимы энергосистем при снижении частоты.
№
1.
2.
3.
4.
5.
Условия
устойчивости
кт<0
кт=0
гСр ^ /Cjf
/V'p **,H
гСр 7> /С jj
кс /сн ( \кт \) > /сн
#Vq **'H Л"р **,Н
/Cq /Сjj гСр ^С /Сд
/Cq /С jj rCp U
/Cq /Сjj гСр ^С U
Устойчивость режимов
энергосистем
устойчив
устойчив
снижение устойчивости
неустойчив (начало зоны лавины частоты)
неуправляемый (зона лавины частоты)
Отметим, что характеристики нагрузки, использованные для рис. 1.10,
построены в соответствии с зависимостью (1.5), т.е. для кн = 2.
При этом с уменьшением частоты (режимы 1 -е- 4) возрастают угловые
коэффициенты касательных:
- для статических частотных характеристик нагрузки,
- для статических частотных характеристик генерации.
Для перехода из одного установившегося режима к другому, при неизменном
составе нагрузки с учетом ее СЧХ Рн (/), необходимо изменение объема
генерируемой мощности, т.е. СЧХРТ(/).
На рис. 1.11 представлены варианты установившихся режимов (1 -е- 4), для
которых постоянной является разность установившихся значений частоты Af.
Рис. 1.11. Изменение генерации при изменении частоты.
37

Глава!. Работа энергосистем при изменении частоты
Как следует из рис. 1.7, с увеличением частоты растет величина
дополнительной мощности генерации
^тД=Ртд(#-Рйн(Ж1=1-г-3),
где при определении величины роста мощности нагрузки следует учитывать
регулирующий эффект СЧХ мощности генерации PT(f) по частоте, т.е. величину
APT,Kf= PTii(/D - РтМп) (i = 1 - 3).
Отметим, что в отличие от режимов, рассмотренных на рис. 1.10, угловые
коэффициенты касательных в режимах 1 -е- 4:
- убывают для статической частотной характеристики нагрузки;
- возрастают для статической частотной характеристики генерации.
Анализ изменения частоты и прироста мощности потребления в
энергосистеме при пропорциональном увеличении СЧХ активной мощности генерации
для разных СЧХ нагрузки. (Рт] if = к-Рт2 (/)), приведен на рис. 1.12.
Рис. 1.12. Типовые установившиеся режимы для разных значений
СЧХ генерации и разных СЧХ нагрузки.
На рисунке показано изменение частоты и прироста мощности потребления в
энергосистеме при пропорциональном увеличении значений СЧХ активной
мощности генерации для разных значений СЧХ нагрузки.
Как следует из рисунка, с увеличением значения частоты установившегося
режима уменьшается прирост активной мощности генерации, всегда оставаясь
положительным. Относительно же прироста частоты, то он зависит от вида СЧХ турбины
Рт if) и СЧХ нагрузки Рн if. В рассмотренном варианте максимальный прирост
частоты наблюдается в области/=^рг,мах-
38

Глава!. Работа энергосистем при изменении частоты
1.7. Динамические частотные характеристики энергосистемы
при отсутствии и наличии вращающегося резерва.
В переходном процессе при наличии небаланса генерации и потребления
активной мощности частота будет меняться при постоянстве напряжения и впуска
энергоносителя в турбины. Характер изменения выражается динамическими
частотными характеристиками.
При наличии дефицита активной мощности (АР = РГ - Рн < 0) на вал
эквивалентного агрегата действует тормозящий момент AM = АР со и уравнение
движения ротора эквивалентного агрегата имеет вид
dco _ АР
dt со '
где J - суммарный момент инерции всех вращающихся масс (генераторов,
синхронных компенсаторов, турбин, двигателей, приводимых механизмов);
со - текущее значение угловой частоты.
Допуская, что при небольших дефицитах активной мощности и малых
отклонениях частоты вращения от номинальной со-ошм ~ (й>ном) , можно определить
постоянную времени механической инерции генераторов и нагрузки, отнесенную
к мощности нагрузки в предшествуемом аварийному режиме Рно, с,
Т ~ J Ю'^ном
1ЛЮМ "^ -г*
Г..
кО
Решение этого уравнения с учетом коэффициента регулирующего эффекта
нагрузки (кн > 0) определяет экспоненциальное изменение частоты
( t \
л=/ ^
р.»-к
т
| р J.KOM
где/i - начальное значение частоты в момент возникновения дефицита
активной мощности (t = 0); fi— конечное (через время i) значение частоты, которое
установится после покрытия дефицита активной мощности за счет
регулирующего эффекта нагрузки (рис. 1.13).
Динамическая характеристика энергосистемы по частоте:
- показывает характерную зависимость изменения частоты во времени /= <р
(t) при дефиците активной мощности;
- дает возможность проанализировать протекание аварийного частотного
процесса;
- определяет влияние различных факторов на частотный переходный процесс
и тем самым оценивает эффективность выбранных устройств АЧР энергосистемы.
Постоянная инерции агрегата 7} - это время, в течении которого агрегат
переходит из состояния покоя до номинальной частоты вращения при номинальном
движущем моменте, что соответствует полному открытию регулирующего органа
турбины. В справочной и технической литературе для агрегатов приводятся
значения Tj, выраженные в секундах [25, 27, 60, 68, 69, 71,74].
39

Глава!. Работа энергосистем при изменении частоты
Рис. 1.13. Динамические частотные характеристики энергосистемы при
отсутствии вращающегося резерва мощности для разных дефицитов
мощности.
Отключение турбины соответствует мгновенному закрытию регулирующего
органа турбины, т.е. РТ = О, при этом будет происходить срабатывание
кинетической энергии ротора агрегата и он остановится через 7} секунд. Если изменения
движущего момента или мощности будут отрицательны, то будет происходить
торможение агрегата.
Расчет постоянной инерции Tj агрегата выполняется по формуле:
_2,74G£>WlO~6
где GD - момент инерции агрегата [тм ] (G - вес и 73 - диаметр ротора
агрегата);
п - частота вращения агрегата (об/мин);
Рном - номинальная мощность агрегата (МВт).
Формально постоянную времени инерции 7} можно пересчитать к новым
базисным условиям, например, к базисной мощности Pq, по формуле:
Т = Т ■
1 J6 1 j
Р
Р.
Рассмотрим вопрос о постоянной инерции энергосистемы на примере двух
однотипных агрегатов, работающих параллельно. В этом случае постоянные
инерции обоих агрегатов суммируются Jz = Jx+J2.
40

Глава!. Работа энергосистем при изменении частоты
Суммарная постоянная инерции энергосистемы определяется по формуле:
Лео2. co4rTJA+TJ.2P2)_rr Рх ^ Р2
1Р ~
Р Р
\ ®1 <*>l J
А р ^AJ2 р
При таких условиях возможны разные частные случаи равенства и
неравенства параметров агрегатов и разные способы определения суммарной постоянной
инерции энергосистемы (таблица 1.4.).
Таблица 1.4. Постоянные инерции ЭС при разных параметрах агрегатов.
1.
2.
3.
4.
Р\=Рг
Р1ФР2
Pi=Pi
Рх+?2
Та = Tfl
Tfl = Tfl
Та Ф Tfl
Та Ф tj2
Tz = Tfl = Tft
Tz=Tfl = Tj2
Тт = 0,5 • (Tfl + Tfl)
Т?. = Т]Л-{Рх1 Pd + Tfl-{P2I P$
Рассмотрим общий случай (4.), когда параметры двух агрегатов не равны:
Р\фРг* ТАФ Tfl.
Принимая 7}i = 10 с, Р\/ Рт = 0,9, a Tfl = 6 с, Р21 Рт = 0,1, получим суммарную
величину постоянной инерции энергосистемы: Тр = 10 • 0,9 + 6 • 0,1 = 9,6 с.
Из этого следует, что энергосистема, состоящая из однотипных агрегатов,
имеет ту же самую постоянную инерции, что и постоянные инерции каждого
агрегата при расчете относительно номинальной суммарной мощности всей
энергосистемы.
Таким образом, включение или отключение агрегатов системы
незначительно меняет величину постоянной времени инерции, поскольку она рассчитывается
по отношению к номинальной мощности работающих агрегатов.
В общем, величина постоянной инерции энергосистемы является
средневзвешенной величиной с доминирующей ролью параметров мощных агрегатов.
Для энергосистемы величина 7} обусловлена существенно большей
постоянной инерции вращающихся масс турбо- и гидроагрегатов, которые определяются
по их паспортным данным (7}т = 5 - 16 с). Постоянные инерции вращающихся
масс механизмов нагрузки потребителей, значительно меньше (как правило,
неизвестны и принимаются в среднем 7}н = 2 - 3 с).
При изменении состава агрегатов энергосистемы, а также изменении состава
вращающейся нагрузки потребителей, величина постоянной инерции
энергосистемы меняется. Однако, эти изменения невелики и в расчетах частотной
разгрузки приемлемо принимать средневзвешенное значение, например 7} =] 0 - 12 с,
которое не приведет к заметной погрешности расчета процесса динамического
изменения частоты.
41

Глава 2. Работа электростанций при снижении частоты
Глава 2. РАБОТА ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ ПРИ ИЗМЕНЕНИИ ЧАСТОТЫ
2.1. Допустимое изменение частоты для оборудования электростанций.
Основным производителем электрической энергии в энергосистеме являются
турбогенераторы электростанций. Все системы и элементы сложной
принципиальной схемы электростанции взаимосвязаны и взаимозависимы между собой.
За счет тепла при сжигании угля, мазута или газа - на ТЭС или тепла ядерной
реакции на АЭС, вода в парогенераторе (котле высокого давления) превращается
в сухой пар низкой плотности. Этот пар направляется в цилиндры высокого
давления (ЦВД) на высокие лопатки турбины, а потом на цилиндры среднего
давления (ЦСД) и цилиндры низкого давления (ЦНД - влажный пар более высокой
плотности) на более низкие лопатки турбины. Такая последовательная
компоновка лопаточного аппарата турбины позволяет: более рационально использовать
технические возможности давления и плотности всего объем пара и более
равномерно распределить механическую нагрузку давления пара на вал турбины.
На одном валу с турбиной находится ротор турбогенератора (быстроходной
синхронной неявнополюсной машины), на нем же расположен возбудитель
(машина постоянного тока) для возбуждения обмотки ротора генератора. Общий
ротор турбины и всей этой системы машин, вращается с синхронной скоростью
(3000 об/мин - ТЭС, 1500 об/мин - АЭС) при частоте 50 Гц. Эту систему
турбоагрегата обслуживают механизмы собственных нужд (СН): двигатели ПЭН и ПТН
на ТЭС, двигатели ГЦН на АЭС, двигатели дымососов, двигатели насосов
охлаждения турбогенератора, двигатели насосов системы смазки подшипников,
двигатели управления задвижками и др. Таким образом, при давлении пара турбина
вращает возбужденную обмотку ротора турбогенератора, по обмоткам статора
которого, протекает ток электрической нагрузки, создающий электромагнитный
момент (Мг), тормозной для турбины. Чем больше электромагнитный момент
генератора, тем больше должен быть рабочий момент вращения турбины (Мт).
Естественно, что для нормальной работы турбоагрегата эти моменты должны
постоянно уравновешивать друг друга (Мг = Мт). В процессе электрического
режима энергосистемы, электрическая нагрузка на генераторе непрерывно
изменяется, следовательно, должна изменяться и механическая мощность турбины.
Эта взаимосвязанная система турбоагрегата работает в автоматическом
режиме при помощи устройств системы регулирования турбины (СРТ -
центробежные регуляторы вращения в системе подачи пара) и системы автоматического
регулирования возбуждения (АРВ) в возбудителе турбогенератора.
Однако, мощность парогенератора, турбины и генератора имеют
определенные пределы (парогенератор - объем производительности пара, тонн/час, турбина
и генератор - установленную мощность, МВт). При возрастании электрической
нагрузки генератора выше допустимого предела, так же должна повыситься и
механическая мощность турбины. Для этого, в автоматической системе
регулирования: до предела открывается центробежный регулятор для подачи объема пара на
вход в ЦВД турбины и предельно увеличивается ток возбуждения в роторе
генератора. В таких условиях, турбина не может справиться с максимальным элек-
42

Глава 2. Работа электростанций при снижении частоты
тромагнитным моментом и начинает тормозиться, уменьшая скорость вращения
ротора. Следовательно, снижается частота в сети м напряжение на выводах
генератора. В связи с этим, снижается производительность собственных нужд: падает
производительность котла, перегреваются подшипники турбоагрегата,
нагреваются лобовые части обмоток генератора, снижается производительность ГЦН,
прокачивающих воду для охлаждения первого контура реактора АЭС и др. Требуется
срочная разгрузка потребителей, в том числе, устройствами автоматической
частотной разгрузки (АЧР).
Одним из важнейших условий надежной работы турбоагрегатов
электростанций является исключение возможности резонансных колебаний, в его
элементах. При отклонениях частоты от номинального уровня и ее приближении к
значениям частот собственных колебаний лопаточного аппарата турбины, в нем
возникают усталостные напряжения. С течением времени рабочей эксплуатации
эти усталостные напряжения накапливаются, существенно сокращая срок службы
турбин, а при достижении уровней резонансных частот возможны разрушения
лопаток турбин [74].
Глубокие снижения частоты представляют наибольшую опасность для
длинных лопаток последних ступеней турбин. Снижения частоты до уровней, близких
к критическим частотам роторов турбин, приводят к возникновению опасных
резонансных режимов, которые резко увеличивают колебательные усилия от
дисбалансов роторов, возбуждающих колебания лопаточного аппарата. В конечном
итоге, эти колебания повышают уровни динамических напряжений в
составляющих элементах турбин.
Для обеспечения надежной работы турбоагрегатов при разработке
конструкции турбин должна выполняться необходимая отстройка частот собственных
колебаний лопаточного аппарата и роторов от рабочей частоты 50 Гц и близких к
ней частот. Выход уровня частоты за пределы допустимой продолжительности
работы турбоагрегата рассматривается как аварийное отклонение частоты.
Аварийное отклонение частоты ограничивается как по условию работы
основного и вспомогательного оборудования электростанций, так и в соответствии с
требованиями ряда потребителей. Действующий ГОСТ 24278-89 [4]
устанавливает допустимые ограничения продолжительности работы турбин энергоблоков
ТЭС при отклонениях частоты сети от номинальной (таблица 2.1.).
Таблица 2.1. Допустимая продолжительность работы турбин ТЭС
при отклонениях частоты.
Частота, Гц
51,0 - 50,5
49,0 - 48,0
48,0 - 47,0
47,0 - 46,0
Время
3 мин
5 мин
1 мин
Юс
Всего за срок эксплуатации
500 мин
750 мин
180 мин
30 мин
В регулировочном диапазоне конденсационные турбины должны допускать
изменение установившейся мощности на 7 % номинальной со скоростью 2 %
номинальной мощности в секунду при любом виде воздействия с целью
обеспечения автоматического регулирования частоты и мощности.
43

Глава 2. Работа электростанций при снижении частоты
Турбины должны обеспечивать длительную работу в регулировочном
диапазоне при отклонениях частоты вращения ротора 98 - 101 % номинальной.
Действующий ГОСТ 24277-91 "Установки турбинные паровые стационарные
для привода электрических генераторов АЭС" устанавливает допустимые
ограничения продолжительности работы турбин энергоблоков АЭС при отклонениях
частоты сети от номинальной (таблица 2.2.).
Таблица 2.2. Допустимая продолжительность работы турбин АЭС
при отклонениях частоты.
Частота, Гц
51,0 - 50,5
49,0 - 48,0
48,0 - 47,0
47,0 - 46,0
Время
Юс
5 мин
1 мин
Юс
Всего за год эксплуатации
60 с
20 мин
6 мин
1 раз за 3 года
По истечении указанного времени энергоблоки АЭС должны немедленно
отключаться от сети, что может привести к дополнительному увеличению дефицита
активной мощности и более глубоким снижениям частоты (частотные аварии),
вплоть до возникновения явления "лавины частоты" с полным погашением
энергосистемы (таблица 2.3.).
Таблица 2.3. Допустимые ограничения работы энергоблоков АЭС.
Частота, Гц
ниже 49,0
ниже 48,4
ниже 47,0
до 46,0
с
0-20
10
0
10
10
Мероприятия
автоматическое снижение допустимой мощности
реактора ВВЭР-1000 на уровень 90% номинальной
оперативный останов реакторов ВВЭР-440 и
отключение генераторов от сети
немедленное заглушение реакторов РБМК-1000 и
отключение генераторов от сети
оперативный останов реакторов ВВЭР-1000 и
отключение генераторов от сети
оперативный останов реакторов БН-600 и отключение
генераторов от сети
Требования по ограничению работы энергоблоков АЭС при аварийном
снижении частоты определяет "Типовой технологический регламент безопасной
эксплуатации энергоблоков АЭС" (ТРБЭ) из условий безопасности, надежности и
устойчивости работы основного оборудования АЭС - реактора и ГЦН [5].
Поэтому, с учетом наличия энергоблоков АЭС и электростанций на
критических и сверхкритических параметрах пара, энергосистемы должны работать с
запасом частоты по надежности работы оборудования электростанций. Этот запас
частоты должен быть достаточным для:
- предотвращения действия включенного режима автоматического выделения
собственных нужд (АВСН) реакторов АЭС;
- возможного автоматического останова реакторов АЭС аварийными защитами
(A3) и полного погашения энергосистем [17, 19, 35, 87].
44

Глава 2. Работа электростанций при снижении частоты
2.2. Запас частоты по надежности работы оборудования электростанций.
Надежность работы оборудования электростанций в ОЭС по частотному
критерию должна обеспечиваться:
- эффективным ведением режима в условиях длительно допустимых режимов
нормальной эксплуатации реакторов АЭС,
- надежной работой устройств противоаварийной автоматики, с установленным
запасом частоты при её значениях ниже (выше) длительно допустимых уровней,
не допускающих аварийных режимов агрегатов дольше допустимого времени.
При снижении частоты сети пропорционально ей уменьшается (в 3 - 5
степени) и частота вращения лопастных механизмов собственных нужд АЭС (осевых и
центробежных насосов, вентиляторов). В таких условиях аварийных глубоких
снижений частоты сети происходит "частотный" выбег лопастных машин в
системе собственных нужд АЭС с резким уменьшением их частоты вращения. В
свою очередь, при изменении частоты вращения лопастных машин меняются их
главные рабочие характеристики по напору и расходу теплоносителя (значит, и
мощность) [19, 86].
С точки зрения оказания влияния на безопасность работы реакторов,
наиболее важным является анализ изменения параметров насосов, выполняющих
функции безопасности АЭС. Из них, в свою очередь, наибольший интерес вызывают
ГЦН, которые выполняют функции:
- обеспечения охлаждения при нормальной эксплуатации реакторов АЭС;
- аварийного отвода тепла от активной зоны реактора в первые 30 с, после
полного обесточивания ГЦН (при свободном выбеге), для чего они снабжены
специальными маховиками (табл. 2.4).
Таблица 2.4. Изменение
Частота вращения ГЦН, об/мин
Частота энергосистемы, Гц
Расход теплоносителя, м7ч
Время свободного выбега, с
Частота вращения ГЦН, об/мин
Частота энергосистемы, Гц
Расход теплоносителя, м7ч
Время свободного выбега, с
Частота вращения ГЦН, об/мин
Частота энергосистемы, Гц
Расход теплоносителя, м7ч
Время свободного выбега, с
параметров ГЦ
995
50
20000
0
853
42,86
17150
3
542
27,24
10900
15
968
48,64
19450
0,5
833
41,86
16750
3,5
468
23,52
9400
20
А при снижении частоты.
940
47,24
18900
1
813
40,85
16350
4
418
21,01
8400
25
917
46,08
18450
1,5
780
39,2
15650
5
373
18,74
7500
30
895
44,97
18000
2
716
35,98
14400
7
873
43,87
17550
2,5
640
32,16
12850
10
Расчеты по данным табл. 2.4 показывают, что отрицательные отклонения
расходов ГЦН при аварийном снижении частоты в энергосистеме: 1 Гц = 400 м /ч.
45

Глава 2. Работа электростанций при снижении частоты
Кроме того, необходимо учитывать, что ГЦН не обеспечены источниками
автономного питания, в отличие от механизмов системы безопасности, для
аварийного питания которых имеются дизель-генераторы и аккумуляторные батареи.
Регламентированные ТРБЭ предельно допустимые отрицательные
отклонения расхода теплоносителя через активную зону ВВЭР-1000, а также расчетные
отрицательные отклонения (для разного количества работающих ГЦН) при
снижении частоты сети до (49, 48, 47 и 46) Гц приведены в таблице 2.5 [86, 87].
Таблица 2.5. Сравнительные отклонения расхода теплоносителя ВВЭР-1000.
Снижение
частоты,
Гц
До 49
До 48
До 47
До 46
Отклонение расхода теплоносителя
через активную зону реактора, м /ч
4-е ГЦН
ТРБЭ
-4800
-4800
-4800
-4800
Расчет
-1600
-3200
-4800
-6400
3-й ГЦН
ТРБЭ
-1500
-1500
-1500
-1500
Расчет
-1200
-2400
-3600
-4800
2-а ГЦН
ТРБЭ
-800
-800
-800
-800
Расчет
-800
-1600
-2400
-3200
Работа
автоматик,
защит и др.
мероприятий
ПЗ-1 - 10 - 20 с
2 мин - АВСН
30 с - АВСН
10 с-A3
*) расчетные отклонения, равные или примерно равные пределам ТРБЭ - подчеркнуты с
курсивом, а превышающие предельные значения - выделены жирно.
Таблица показывает, что при нормальной работе 4-х ГЦН превышение
допустимых отрицательных отклонений расхода теплоносителя через активную зону
ВВЭР-1000, может происходить при снижении частоты ниже 47 Гц с работой
аварийных защит (A3) через 10 с.
При работе 3-х или 2-х ГЦН такие превышения могут происходить при
снижении частоты, соответственно, ниже 48,74 Гц и ниже 49 Гц.
Анализ допустимых частотно-временных диапазонов для оборудования ТЭС
показывает, что для АЭС такие ограничения являются более жесткими, поэтому в
ОЭС, со значительным объемом рабочей мощности АЭС, именно по ним должен
определяться запас частоты. Таким образом, установленные ТРБЭ допустимые
отклонения расходов теплоносителя через активную зону ВВЭР-1000 не
допускают возможность длительных отклонений частоты в энергосистеме за пределы
диапазона 50,5 - 49 Гц, выбранного только для условий нормальной
эксплуатации оборудования АЭС.
В условиях аварийного снижения частоты энергосистемы (49 Гц и ниже)
необходимо учитывать действие последовательных очередей системной противо-
аварийной автоматики частотной разгрузки - системы АЧР.
Нижняя уставка частоты АЧР1, должна быть выше минимально допустимого
снижения частоты на величину запаса частоты, необходимого для полного и
гарантированного исключения аварийных условий, которые могут привести:
- к полному развалу энергосистемы (ОЭС);
- к нарушению надежной и безопасной эксплуатации оборудования АЭС;
- к повреждению дорогостоящего оборудования АЭС.
46

Глава 2. Работа электростанций при снижении частоты
Следует отметить, что требование такой величины запаса частоты имеется в
нормативных документах энергосистем технически высокоразвитых стран
Европы, где является одним из основных требований к АЧР [17, 19, 23, 35, 49, 80, 93].
Необходимая величина запаса частоты по надежности работы оборудования
электростанций в аварийных условиях энергосистем определяется:
- дефицитом активной мощности при аварийном останове самого мощного блока
энергосистемы, отключение которого не должно приводить к нарушению
минимально допустимого значения частоты при максимальных режимах нагрузки;
- допустимым аварийным уровнем частоты и продолжительностью работы
реакторов АЭС;
- невозможность нарушения минимального предельно допустимого снижения
частоты для турбоагрегатов АЭС.
Практическая важность применения запаса частоты, для обеспечения
надежной и безопасной работы оборудования электростанций, особенно проявилась в
90-е годы прошлого века, при автономной работе с большими дефицитами
активной мощности ОЭС Дальнего Востока, Казахстана, Закавказья и Украины.
В отличие от всех ОЭС бывшего СССР, где понятие запаса частоты не
существовало, в ОЭС Украины впервые (1994 г.) был определен (аналитическим
методом, без учета разгрузки реакторов АЭС при снижении частоты) необходимый
запас частоты, который должен был обеспечивать ввод нижней уставки частоты
АЧР1 - 47,7 Гц. Такая нижняя уставка частоты была на 1,2 Гц выше,
общепринятой в СССР нижней уставки частоты АЧР1 - 46,5 Гц, и соответствовала
принятому запасу частоты в энергосистемах Польши и Финляндии.
В начале 1997 года такую же величину запаса частоты (с нижней уставкой
частоты АЧР1 - 47,7 Гц) подтвердили оценочные расчеты с применением
упрощенного оперативно-расчетного комплекса графического анализа частоты (ОРК
ГРАНЧ), разработанного специалистами НТУУ "КПИ" [23, 91]. Однако, в борьбе
мнений о необходимости реформирования системы АЧР в ОЭС Украины, было
принято технические не обоснованное, половинчатое решение, существующее до
сих пор, с нижней уставкой частоты АЧР1 - 47,2 Гц (только на 0,7 Гц выше
принятой в ЕЭС СССР - 46,5 Гц), не обеспечивающей необходимый запас частоты.
Позже, научными специалистами Института проблем моделирования в
энергетике имени Г.Е. Пухова НАН Украины, необходимый запас частоты для
надежной и безопасной эксплуатации реакторов АЭС был определен с помощью
оперативно-расчетного комплекса программного анализа частотных электрических
режимов (ОРК ПАНЧЭР). Этот, более современный ОРК, где моделирование
частотных переходных процессов выполняется на решении характеристического
уравнения динамического движения системы, учитывает также возможность
частотной разгрузки и автоматического отключения реакторов при глубоких
снижениях частоты. С учетом этих параметров было установлено, что для аварийных
условий в ОЭС Украины (с большим количеством энергоблоков АЭС),
минимально необходимый запас частоты должен обеспечиваться нижней уставкой
частоты АЧР1 - 48 Гц. Естественно, что такое значительное повышение нижней
уставки частоты АЧР1 (на 1,5 Гц выше, чем в ЕЭС России, стран СНГ и Балтии и
на 0,8 Гц выше существующей в ОЭС Украины), в свою очередь, обеспечивает
47

Глава 2. Работа электростанций при снижении частоты
сокращение допустимого времени пребывания реакторов АЭС, в аварийной зоне
глубоких снижений частоты, на целую ступень.
С учетом опыта работы энергосистем стран Европы, давно работающих в
официально принятом диапазоне частоты АЧР (49 - 48 Гц, с правом
самостоятельного выбора диапазона частоты для каждой страны), проведенные расчеты,
показали, что характеристики частотно-временной зоны реакторов АЭС
значительно ниже, чем у турбин (таблица 2.6.).
Таблица 2.6. Допустимая аварийная продолжительность работы АЭС
при отклонениях частоты.
Частота, Гц
48,99 - 48
47,99 - 47
46,99 - 46
ниже 46,0
Без запаса частоты
5 мин
1 мин
Юс
не допускается
С запасом частоты
2 мин
30 с
не допускается
-
Значит, все электростанции будут работать с большей частотой вращения
турбин, а реакторы АЭС будут работать в условиях более высокой устойчивости.
Возможность надежной и устойчивой работы реакторов АЭС при глубоких
снижениях частоты, в допустимых и недопустимых аварийных частотно-
временных диапазонах частоты, с запасом частоты, определяемым нижней
уставкой частоты АЧР! - 48 Гц, показана на рис. 2.1.
f1
ЛСЛ
4У
ylO
4б
АН
HI
А&.
4о
(
Гц
/30 С
"■/■ АВСН
710 с
/A3
) ]
;
^^
2мин
АВСН
> 2
разгрузка ПЗ-1
N <0 9N
L\~ 'ном
аварийно
допустимый
аварийно
недопустимый
лавина частоты
t t,MHH.
д
и
а
п
а
з
о
н
ы
Рис. 2.1. Иллюстрация состояния устойчивости реакторов АЭС
в аварийных частотно-временных диапазонах.
Кривая, проведенная по максимальным, верхним точкам допустимого
времени аварийных частотно-временных диапазонов реакторов наглядно показывает,
что нижний уровень частоты 49 Гц, является четкой границей между
устойчивыми (в пределах 50,5 - 49 Гц) и неустойчивыми (ниже 49 Гц) режимами работы
реакторов АЭС при глубоких снижениях частоты.
Нижний частотно-временной диапазон (46,99 - 46) Гц, с допустимой
продолжительностью работы турбин при отклонениях частоты - 10 с, нельзя принимать
в качестве минимальной предельно-допустимой зоны, поскольку, его нижний
48

Глава 2. Работа электростанций при снижении частоты
уровень частоты (46 Гц) является начальной зоной возможного возникновения
явления лавины частоты. Также, с учетом инерционности современных
турбоагрегатов, допустимой продолжительности времени (10 с) недостаточно для
принятия эффективных оперативных мер при ликвидации частотной аварии.
Более приемлемым, по тем же условиям допустимого времени для принятия
эффективных оперативных мер при ликвидации частотной аварии, является более
высокий диапазон частоты (47,99 - 47) Гц с допустимой продолжительностью
работы ГЦН реактора - 30 с, а турбины - 1 мин.
В пределах этого диапазона частоты (до 47 Гц), нижняя очередь АЧР1 (48
Гц), даже с малым избытком мощности, в течение 2,5 - 3 с от начала частотного
переходного процесса, полностью ликвидирует дефицит мощности. Свободная от
тормозящей нагрузки турбина, по инерции торможения, создает определенную
просадку по частоте вращения, а затем, медленно набирает обороты вращения и в
течение 10 - 15 с, поднимает частоту на более высокий уровень. Этим она
предотвращает вхождение реактора в аварийно недопустимую зону, с последующим
действием включенного режима автоматического выделения собственных нужд
(АВСН). Также в этом диапазоне частоты обеспечивается отстройка от уставок
частотной делительной автоматики (ЧДА) порядка 0,3 - 0,5 Гц. При возможном
аварийном уровне частоты ниже 47 Гц, допустимое время предыдущего
диапазона (около 10 с) является дополнительным запасом для данного диапазона.
Частотно-временной диапазон (48,99 - 48) Гц с допустимой
продолжительностью работы реактора - 2 мин и турбины - 5 мин) полностью обеспечивает необ-
ходимый запас частоты по надежности работы оборудования АЭС. Такой уровень
минимально допустимой частоты и времени достаточен для принятия
эффективных оперативных мер персоналом энергосистем при ликвидации частотных
аварий (отключение ряда потребителей, кратковременная перегрузка оборудования,
пуск резервных агрегатов и т.д.). Его нижний уровень частоты (48 Гц)
определяется эффективной нижней уставкой частоты быстродействующей АЧРГ Такая
нижняя уставка частоты АЧР1 исключает риск возможного действия включенного
режима АВСН и отключения ВВЭР-1000 при дальнейшем снижении частоты, а
также обеспечивает четкую отстройку от уставок частотной делительной
автоматики (ЧДА) и её эффективную работу.
Следует отметить, что в соответствии с указаниями ТРБЭ ВВЭР-1000, в этом
диапазоне частоты происходит автоматическая разгрузка тепловой мощности
реактора на 10 % от номинальной мощности устройствами предварительной защиты
(ПЗ-1). При этом, полностью разгруженный на 10 % реактор, может работать
бесконечно долго при частоте энергосистемы до 48,75 Гц и только при снижении
этого уровня частоты, включается отсчет допустимого времени работы реактора.
Информативным результатом анализа, отображающим проблемы надежной
работы электростанций в современных условиях, является таблица рабочих и
аварийных режимов для энергосистем (ОЭС) при отклонении частоты,
выполненная в соответствии с ГОСТ для турбин электростанций и ТРБЭ АЭС (таблица
2.7).
49

Глава 2. Работа электростанций при снижении частоты
Таблица 2.7. Рабочие и аварийные режимы при отклонении частоты.
Частота, Гц
51,0 и выше
50,99-50,5
50,49-50,2
50 + 0,2
49,8- 49,0
49,0 и ниже
48,4 и ниже
48,99- 48,0
47,99- 47,0
46,99- 46,0
Режим
аварийный
недопустимый
аварийный
допустимый
длительно
допустимый
нормальный
длительно
допустимый
аварийный
допустимый
аварийный
допустимый
аварийный
допустимый
аварийный,

кратковременно
допустимый
аварийный
недопустимый
Ограничения
по условиям
эксплуатации
ТЭС и АЭС,
через 10 сек-
отключение
ВВЭР-1000
по нормам
качества
электроэнергии
по нормам
качества
электроэнергии
по нормам
качества
электроэнергии
разгрузка ПЗ-1
ВВЭР-1000
на 10 % Np,
через 10 сек-
отключение
ВВЭР-440
немедленное
заглушение
РБМК-1000
через 2 мин
откл. (АВСН)
ВВЭР-1000
через 30 с
откл. (АВСН)
ВВЭР-1000
через 10 с
откл. (A3)
ВВЭР-1000
Средства регулирования
немедленное заглушение
реакторов АЭС и останов
энергоблоков ТЭС
АРЧМ и оперативно,
с учетом останова
энергоблоков ТЭС
АРЧМ (первичное и
вторичное регулирование),
оперативные меры
АРЧМ (первичное и
вторичное регулирование),
оперативные меры
ЧАВР агрегатов ГЭС,
в т.ч. АЧП ГЭС,
ввод ГО и ГАО
ввод защитной очереди АЧР1
для предотвращения
действия ПЗ-1 АЭС,
действие устройств
ДАРС, АЧРС,
АЧР1, АЧРП
действие устройств
ДАРС, АЧРС,
АЧР1, АЧРП
нормативный
запас частоты,
действие нижних очередей
АЧР1 (нижняя f > 48 Гц),
АЧРП и ЧДА
действие
A3 реакторов
Таблица показывает, что при больших дефицитах активной мощности, с
глубокими снижениями частоты, нормативный запас частоты:
- определенный пределами допустимого частотно-временного диапазона для
нормальной работы реакторов АЭС (48,99 - 47) Гц,
- обеспеченный нижней уставкой частоты АЧР1 - 48 Гц и выше,
гарантирует своевременное и эффективное действие соответствующих устройств
частотной разгрузки (в т.ч. по скорости снижения частоты).
50

Глава 2. Работа электростанций при снижении частоты
Следует отметить, что аварийное действие схемы включенного режима
АВСН блоков АЭС обеспечивает:
- автоматическое (или оперативное) отключение блочного выключателя высокого
напряжения (ВН) для отсоединения реактора от сети энергосистемы;
- последующий резкий сброс тепловой мощности реактора и электрической
мощности энергоблока (600 - 750 МВт/с) до минимально необходимого уровня
нагрузки собственных нужд реактора;
- стабилизацию нормальных параметров электрической сети при работе реактора
на нагрузку собственных нужд.
Переход на минимальный уровень мощности энергоблока определяется
необходимостью установления баланса мощности с суммарной нагрузкой
собственных нужд энергоблока (около 55 МВт) для возможности его надежного и
устойчивого полного отделения от энергосистемы.
Такие условия действия включенного режима АВСН при низких уровнях
частоты сети, технологически допустимы и технически обеспечены конструкцией
реакторов АЭС, но являются неэффективными, и даже катастрофическими
мероприятиями для обеспечения надежности энергосистемы (рис. 2.2).
АЭС
ВН
—99-
lL режим АВСН - J CH
автоматического выделения
собственных нужд
ЧДА - частотная делительная автоматика выделения электростанций
(их частей) на район нагрузки и собственных нужд
район
нагрузки
Рис. 2.2. Различия принципиальных схем:
- включенного режима АВСН реактора АЭС;
- ЧДА реактора АЭС на выделенный район нагрузки и собственных нужд.
Мгновенное отключение 1000 МВт генерации каждого выделяемого
энергоблока АЭС, приводит к резкому увеличению аварийного дефицита мощности и
полному погашению энергосистемы или выделенного района нагрузки. Ведь, к
этому времени снижения частоты, основной объем нагрузки АЧР1 уже отключен
и в энергосистемах не существует автоматик, способных компенсировать такой
обвал генерации и остановить лавину частоты.
51

Глава 2. Работа электростанций при снижении частоты
Более предпочтительной по надежности и устойчивости режима работы, как
для АЭС, так и для энергосистемы является схема ЧДА по выделению
электростанций (их частей) на совместное питание:
- нагрузки механизмов собственных нужд реактора;
- дополнительной нагрузки выделенного района энергосистемы.
Для наглядности рассмотрим принципиальные различия таких схем, одна из
которых технологически выполнена в конструкции аварийных защит реактора
АЭС (схема включенного режима АВСН реактора ВВЭР-1000), а схема ЧДА -
должна разрабатываться диспетчерскими службами энергосистем, в соответствии
с конкретными условиями возможного формирования дополнительно
выделяемого района нагрузки энергосистемы.
По сравнению с автономной схемой включенного режима АВСН реактора
АЭС (выделенной пунктирным прямоугольником), схема выделения района
действием ЧДА АЭС обладает значительными преимуществами:
- облегчает работу энергосистемы, отделяя на автономную работу ее часть (район
нагрузки) и собственные нужды реактора или всей АЭС;
- обеспечивает условия более устойчивого выделения энергоблока АЭС (с
большей рабочей мощностью) и стабилизацию его дальнейшей работы.
Таким образом, основная задача комплекса частотной ПА ЭС (ОЭС) при
глубоких аварийных снижениях частоты сети - не допускать режимных условий
для действия включенного режима АВСН реакторов АЭС, что должна
обеспечивать нижняя уставка частоты очередей быстродействующей АЧР1.
2.3. Статические частотные характеристики турбоагрегатов.
К частотным характеристикам агрегатов электростанций относятся их
статические и динамические характеристики по частоте.
Под статической характеристикой агрегата по частоте понимают
зависимость его активной мощности (момента на валу турбины) от частоты вращения в
постоянном режиме [74].
Как известно, для паровой турбины зависимость механического момента на
ее валу от угловой скорости при постоянном впуске пара можно записать в виде
М=А-В-со, (2.1)
где со - угловая скорость; А л В — постоянные коэффициенты, определяемые
конструктивными параметрами турбины, расходом и параметрами пара.
Отсюда активная мощность, развиваемая турбиной, равняется
Р=Мсо = (А Всо)со. (2.2)
На рис. 2.3. изображена зависимость момента и мощности на валу турбины
от частоты вращения при постоянном впуске энергоносителя - идеальные
(теоретические) статические характеристики нерегулируемой турбины.
Как видно по этим характеристикам, момент турбины линейно зависит от
частоты и снижается с ее уменьшением, а мощность агрегата, достигая при
номинальной частоте максимума, снижается при изменении частоты вращения в обе
стороны от номинального значения. Приблизительно такие же зависимости
справедливы и для гидравлических турбин.
52

Глава 2. Работа электростанций при снижении частоты
2
1.8
1.6
^ 1,2
* ,
Е
К 0.8
ft, 0.6
0.4
0.2
0
ч
X
1
%
/
f
S
/
^
\
v
\
ч \
\
л
0,2 0,4 0,6 0,8 1
1.2
1.4 1.6
1,8
Рис. 2.3. Статические характеристики нерегулируемой турбины по частоте:
1 - характеристика вращающего момента;
2 - характеристика мощности, развиваемой турбиной.
Статическая характеристика турбоагрегата при учете действия
автоматических регуляторов частоты вращения (АРЧВ) и без учета других факторов
(идеальная статическая характеристика регулируемой турбины) изображена на рис.
2.4.
Pi Рг Р
Рис. 2.4. Идеальная статическая характеристика регулируемой турбины.
Наклон статической характеристики регулируемой турбины определяется
как статизм АРЧВ агрегата, а обратная величина - коэффициент крутизны
статической характеристики.
Чем меньше статизм АРЧВ, тем большей будет изменение мощности
агрегата при изменении частоты вращения турбины. При изменении угловой
скорости к значениям, меньшим со\ мощность агрегата равняется Рном (или на 5 - 10 %
выше за счет перегрузки агрегата) и остается неизменной.
53

Глава 2. Работа электростанций при снижении частоты
2.4. Влияние частоты на величину мощности генерации.
Рассмотрим, как влияет снижение частоты на работу энергоблоков.
Изменение частоты максимально влияет на работу питательных электронасосов (ПЭН).
Давление, развиваемое ПЭН, тратится на преодоление статического
противодавления сети и динамического противодавления (потери давления в установке и
т.д.). При некотором сниженном значении частоты подача энергоносителя в котел
прекращается. Это значение частоты принято называть критическим.
Энергоблоки мощностью 150 МВт имеют, как правило, один ПЭН,
энергоблоки 200 МВт - обычно два параллельно работающих ПЭН, а энергоблоки
атомных электростанций 3 и больше ПЭН. Анализ экспериментальных характеристик
насосов для энергоблоков 150 - 200 МВт показал, что для практических целей
можно использовать построенные приближенные обобщенные зависимости
давления/?, что развивает ПЭН.
В диапазоне 0.98/нОМ - 0,9/нОМ эти характеристики близкие к линейным [3] и
можно ввести коэффициенты, которые определяют наклон характеристик.
Коэффициент крутизны статической характеристики (kTi) и наклон статической
характеристики регулированной турбины ( статизм (о^)) АРЧВ агрегата определяют в
относительных единицах по правилу
1 со АР
кп= =-г^-Б- (2-3)
где сдном и Ри0м- номинальные значения угловой скорости и мощности
агрегата; Лео и АР - изменение угловой скорости и мощности агрегата.
Изменение частоты в энергосистеме при возникновении небаланса активной
мощности определяется характеристиками нагрузки и турбоагрегатов [74].
Рассмотрим статические частотные характеристики (СЧХ) турбоагрегатов
при изменяемом впуске энергоносителей в турбины. Ведь все турбины ТЭС и
ГЭС являются регулируемыми, поскольку снабжены устройствами
автоматического регулирования скорости вращения (АРЧВ). При изменении скорости
вращения турбин устройства АРЧВ меняют впуск энергоносителя (пара или воды) -
изменяя положение регулирующих органов турбин (регулирующих клапанов
турбин ТЭС или направляющего аппарата турбин ГЭС). Естественно, что при
повышении скорости вращения турбин АРЧВ уменьшает впуск энергоносителя в
турбину, прикрывая ее регулирующие органы, а при снижении скорости вращения
увеличивает впуск энергоносителя в турбину, открывая ее регулирующие органы.
Статическая частотная характеристика регулируемой турбины может быть
получена из совокупности статических характеристик при последовательных
ступенчатых (одинаковых) изменениях впуска энергоносителя, без учета зоны
нечувствительности системы регулирования турбины (рис. 2.5.).
Каждая из этих характеристик 1-6 соответствует одному из положений
регулирующих органов турбины, причем начальному положению соответствует
частота ш0 и мощность Р0 (характеристика 2). При увеличении скорости вращения
турбины, под действием АРЧВ регулирующие органы прикроются и займут
положение, соответствующее характеристике 3, тогда активная мощность турбины
54

Глава 2. Работа электростанций при снижении частоты
будет равна Р3. Соответствующие значения частоты и мощности турбины после
действия АРЧВ получим при использовании характеристик 4, 5, 6.
сс{ Щ Щ, «4 <*> <*Ь о)
а) °* щ ** б)
Рис. 2.5. Изменение мощности регулируемой турбины при изменении
скорости вращения (а) и ее статические частотные характеристики {б)
при разных статизмах системы АРЧВ (сг1 > <т2 > а).
При снижении частоты до щ и наличии на агрегате вращающегося резерва
мощности действием АРЧВ регулирующие органы турбины откроются и по их
положению на характеристике 1 мощность турбины будет равна Р,.
В случае исчерпания вращающегося резерва (регулирующие органы турбины
открыты полностью), при дальнейшем снижении частоты ниже щ мощность
турбины будет изменяться по характеристике нерегулируемой турбины 1 (щ, Р,').
Таким образом, кривая gfabcde (рис. 2.5, а) является характеристикой регулируемой
турбины, где наклонная часть кривой fabcde показывает работу АРЧВ, когда при
изменении мощности агрегата устанавливается частота, отличная от первоначаль-
ной.Изменение скорости вращения турбины при изменении ее нагрузки тем
больше, чем больше статизм системы регулирования.
В соответствии с нормативами статизм регулирования турбины при
номинальных параметрах пара должен составлять:
- (4 -5) % для турбин с противодавлением;
- (4,5 - 6,5) % для турбин с регулируемым отбором пара.
При режимных или аварийных возмущениях в энергосистеме происходит
динамический переход с одной точки статической характеристики в другую. В
таких условиях возможен как апериодический, так и колебательный характер
переходного процесса, в зависимости от параметров системы регулирования турбины
(зоной нечувствительности, запаздыванием, люфтами, инерционностью,
постоянными времени отдельных ее элементов и др.).
55

Глава 2. Работа электростанций при снижении частоты
2.5. Работа установок собственных нужд электростанций
при снижении частоты.
При снижении частоты в энергосистеме снижается производительность
механизмов собственных нужд электростанций. Надежность работы механизмов
собственных нужд ТЭС и АЭС при снижении частоты в значительной степени
определяет возможность работы в таких режимных условиях, как самих
электростанций, так и всей энергосистемы в целом.
2.3.1. Тепловые электростанции.
В зависимости от тепловой схемы станции, конструктивных особенностей
тепломеханического оборудования и степени автоматизации станций снижение
частоты может приводить как к снижению мощности станций, так и к их полному
останову из-за отключения оборудования технологическими защитами [74].
В первую очередь снижение частоты сказывается на работе механизмов
собственных нужд ТЭС, производительность которых имеет высокую зависимость от
уровня частоты: питательные насосы (наиболее существенно), циркуляционные
насосы, вентиляторы, дымососы. Все турбоагрегаты с давлением пара 13 МПа и
ниже работают с питательными электронасосами (ПЭН), а турбоагрегаты с
давлением более 13 МПа - с питательными турбонасосами (ПТН).
В связи с тем, что в настоящее время ТЭС с энергоблоками более 150 МВт
вырабатывают основную часть энергии, особую важность приобретает вопрос
работы четырех групп таких станций в аварийных режимах со снижением частоты:
- энергоблоков 150 - 200 МВт с прямоточными котлами и ПЭН,
- энергоблоков 150 - 200 МВт с барабанными котлами и ПЭН,
- энергоблоков 300 МВт и более с ПТН,
- энергоблоки ТЭЦ среднего и низкого давления с поперечными связями.
Энергоблоки с прямоточными котлами. Анализ влияния частоты на
работу блочных агрегатов с прямоточными котлами (ПК) должен выполняться для
двух вариантов:
- для блоков, без регулятора давления пара перед турбиной "до себя" (РДС);
- для блоков с турбинами, работающими с РДС.
Уменьшение производительности ПЭН при снижении частоты приводит к
уменьшению расхода и давления питательной воды, вследствие чего, падает
производительность котла и давление по тракту котла, в том числе и давление перед
турбиной. Так при снижении частоты на 10 % от номинального уровня (до 45 Гц)
снижение мощности блока составило 14 %, при этом давление перед турбиной за
счет снижения давления питательной воды снизилось на 35 - 40 %.
При отсутствии РДС блок может определенное время устойчиво работать в
диапазоне 50 - 45 Гц без каких-либо нарушений технологического процесса.
Однако, длительная работа блока при глубоком снижении частоты может привести к
отключению блока - срабатыванием защиты от понижения давления перед
встроенной задвижкой на котле.
При наличии на блоках РДС, реагируя на давление перед турбиной, он
прикрывает регулирующие клапаны турбины, что приводит к дополнительному
снижению расхода пара и воды, уменьшающего мощность турбоагрегата. При резком
56

Глава 2. Работа электростанций при снижении частоты
снижении частоты (с РДС) давление пара перед турбиной поддерживается
постоянным, но давление по тракту котла снижается и на выходе ПЭН, при снижении
частоты до 45 Гц (10 %), достигает 15 - 17 %.
При наличии вращающегося резерва и действии автоматического регулятора
скорости вращения (АРЧВ) турбины давление пара перед турбиной падает,
однако РДС, восстанавливая давление, прикрывает регулирующие клапаны, чем
нейтрализует действие АРЧВ, снижая расход пара и нагрузку турбины (рис. 2.6.).
Л/уЛРу отн.ед.
0
0,02
0,04
0,06
0,08
0,10
0,12
0 20 40 60 80 100 120 140 t, с
Рис. 2.6. Динамическая характеристика блока с прямоточным котлом
при снижении и восстановлении частоты: 1 - изменение частоты;
2 - изменение мощности, при введенном РДС; 3 - при выведенном РДС.
Для энергоблоков с ПК при наличии РДС критическая частота составляет 38-
40,5 Гц. Снижение мощности блока зависит от скорости снижения частоты, но
изменение происходит медленно - после 10 - 15 с постоянства мощности
установившееся значение мощности достигается:
- через 2-3 мин, при наличии РДС; - через 4-5 мин, при отсутствии РДС.
При нормальной работе АЧР, когда длительность цикла снижения и
восстановления частоты составляет не более 60 - 90 с, никаких нарушений
технологического режима блоков с ПК не происходит при минимальных значениях частоты
46 - 47 Гц.
Условия допустимой длительности работы блоков с ПК при глубоких
снижениях частоты при наличии на турбинах РДС более благоприятны, чем без РДС.
Однако, снижение мощности блоков без РДС существенно меньше и этот эффект
является определяющим для энергосистемы в целом. Поэтому работа блоков с
РДС не рекомендуется, поскольку они исключают возможность мобилизации
вращающихся резервов блоков при снижении частоты, что препятствует
ликвидации аварий и может быть причиной их дальнейшего развития [74].
В практической эксплуатации ряд энергоблоков работают на так называемых
скользящих параметрах пара, при всех полностью открытых регулирующих
клапанах турбины. В нормальных режимах, их мощность изменяется не изменением
57

Глава 2. Работа электростанций при снижении частоты
открытия регулирующих клапанов, а за счет изменения параметров пара. В
условиях полного открытия регулирующих клапанов турбины, такие блоки вообще не
реагируют на снижение частоты, поскольку их коэффициент крутизны
статической характеристики равен нулю и зависимость изменения мощности во времени
при снижении частоты - горизонтальная прямая.
Таким образом, энергоблоки:
- у которых паровая производительность котла не зависит от нагрузки турбины
или регулируется на постоянстве расхода топлива;
- с турбинами, работающими с РДС;
- которые работают на скользящих параметрах пара, при всех полностью
открытых регулирующих клапанах турбин;
не принимают участие в мобилизации резервов мощности при снижении частоты
в энергосистеме, поскольку их резерв мощности практически "заперт".
При повышении частоты в энергосистеме, эти же энергоблоки (за
исключением блоков, работающих на скользящих параметрах пара) практически не
участвуют в первичном регулировании частоты, поскольку их мощность в
установившемся режиме остается неизменной.
Энергоблоки с барабанными котлами. При снижении частоты сети
уменьшается производительность механизмов собственных нужд, вследствие чего,
снижается расход питательной воды, что приводит к непрерывному снижению
уровня воды в барабане котла (рис. 2.7, 2.8).
И fq%_
мм
100
75
50
25
100
90
80
70
^^^Т^ ■
^tf
х/
\
\Я
--*'
\
•
*','
У
Iдоп, С
<^
Зуу
//
2
7
О 20 40 60 80 100 t,c
Рис. 2.7. Динамические характеристики
блока с барабанным котлом
при снижении и
восстановлении частоты (Н - уровень воды
в барабане котла).
200
160
120
80
40
О
45 46 47 48 f, Гц
Рис. 2.8. Допустимая длительность
работы блоков 150-200 МВт с
барабанными котлами при снижении частоты:
1 - частота снижается резко,
2, 3 - частота снижается
экспоненциально с постоянной времени,
соответственно, 3 и 5 с.
Через определенный промежуток времени, в зависимости от скорости
снижения частоты, этот уровень может достигнуть уставки срабатывания защиты,
контролирующей уровень воды в барабане и отключающей энергоблок. В таких
условиях персонал обязан проводить соответствующую разгрузку блока,
поскольку длительная работа энергоблоков с барабанными котлами при пониженной ча-
58

Глава 2. Работа электростанций при снижении частоты
стоте без разгрузки блока персоналом не допускается.
В то же время, при эффективной работе устройств системы АЧР в
переходном процессе снижения и восстановления частоты в энергосистеме, уровень воды
в барабане котла блоков 150 - 200 МВт не достигает уставки защиты,
контролирующей уровень воды в барабане (рис. 2.7).
На рис. 2.8. приведены расчетные зависимости допустимой длительности
работы блоков 150 - 200 МВт с барабанными котлами от уровня снижения частоты.
Энергоблоки мощностью 300 МВт и более с питательными
турбонасосами. Энергоблоки мощностью 300 МВт и выше работают с питательными
турбонасосами (ПТН) и оснащены пускорезервными электронасосами. Пускорезервные
электронасосы (РЭН) включаются только при пусках блока до набора его
нагрузки 50% номинальной и резервируют основные турбонасосы при их аварийных
выходах из строя. С учетом того, что блоки мощностью 300 МВт и выше, по
экономическим соображениям, как правило, работают с нагрузкой большей, чем 50
%, то при анализе их работы в условиях аварийного снижения частоты можно
считать, что эти агрегаты работают с турбонасосами.
Производительность турбонасоса определяется частотой вращения и
расходом пара приводной турбины насоса, которые зависят от положения
регулирующих клапанов приводной турбины и нагрузкам (расхода пара) основной турбины.
Поэтому, если нагрузка турбины блока остается постоянной при снижении
частоты, то и производительность 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, в принципе, должно
сохраняться равновесное состояние между поступлением в котел питательной воды и
расходом острого пара в турбину.
Таким образом, энергоблоки мощностью 300 МВт и выше могут 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 осуществляется пускорезервным
электронасосом, то при анализе 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. Тепловые электростанции, вырабатывающие тепловую энергию (ТЭЦ),
имеют, как правило, поперечные связи по питательной воде и пару, где в
наиболее неблагоприятных условиях при снижении частоты находятся их ПЭН.
Однако, специфические условия работы ТЭЦ при изменении частоты могут
существенно отличаться от условий работы блочных ТЭС.
Электрическая мощность ТЭЦ с промышленными и теплофикационными
отборами пара зависит от количества теплоты, отдаваемой потребителям и
создающей неравномерность загрузки агрегатов. Это 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
59

Глава 2. Работа электростанций при снижении частоты
трубопроводах снижают в динамике эффект падения уровня пара в барабанах
котлов при снижении частоты.
При снижении частоты режим работы ТЭЦ и вырабатываемая ими мощность
в наибольшей степени определяется производительностью ПЭН, некоторая часть
- производительностью других механизмов собственных нужд.
Так, расход циркуляционной (охлаждающей) воды обычно не регулируется и
уменьшается примерно до 3 % на 1 Гц снижения частоты, что приводит к
изменению вакуума в конденсаторах турбин на 0,05 - 0,15 % и при полной загрузке
агрегата вызывает примерно такое же уменьшение его мощности.
При отсутствии запасов производительности тягодутьевых механизмов
(дымососов) паропроизводительность котлов и мощности агрегатов уменьшается до 2
% на 1 Гц снижения частоты.
Падение скорости вращения барабанов мельниц, а также мельничных и
дутьевых вентиляторов приводит к уменьшению производительности мельниц до
значений 3 - 3,5 % на 1 Гц снижения частоты, что также может вызвать снижение
мощности агрегатов.
2.5.2. Гидравлические электростанции.
При эксплуатации гидротурбинных установок должна быть обеспечена их
бесперебойная работа, с максимально возможным для заданной нагрузки и
действующего напора, коэффициентом полезного действия [28]. Оборудование ГЭС
должно быть в постоянной готовности к максимальной располагаемой нагрузке и
работе в насосном режиме для оборудования гидроаккумулирующих станций
(ГАЭС). Находящиеся в эксплуатации гидроагрегаты и вспомогательное
оборудование должны быть полностью автоматизированы. При этом должны
осуществляться от одного командного импульса:
- пуск гидроагрегата в генераторный режим;
- пуск гидроагрегата в режим синхронного компенсатора (СК);
- останов гидроагрегата из генераторного режима;
-останов гидроагрегата из режима СК;
- перевод гидроагрегата из генераторного режима в режим СК и обратно.
А для обратимого гидроагрегата этот принцип должен осуществляться также:
для насосных режимов и - для перевода из насосного режима в генераторный.
Агрегаты ГЭС обладают инерционностью гидротурбин примерно на порядок
выше, чем паровых турбин, поэтому на них часто применяются специальные
устройства ускорения набора нагрузки при снижении частоты. Гидроагрегаты
должны работать при полностью открытых затворах, установленных на
турбинных водоводах; предельное открытие направляющего аппарата гидротурбины
должно быть не выше значения, соответствующего максимально допустимой
нагрузке гидроагрегата (генератора-двигателя) при данном напоре и высоте
отсасывания.
Предельное открытие направляющего аппарата насос-турбины, работающей
в насосном режиме при минимальном напоре и допустимой высоте отсасывания,
должно быть не выше значения, соответствующего максимальной мощности
генератора-двигателя в двигательном режиме. Перепад на сороудерживающих ре-
60

Глава 2. Работа электростанций при снижении частоты
шетках не должен превышать предельного значения, отказанного в местной
инструкции по эксплуатации.
Автоматическое регулирование гидроагрегата должно обеспечивать:
- автоматический и ручной пуск и останов гидроагрегата;
- устойчивую работу гидроагрегата на всех режимах;
- участие в регулировании частоты с уставкой статизма в пределах 2 - 6 % и зоны
бездействия ("мертвой зоны") по частоте, задаваемой энергосистемой;
- плавное (без толчков и гидроударов в маслопроводах) перемещение
регулирующих органов при изменении мощности гидроагрегата;
- выполнение гарантий регулирования;
- автоматическое изменение ограничения максимального открытия
направляющего аппарата по мощности при изменении напора;
- автоматическое и ручное изменение комбинаторной зависимости по напору (для
поворотно-лопастных гидротурбин).
ГЭС мощностью свыше 30 МВт и с количеством агрегатов более 3-х должны
быть оснащены системами группового регулирования активной мощности
(ГРАМ) с возможностью использования их в энергосистемах для вторичного
автоматического регулирования частоты и мощности (АРЧМ). Отключение системы
группового регулирования активной мощности (ГРАМ) допускается с разрешения
диспетчерских служб соответствующих энергосистем или ОДУ в случаях, когда
групповое регулирование агрегатов невозможно по техническому состоянию или
режимным условиям работы оборудования ГЭС.
2.5.3. Атомные электростанции.
Энергоблоки АЭС с турбинами 220 и 500 МВт работают с питательными
электронасосами. Уменьшение производительности и напора ПЭН при снижении
частоты и отсутствии резервов по производительности насосов приводит, как и на
ТЭС, к снижению мощности таких блоков АЭС - до 2,5 - 3 % на 1 Гц.
Энергоблоки АЭС с РБМК-1000 не предусматривают проектного
автоматического снижения мощности реактора при снижении (повышении) частоты в
энергосистеме. При колебаниях частоты в энергосистеме до значений,
предусмотренных ТРБЭ реакторов АЭС, все действия по заглушению реактора и
отключению генераторов от энергосистемы выполняются персоналом АЭС.
Так, понижение частоты в энергосистеме до 48,4 Гц приводит к предельно
допустимому снижению производительности главных циркуляционных насосов
(ГЦН) и снижение расхода теплоносителя в контуре многократной
принудительной циркуляции (КМГЩ) и через активную зону реактора АЭС. При дальнейшем
снижении частоты в сети (снижении производительности ГЦН, расхода в КМПЦ
и коэффициента запаса до кризиса теплообмена) возможно достижение уставок
частоты к автоматическому срабатыванию аварийной защиты реактора по другим
параметрам.
Так, при аварийном отклонении частоты ниже 49 до 48,4 Гц, (независимо от
процентного уровня мощности реактора) допустимое время работы - не более 5
мин. (не более 25 мин. в год), после которого необходимо:
- заглушить реактор кнопкой АЗ-5;
61

Глава 2. Работа электростанций при снижении частоты
- отключить турбины;
- отключить генераторы от сети;
- отключить питание СН от энергосистемы и перевести их на надежное питание
от дизельной электростанции (ДЭС).
А при аварийном отклонении частоты ниже 48,4 Гц, независимо от
процентного уровня мощности реактора, требуется немедленно заглушить реактор
кнопкой АЗ-5 и провести все соответствующие операции, указанные в предыдущем
абзаце, для надежного питания собственных нужд от ДЭС. Необходимо отметить,
что после восстановления уровня частоты выше 49 Гц реактору РБМК требуется
не менее 48 часов для прохождения "йодной" ямы.
Энергоблоки АЭС с ВВЭР-440 МВт не предусматривают автоматического
снижения мощности реактора при отклонениях частоты в энергосистеме.
При повышении или понижении частоты в сети до значений, установленным
техническими регламентами эксплуатации, все действия по останову реактора и
его отключению от энергосистемы выполняются персоналом энергоблока в
допустимые сроки.
Так, в соответствии с технологическим регламентом безопасной
эксплуатации, при уровнях частоты выше 49 до 50,5 Гц^и полной мощности реактора
допустимое время работы не ограничивается. А при аварийном отклонении частоты
ниже 49 Гц и мощности реактора не более 0,9 Ыдоп., допустимое время работы -
не более 10 с, с последующим неплановым остановом реактора, отключением
турбины и отключением генератора от сети.
Энергоблоки АЭС с ВВЭР-1000 МВт работают с главными
циркуляционными насосами (ГЦН) в системе охлаждения реактора. Падение
производительности и напора воды ГЦН при снижении частоты приводит к ухудшению тепло-
физического состояния активной зоны реактора и требует снижения тепловой
мощности реактора (рис. 2.9).
Технологическая схема энергоблоков АЭС с реактором ВВЭР-1000 имеет два
контура. Первый (радиоактивный) контур включает реактор типа ВВЭР и четыре
циркуляционные петли охлаждения. Каждая состоит из горизонтального
парогенератора ПГВ-1000, ГЦН и главного циркуляционного трубопровода. К одной из
петель подсоединен паровой компенсатор давления, поддерживающий в контуре
заданное давление воды [61].
Первый контур предназначен для отвода тепла, выделяющегося в реакторе, и
передачи его во второй контур - в парогенератор. Энергия деления ядерного
топлива в активной зоне реактора отводится теплоносителем, прокачиваемым через
него ГЦН. Из реактора теплоноситель по главным циркуляционным
трубопроводам поступает в парогенераторы, где отдает тепло котловой воде второго контура
и затем действием ГЦН возвращается в реактор.
Реакторы АЭС имеют многочисленные вспомогательные системы,
основными механизмами которых являются насосы (системы подпитки реакторных
установок, системы уплотняющей воды ГЦН, системы технического водоснабжения и
т.д.). Падение напора и производительности центральных насосов
вспомогательных систем при снижении частоты создает угрозу нарушения безопасной работы
АЭС, но вопросы их влияния требуют дополнительных исследований.
62

Глава 2. Работа электростанций при снижении частоты
Рис. 2.9. Технологическая схема первого (радиоактивного) контура
энергоблока АЭС с ВВЭР-1000.
1 - реактор, 2 - парогенератор, 3 - ГЦН, 4 - компенсатор объема.
ТРБЭ определено, что при снижении частоты до 49 Гц производительность
ГЦН не может обеспечить необходимый уровень охлаждения реактора.
Энергоблоки с ВВЭР-1000 имеют предусмотренные проектом устройства
автоматического снижения тепловой мощности реактора до 0,9 Ндоп. при понижении
частоты в сети до 49 Гц в течении 15 - 20 с. При тепловой мощности реактора 0,9 Ндоп.
и менее - ГЦН обеспечивают нормальные уровни температуры охлаждения
реакторов при частоте 49 Гц на протяжении неограниченного времени.
При снижении частоты в сети менее 49 Гц все действия по останову реактора
и его отключению от энергосистемы выполняются персоналом в допустимые
сроки, а при понижении частоты до 46 Гц проектом предусмотрен останов реактора
действием защиты АЗ-1. Технологический режим ВВЭР-1000 с тепловой
мощностью более 0,9 Ндоп. при уровнях частоты сети ниже 49 Гц ограничивается
допустимыми диапазонами времени их работы.
При снижении частоты сети до 49 Гц и ниже^ для обеспечения необходимых
уровней температуры охлаждения реакторов АЭС, на них устанавливаются
автоматические устройства предварительной защиты (ПЗ-1) по условиям снижения
производительности ГЦН реакторов. Для этого высокоточные датчики частоты (с
точностью замера частоты 0,025 Гц и эксплуатационной погрешностью 0,02 %)
установлены на различных секциях шин СН каждого ГЦН реактора (рис. 2.10.).
При номинальной тепловой нагрузке (Np) реактора или уменьшенной, но
превышающей 0,9 Np, и снижении частоты сети до уровня 49 Гц и ниже, без
задержки времени должны сработать не менее 2-х (из 3-х) датчиков (Д) первой
группы секций шин собственных нужд каждого ГЦН реактора. Дальнейшее
срабатывание не менее 3-х (из 4-х) датчиков частоты второй группы каждого ГЦН
включает автоматику разгрузки реактора АЭС на 10% от номинальной тепловой
нагрузки (0,9 Np). Таким образом, при заданной последовательности
срабатывания, определенного количества датчиков частоты разных групп каждого ГЦН,
формируется технологическая задержка времени на срабатывание ПЗ-1 на реакто-
63

Глава 2. Работа электростанций при снижении частоты
pax ВВЭР-1000 в пределах 0,4 - 0,7 с, которую следует учитывать при
выполнении расчетов частотных переходных процессов.
ГЦН -1
Се»
1
Д1
СЦИ1
\
д2
Работа 2
д
. .
нСН
\
Дз
из 3-х
ГЦН -2
Секции СН
Дп Д-, Д-,
Д, Д2 Дз
Работа 'i
д
, .
1 из 3-х
гцн-з
Секции СН
Д, Д,Дп
д, д2 Дз
Работа 'i
Работа
3 из '
1
Разгрузка
Д
1-Х
1 из 3-х
ГЦН-4
Секции СН
Дп ДпД-1
fli Д2 Дз
Работа ;
д
, .
1 из 3-х
реактора
Рис. 2.10. Алгоритм работы автоматики предварительной защиты (ПЗ-1)
реакторов АЭС при снижении частоты до 49 Гц
(Д - датчики частоты).
Тепловой разгрузке реактора ВВЭР-1000 на 10 % номинальной мощности
соответствует разгрузка электрической мощности на 13 - 18 % от номинальной
генерации энергоблока, в зависимости от исходных параметров работы реактора.
Предварительная технологическая разгрузка реактора выполняется
углублением стержней, регулирующих процесс ядерной реакции, в активную зону
реактора со скоростью 2 см/с, в зависимости от:
- начальной (номинальной или сниженной) мощности энергоблока;
- начального углубления стержней, регулирующих процесс ядерной реакции;
- эффективности регулирующей группы системы управления защиты (СУЗ);
- момента рабочей компании реактора после загрузки ядерным топливом (начало,
середина или завершение).
Поэтому, с учетом этих факторов скорость энергетической разгрузки
энергоблока достигает 6-10 МВт/с, а длительность времени зависимого процесса
тепловой разгрузки реактора АЭС может составлять 15 - 20 с. Полностью
разгруженный на 10 % реактор, может работать бесконечно долго при частоте
энергосистемы до 48,75 Гц и только при снижении этого уровня частоты, включается отсчет
допустимого времени работы реактора.
При разности частоты на 0,02 - 0,04 Гц выше от уставки частоты
срабатывания ПЗ-1 (49 Гц) регулятор ограничения мощности (РОМ) автоматики ПЗ-1
возвращается в начальное состояние готовности к новому срабатыванию. При этом
выдается (звуковой и/или световой) сигнал для возможного восстановления
рабочих параметров реактора оперативным (ручным) подъемом нагрузки реактора.
Рассмотрим основные действие оперативного персонала АЭС при снижении
частоты (таблица 2.8.).
64

Глава 2. Работа электростанций при снижении частоты
Таблица 2.8. Основные действия персонала реакторных установок (РУ)
ВВЭР-1000 при снижении частоты.
№
1
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
Частота, Гц
(обороты ТГ)
2
49,8 - 49,05
(1494-1472)
49,05 - 49,0
(1472-1470)
48,99 - 48,75
(1469 - 1463)
48,74 - 48,0
(1462 - 1440)
47,99 - 47,0
(1439-1410)
46,99 - 46,0
(1409-1380)
меньше 46,0
Допуст.
Время
3
неогра-
ничено
неогра-
ничено
неогра-
ничено
2 мин
1 мин
Юс
—
Выполнение действий
4
1.1. При каждом снижении на 0,1 Гц контроль
подогрева на петлях выхода ТВС.
1.2. При превышении параметров ТДР разгрузить
РУ до допустимых значений по ТДР.
2.1. Потребовать от ДД ОЭС принятия мер по
исключению дальнейшего снижения частоты.
2.2. Выполнить пункты 1.1.-1.2.
3.1. Разгрузить реактор до 90 % Ндоп (ПЗ-1) и
оповестить о нештатной ситуации на АЭС.
3.2. Контроль вибрации подшипников ТГ с
определением потребности отключения ВН.
4.1. Выполнить действия по п.З.
4.2. Через 2 мин, после снижения частоты до
указанных в п. 4 пределов, отключить ВН.
4.3. Непрерывный контроль вибрации
подшипников ТГ и контроль работы блока в режиме СН.
4.5. При не отключении выключателя ВН, по
истечении 5 мин остановить РУ, ГЦН 1-4.
5.1. Выполнить действия по п. 3.
5.2. Через 30 с после фиксации снижения частоты
до п. 5 пределов, отключить выключатель ВН.
5.3. При не отключении ВН, по истечении 1 мин
остановить РУ, отключить ГЦН 1-4.
6.1. Выполнить действие по п. 3.
6.2. Немедленно отключить выключатель ВН.
6.3. При не отключении выключателя ВН, по
истечении 10 с, остановить РУ, откл. ГЦН 1-4.
7.1. Контролировать останов РУ действием A3.
Поэтому, по истечении 2 мин. после фиксации снижения частоты до
указанных пределов необходимо отключить выключатель высокого напряжения (330 кВ,
750 кВ) блочного трансформатора, чем выделить энергоблок на питание СН до
истечения 3 мин. При этом необходимо осуществлять непрерывный контроль
вибрации подшипников ТГ и работу энергоблока в режиме питания СН.
По истечении 5 мин. после фиксации снижения частоты до указанных
пределов и неотключении выключателя ВН блочного трансформатора, необходимо
выполнить неплановый останов реактора действием A3 с контролем теплоносителя,
остановить турбину, отключить генератор от сети.
При снижении частоты ниже 48 до 47 Гц и допустимой мощности ВВЭР-
1000 не более 0,9 Ндоп., допустимое время работы - не более 1 мин. единовре-
65

Глава 2. Работа электростанций при снижении частоты
менно (не более 6 мин. в год). По истечении 30 с после фиксации снижения
частоты до указанных пределов, отключить выключатель ВН блочного трансформатора
для выделения энергоблока на питание СН. Через 1 мин. после фиксации
снижения частоты до указанных пределов и не отключении выключателя ВН выполнить
неплановый останов реактора, остановить турбину, отключить генератор от сети.
При снижении частоты ниже 47 до 46 Гц_и допустимой мощности ВВЭР-
1000 не более 0,9 Ндоп., допустимое время работы - не более 10 с. (не более 1
мин. в год) с последующим неплановым остановом реактора, отключением
турбины и отключением генератора от сети.
При снижении частоты до 46 Гц и ниже, при допустимой мощности реактора
не более 0,9 N необходим немедленный неплановый останов реактора.
Ранее, автоматическое снижение мощности ВВЭР-1000 при повышении
частоты в сети, проектом не предусматривалось и все действия по останову
реактора и отключению от энергосистемы должны были выполняться персоналом в
указанные сроки. В соответствии с [94] в ОЭС Украины на некоторых ВВЭР-1000
проектно выполнен автоматический останов реакторов при повышении частоты.
2.4. Ввод резервов мощности электростанций при отклонении частоты
Мобилизация резервов генерирующей мощности электростанций является
первоочередным мероприятием по ликвидации аварийных ситуаций при
дефиците активной мощности и снижении частоты в энергосистеме.
Мобилизация резервов мощности позволяет:
- сократить длительность работы энергосистемы с пониженной частотой;
- ускорить синхронизацию частей энергосистемы при ее разделении;
- уменьшить длительность процесса восстановления частоты и
продолжительность отключений потребителей устройствами АЧР.
Агрегаты ТЭС обладают наибольшей приемистостью по регулированию
мощности агрегатов. Не полностью загруженные паровые турбины, имеющие
оперативный резервный запас мощности согласно директивным материалам [4] не
должны работать с введенными ограничителями мощности, а персонал должен
иметь четкие указания о порядке операций по обеспечению заданного увеличения
производительности пара котлов в аварийных ситуациях.
На ТЭС, снабженных системами автоматического управления мощностью
(САУМ), при снижении частоты должна быть исключена возможность
компенсации действия АРЧВ агрегатов и обеспечиваться полная и быстрая мобилизация
имеющихся резервов мощности (рис. 2.11).
Директивными материалами [1, 2] запрещена работа таких систем без
частотных корректоров, которые подают на вход системы управляющий сигнал по
отклонению частоты с коэффициентом усиления, равным величине, обратной ста-
тизму АРЧВ данного агрегата.
Процесс изменения мощности агрегата при аварийном изменении частоты с
учетом реакции котла, турбины и их систем регулирования (первичное
регулирование) представляет сумму двух процессов:
- изменения мощности за счет аккумулированной теплоты (1);
- изменения мощности при регулировании котла, т.е. подачи топлива (2).
66

Глава 2. Работа электростанций при снижении частоты
Рис. 2.11. Экспериментальные кривые изменения мощности энергоблока
при аварийном снижении частоты.
Результирующая кривая 3 первичного регулирования агрегата состоит из
четырех характерных участков:
аб - при быстром открытии регулирующих клапанов турбины под действием
АРЧВ мощность (0,5 - 0,6 от возмущения) изменяется при одновременном
быстром снижении давления перед турбиной (в общем паропроводе). Рост
мощности определяется увеличением открытия клапанов в части высокого
давления (ЧВД) турбины и ограничивается снижением давления перед турбиной;
бв - мощность (за счет аккумулированного тепла) изменяется монотонно (по
экспоненте с постоянной времени промперегрева) до конечного значения за счет
изменения производительности котла;
вг - давление и соответственно мощность остаются неизменными или несколько
снижаются действием топочной части котла;
гд - давление восстанавливается и мощность возрастает по экспоненте
постоянной времени котла {Тк = 80-200 с) до установившегося значения.
При отсутствии регулирования производительности котла процесс снижения
мощности после ее первоначального подъема (пунктир) за счет аккумулирующей
способности котла происходит с той же постоянной времени котла.
Агрегаты ГЭС, несущие нагрузку с резервом мощности, имеют
инерционность регулирования гидротурбин примерно на порядок больше, чем паровых
турбин, поэтому, при снижении частоты, на многих ГЭС применяются
специальные устройства ускорения набора нагрузки (ускорение регуляторов скорости).
Гидроагрегаты, работающие в режиме синхронных компенсаторов (СК), при
снижении частоты должны иметь устройства автоматического перевода их в
генераторный режим. Ввод их резервной мощности, в зависимости от типа
агрегатов, достигается за 10 - 30 с.
Гидроагрегаты, находящиеся в резерве, должны быть в состоянии готовности
67

Глава 2. Работа электростанций при снижении частоты
к немедленному автоматическому пуску из неподвижного состояния с
последующим набором мощности. Ввод их резервной мощности, в зависимости от типа
агрегата, достигается за 30 - 90 с.
Гидротурбины (насос-турбины) с закрытым направляющим аппаратом
должны находиться под напором при полностью открытых затворах на водоприемнике
и в отсасывающей трубе. На высоконапорных гидроэлектростанциях с напором
300 м и более, а также с напором от 200 до 300 м при числе часов использования
менее 3000 предтурбинные и встроенные кольцевые затворы на резервных
гидроагрегатах должны быть закрыты.
На ГЭС с напором ниже 200 м предтурбинный затвор на резервном агрегате
не должен закрываться, если он не выполняет оперативные функции.
Гидроагрегаты, работающие в режиме синхронного компенсатора, должны
быть готовы к немедленному автоматическому переводу в генераторный режим.
При работе гидроагрегата в режиме СК рабочее колесо турбины должно быть
освобождено от воды (имеющиеся предтурбинные затворы должны быть
закрыты).
Энергоблоки АЭС обладают достаточно широкими маневренными
характеристиками, обусловленными высокими скоростными показателями системы
регулирования ядерного реактора, малым запаздыванием процессов нейтронной
кинетики и теплообмена, определяющих изменение мощности энергоблока. Кроме
того, блоки АЭС имеют лучшие динамические свойства, чем блоки ТЭС, за счет их
положительного регулирования при изменении температуры на входе и выходе
реактора (Раб). Динамические характеристики агрегатов АЭС более
благоприятны, чем у блоков ТЭС, удовлетворительное качество переходных процессов при
регулировании основных внутри блочных параметров дают возможность
привлекать эти агрегаты для управления как нормальными, так и аварийными режимами
энергосистем.
Поэтому разработаны различные системы регулирования энергоблоков АЭС,
как обеспечивающих работу энергоблоков в регулировочном режиме (их участие
в первичном регулировании частоты), так и в базисном режиме, не зависящем от
уровней изменения частоты.
В первом случае при изменении режимных параметров (как правило,
давления перед турбиной) действием автоматического регулятора мощность реактора
изменяется и приводится в соответствие с положением регулирующих клапанов
турбины, определяемым действием АРЧВ. Во втором случае мощность реактора в
установившемся режиме не зависит от 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 РДС, воздействующих на регулирующие клапаны турбины.
В настоящее время агрегаты АЭС практически всегда (особенно, в осенне-
зимний период) несут постоянную максимальную нагрузку, т.е. оперативный
резервный запас мощности для регулирования частоты и мощности на них, как
правило, отсутствует. Такой режим работы АЭС, исключающий участие этих
агрегатов в первичном регулировании частоты и мощности, как в нормальных, так и в
аварийных режимах, обусловлен в настоящее время повышенными требованиями
68

Глава 2. Работа электростанций при снижении частоты
радиационной безопасности и рядом других причин.
Одной из основных причин является то, что топливо для ВВЭР-1000
изготавливается и поставляется в виде тепловыделяюших сборок (ТВС). ТВС
предназначены для генерирования тепловой энергии и передачи ее потоку теплоносителя в
активной зоне реактора. Активная зона реактора ВВЭР-1000 состоит из 163 ТВС,
которые в процессе эксплуатации в реакторе неподвижны [5]. Регулирование
ядерной реакции, поддержание заданной мощности реактора, переход с одного
уровня мощности на другой и остановка реактора осуществляется вертикальным
перемещением органов регулирования системы управления и защиты (ОР СУЗ) в
активной зоне. Для каждой ТВС ОР СУЗ представляют собой сборку из 18
поглощающих стержней (ПС).
Согласно требованиям нормативного документа "Комплект кассет ВВЭР-
1000. Каталожное описание, таблица 9, п. 1.4.1.", указано, что: "всякое
увеличение мощности более чем на 2 % из любого промежуточного уровня до любого
стационарного значения считается циклом нагружения. За время эксплуатации
ТВС допускается 70 таких циклов. Превышение допустимого количества циклов
нагружения может привести к повреждению ТВС, что влечет за собой увеличение
радиоактивных выбросов в атмосферу, вынужденному останову блока и выгрузке
поврежденных ТВС до окончания топливной компании реактора".
Таким образом, условия эксплуатации ТВС реакторов ВВЭР-1000 не
позволяют им участвовать в регулировании электрических режимов работы
энергосистем. 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 существенно осложняет проблему предотвращения и
ликвидации тяжелых системных аварий при глубоких снижениях частоты.
С начала 1998 года на предприятиях России началось изготовление и
поставки на АЭС усовершенствованных тепловыделяющих сборок ТВСА (ТВС-2), в
конструкции которых реализован целый ряд инновационных технических
решений, направленных на улучшение термомеханики сборки в активной зоне. В
частности, введен постоянно действующий силовой каркас с применением новых
циркониевых сплавов, обладающими повышенными прочностными
характеристиками и радиационной стойкостью. Жесткость нового силового каркаса, даже в
случае полного исключения подкрепления со стороны ТВЭЛов, достаточна для
обеспечения геометрической стабильности ТВСА в составе активной зоны. Это
позволило исключить дополнительные внутренние напряжения, возникавшие за
счет разницы коэффициентов линейного расширения материалов сборки.
Новые ТВСА представляют собой трубки из сплава циркония, заполненные
таблетками из спеченного диоксида урана (ТВЭЛы) и оксида гадолиния (ТВЭГи),
герметизированные заглушками посредством сварки.
Применение ТВЭГов позволяет улучшить энергетическое распределение по
тепловыделяющей сборке и повысить безопасность активной зоны.
Для большего представления о конструктивных параметрах
тепловыделяющих сборок, об условиях работы конструкций тепловыделяющих сборок в
активной зоне реакторов, основные технические характеристики активной зоны и
ТВСА ВВЭР-1000 приведены в таблице 2.9.
69

Глава 2. Работа электростанций при снижении частоты
Таблица 2.9. Основные технические характеристики
активной зоны реактора и ТВС А ВВЭР-1000.
Топливный цикл (количество циклов и их длительность в годах)
Тепловая мощность
Температура воды на входе в реактор, С
Температура воды на выходе из реактора, С
Общий вес урана в активной зоне, кг
Давление воды в реакторе, кгс/кв.см.
Среднее обогащение топлива подпитки, %
Количество ТВС в активной зоне, шт.
Количество ежегодно заменяемых ТВС, шт.
Среднее выгорание выгруженного топлива, МВт.сут/кги
Длина ТВС, мм
Полная масса ТВС, кг
Номинальная масса урана в ТВС, кг
Количество ТВЭЛ в ТВС, шт.
Количество ТВЭГ в ТВС, шт.
4x1
3000
290
320
71
159
4,2
163
42
50
4570
710
435
306
6
5x1
3200
290
320
78
159
4,9
163
36
58
4570
740
465
303
9
Приведенные основные технические характеристики ТВСА позволяют
оценить монументальность и в то же время, хрупкость такой важной и ответственной
составляющей активной зоны реактора ВВЭР-1000.
Ныне, внедряются более совершенные ТВС-АЛЬФА (ТВС-2М), которые
позволят повысить коэффициент использования топлива на 4 - 5 % (уровень
выгорания до 68 МВт в сут./кг урана по ТВС). Изменения коснулись и ТВЭЛов с
оболочкой меньшей толщины и топливных таблеток без центрального отверстия, что
повысило ёмкость урана в новых ТВС. Это позволяет существенно увеличить
массу топлива, уровень его выгорания, а также обеспечить срок эксплуатации
сборок в пятигодичном топливном цикле. К сожалению, все эти технологические
усовершенствования ТВС, приблизившие их техническое качество к мировым
требованиям надежности эксплуатации, не улучшили управляемость реакторов
ВВЭР-1000 в аварийных режимах энергосистем.
В настоящее время проводятся работы по созданию топливных кассет
третьего поколения, с применением керамических разделительных элементов, которые
позволят улучшить водно-урановое соотношение, обеспечить межкассетное
перемешивание теплоносителя, а также вдвое увеличить возможность
управляемости реакторов ВВЭР-1000 - до уровня 4 % от установленной мощности.
Приведенная таблица 2.9. показывает, что реакторы ВВЭР, международное
название PWR (Pressurized Water Reactor), которые используют во внутреннем
контуре дистиллированную воду под давлением и в качестве замедлителя
нейтронов, и в качестве теплоносителя, требуют значительного и высокотехнологичного
обогащения уранового топлива. Кроме того, отработанные отходы облученного
ядерного топлива (ОЯТ) реакторов PWR/ВВЭР представляют собой достаточно
обогащенный уран (содержание изотопа-235 намного выше природного) со
значительной примесью плутония. Поэтому, проблемы обеспечения ядерной
безопасности такого радиоактивного топлива достаточно сложные - его захоронение
70

Глава 2. Работа электростанций при снижении частоты
возможно только в специальных, дорогостоящих хранилищах с многолетним
сроком эксплуатации и технологического обслуживания (здание, оборудование,
транспорт, персонал и др.).
Рассмотрим распространение реакторов АЭС (эксплуатируемых и
сооружаемых), их мощности и доли в общей генерации в странах мира (таблица 2.10.).
Таблица 2.10. Соотношение мощности реакторов АЭС (нетто)
от суммарной мощности электростанций (%) в странах мира (начало 2006 г).
№
Пп
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
-
Страна
Аргентина
Армения
Бельгия
Болгария
Бразилия
Венгрия
Великобритания
Германия
Индия
Иран
Испания
Канада
КНДР
Корея Южная
Литва
Мексика
Нидерланды
Пакистан
Россия
Румыния
Словакия
Словения
США
Тайвань
Украина
Финляндия
Франция
Чехия
Швейцария
Швеция
ЮАР
Япония
Всего
В эксплуатации
число
блоков
2
1
7
4
2
4
23
17
15
-
9
18
9
20
1
2
1
2
31
1
6
1
103
6
15
4
59
6
5
10
2
55
441
мощность
МВт
935
376
5824
2722
1901
1755
11852
20339
3040
-
7588
12599
6572
16810
1185
1310
449
425
21743
655
2442
656
98145
4904
13107
2676
63363
3368
3220
8910
1800
47593
368264
Сооружаются
Число
блоков
1
-
-
2
-
-
-
-
8
1
-
-
3
-
-
-
-
1
4
1
-
-
-
2
2
1
-
-
-
-
-
1
27
Мощность
МВт
692
-
-
1906
-
-
-
-
3602
915
-
-
3000
-
-
-
-
300
3755
655
-
-
-
2600
1900
1600
-
-
-
-
-
866
21811
Доля
ядерной
энергетики, %
6,9
42,7
55,6
44,1
2,4
37,2
19,9
31,0
2,8
-
19,6
14,6
2,0
44,7
69,6
5,0
3,9
2,8
15,8
8,6
56,1
42,4
19,3
20,3
48,5
32,9
75,8
30,5
32,1
44,9
5,5
29,3
-
71

Глава 2. Работа электростанций при снижении частоты
Энергоблоки АЭС с реакторами CANDU (CANada Deuterium Uranium/
Канадский дейтериево-урановый реактор), допускают более высокую степень
регулирования частоты и мощности. Эти реакторы используют во внутреннем контуре
дейтерированную ("тяжелую", D2O) воду, как в качестве замедлителя нейтронов,
так и в качестве теплоносителя. Также они могут работать на природном (0,7 %)
уране-235, без дополнительного обогащения, что снижает стоимость топлива.
Среди преимуществ тяжеловодных реакторов отмечается, что стоимость
производства ядерного топлива для них более чем в 2 раза меньше, чем для ВВЭР,
поскольку отсутствует стадия конверсии и обогащения урана, что составляет,
соответственно, примерно 6 % и 36 % от стоимости всего цикла производства
свежего ядерного топлива для PWR/ВВЭР. Кроме того, замену отработанных ТВС,
конструкция которых отличается простотой и низкой стоимостью, можно
осуществлять без остановки реактора. Но самым ценным преимуществом является
то, что CANDU могут "сжигать" отработанное топливо реакторов PWR/ВВЭР, с
содержанием урана-235 - 0,9 % и плутония-239 - 0,6 %, чем: увеличивают
объемы доступных энергоносителей, уменьшают количество отходов ОЯТ и
повышают эффективность использования ядерного топлива.
Частичный переход на реакторы CANDU дает значительные преимущества в
развитии энергетики любой страны:
1. наличие реакторов CANDU может освободить страну от мало реального, а
может и не нужного строительства предприятия по обогащению урана для ВВЭР;
2. реакторы CANDU могут в качестве топлива использовать не переработанные
отходы ОЯТ реакторов ВВЭР, чем освобождают страну от строительства
дорогостоящих хранилищ отходов ОЯТ с долговременным обслуживанием;
3. отходы ОЯТ реакторов CANDU, это обедненный уран (изотоп урана-235 ниже
природного) с весьма малой примесью плутония, поэтому, проблемы
безопасности таких отходов топлива не существует, ведь его захоронение возможно с
минимальной предварительной переработкой или вообще без переработки;
4. реакторы CANDU обеспечивают параллельное использование ГЭС в качестве
предприятий по производству тяжелой воды для нужд ядерной энергетики.
Следует отметить, что самые первые промышленные мощности по выработке
тяжелой воды были созданы в 1930-е годы на ГЭС Норвегии.
Всемирная ядерная ассоциация считает, что ядерно-топливный цикл АЭС на
основе технологии DUPIC (прямое использование ОЯТ реакторов PWR/ВВЭР в
канальных реакторах типа CANDU):
- на 70 % уменьшает количество активных отходов от реакторов PWR/ВВЭР;
- на 30 % снижает потребности в уране.
Кроме того, в решении мировых проблем нераспространения ядерного
оружия, ядерно-топливный цикл для реакторов типа CANDU также имеет явные
технологические преимущества. Так, в технологии ядерно-топливного цикла
реакторов PWR/ВВЭР существуют две стадии, достаточно опасные с точки зрения
нераспространения ядерного оружия - обогащение и переработка ОЯТ.
Технология DUPIC в ядерно-топливном цикле реакторов CANDU, не
предполагает химического разделения тяжелых металлов, в первую очередь -
плутония, который мог бы попасть в руки международных террористов.
72

Глава 2. Работа электростанций при снижении частоты
Для использования в реакторах CANDU, ОЯТ легководных реакторов PWR,
требуется только механическая обработка при изготовлении конструктивно
простых ТВС для CANDU. Такая обработка обходится гораздо дешевле, чем
традиционная сложная переработка ОЯТ.
Эти работы проводятся в рамках международной программы по
инновационным ядерным реакторам и топливным циклам под эгидой МАГАТЭ в Республике
Корея, где в настоящее время эксплуатируется 16 реакторов PWR и 4 реактора
CANDU. Специалистами Республики Корея проведена технико-экономическая
оценка технологии DUPIC, определившая, что этот процесс имеет явные
преимущества в конкуренции с другими видами топливных циклов. Корейские
специалисты утверждают, что повторное использование ОЯТ реакторов PWR в
реакторах типа CANDU является ключевым элементом в обращении ОЯТ этой страны.
При начальной эксплуатации первых реакторов CANDU, некоторые
специалисты-ядерщики утверждали, что основным недостатком канадского канального
реактора типа CANDU и советского канального реактора типа РБМК, является
положительный коэффициент реактивности таких реакторов.
Положительный коэффициент реактивности определяет возможное
увеличение мощности реактора, вследствие изменения: плотности теплоносителя,
температуры замедлителя и температуры топлива и др. Например, в случае с потерей
теплоносителя, это может привести к несанкционированному разгону мощности
реактора.
Канадские разработчики варианта реакторов CANDU-6, которые построены
и успешно эксплуатируются в Румынии, устранили эти недостатки
усовершенствованием конструкции активной зоны и достигли нулевого коэффициента
реактивности. Недаром, за все годы эксплуатации реакторов типа CANDU, не было
зафиксировано аварий с серьезными радиологическими последствиями, как для
персонала АЭС, так и для населения.
Канадские разработчики реакторов CANDU продолжают адаптацию базового
проекта CANDU мощностью 700 МВт с улучшенными экономическими и
эксплуатационными параметрами и способностью к внутренней "самозащите". Такая
конструкция позволяет строить реакторы мощностью 400 - 1200 МВт с
использованием низко обогащенного уранового топлива (до 1,2 % урана) для:
- уменьшения размеров активной зоны, что должно привести к снижению
объемов тяжелой воды;
- возможного использования в качестве теплоносителя, обычной воды, вместо
тяжелой воды.
Известно, что стоимость тяжелой воды для современных реакторов
составляет 10 % эксплуатационных расходов. Недаром, ныне в 7 странах мира
эксплуатируется 44 реактора типа CANDU (Канада - 18, Индия - 15, Южная Корея - 4,
Аргентина - 2, Румыния - 2, Китай - 2, Пакистан - 1) и еще 4 - на этапе
строительства. Успешное продвижение технологии CANDU обеспечено тем, что их
вхождение на рынки других стран сопровождается широкой передачей
технологии и строительства заводов по производству топлива.
73

Глава 3. Автоматика ограничения изменений частоты
Глава 3. АВТОМАТИКА ОГРАНИЧЕНИЯ ИЗМЕНЕНИЙ
ЧАСТОТЫ.
Режимы работы энергосистем характеризуются двумя основными
параметрами - частотой сети и напряжением в ее узлах. Допустимые отклонения
этих величин от нормативных значений являются основными показателями
качества электрической энергии.
Частота в энергосистеме также является показателем равенства (баланса)
между суммарной активной мощностью турбоагрегатов электростанций и
суммарной мощностью нагрузок потребителей, включая потери мощности при
передаче в сети энергосистемы.
Нарушение баланса активной мощности может происходить вследствие
изменения суммарной мощности турбин электростанций или нагрузки
потребителей энергосистемы. Такой небаланс мощности вызывает изменение частоты в
энергосистеме, которое длится до восстановления баланса мощности,
соответствующего новому установившемуся значению частоты, синхронного
(одинакового) во всей энергосистеме [15, 25, 86]. При этом, основным
балансирующим средством до нового установившегося значения частоты является
регулирующий эффект нагрузки (частотный коэффициент нагрузки &н) и
автоматическое отключение нагрузки устройствами системы АЧР.
Дальнейшее восстановление частоты до номинального значения (полного
баланса активной мощности) осуществляется автоматическим или
оперативным воздействием на суммарную мощность турбин электростанций путем
изменения впуска энергоносителя (воды, пара).
Напряжения в узлах энергосистем определяются балансом суммарной
вырабатываемой реактивной мощности генераторов электростанций и суммарной
потребляемой реактивной мощности нагрузки, с учетом потерь мощности при
передаче в сети энергосистемы.
Нарушение этого баланса при увеличении выработки реактивной
мощности электростанций приводить к мгновенному повышению напряжения в
рассматриваемых узлах схемы, а при увеличении потребления реактивной
мощности - к снижению напряжения и балансу реактивной мощности на новых
установившихся значениях напряжения в узлах энергосистемы. При аварийных
уровнях напряжения сети ниже 60-70 % от номинальных значений, нарушается
устойчивая работа многих потребителей, особенно асинхронных двигателей.
Восстановление напряжения до номинальных уровней осуществляется
автоматическим или оперативным воздействием на изменение тока возбуждения
синхронных генераторов, компенсаторов (СК) и синхронных двигателей, на
изменение мощности специальных реактивных нагрузок (батарей статических
конденсаторов (БСК), управляемых реакторов и др.), а также изменение
коэффициентов трансформации силовых трансформаторов.
В аварийных режимах, например, при возникновении короткого
замыкания (к.з.), при аварийных отключениях элементов сети резко нарушается баланс
активных и реактивных мощностей в энергосистеме.
74

Глава 3. Автоматика ограничения изменений частоты
В различных условиях существования режима работы энергосистем
возможны разные варианты аварийных нарушений нормальных режимов работы и
различные способы их ликвидации, а также восстановления баланса мощностей
с применением автоматических устройств (рис. 3.1)
Нормальный
режим
Незначительные
нарушения
баланса мощности
Нарушение
баланса мощности
при сохранении
устойчивости
Нарушение устойчивости
(к.з., асинхронный режим)
Значительные дефициты
мощности с выделением
несбалансированных
районов
Послеаварийный
режим
Сохранение баланса
в отдельных районах
(UP, BP? АРЧМ)
Восстановление баланса
мощности без нарушения
устойчивости
(ГО, ГАО, ЧАВР ГЕС)
Прекращение аварийного
режима без деления системы
(БА, САОН, ОГ)
Вое становление
баланса мощности
выделенного района
(A4PJ, АЧРП, ЧДА)
\
'
Синхронизация
с энергосистемой
-* 1
Рис.3.1. Возможные аварийные нарушения нормального режима
энергосистем и их ликвидация.
На рис. 3.1. показано, что:
при незначительных небалансах мощности в энергосистемах достаточно
действия первичного и вторичного регулирования частоты и мощности для
восстановления нормального режима;
при увеличении небаланса мощности до сохранения устойчивости
энергосистем, нормальный режим восстанавливает оперативный ввод графиков
ограничения (ГО) или графиков аварийных отключений (ГАО), а также
автоматическое действие частотной автоматики включения резерва (ЧАВР) ГЭС;
при аварийном увеличении небаланса мощности до нарушения устойчивости
энергосистем, но без ее деления на части, нормальный режим
восстанавливает действие балансирующей автоматики (БА), а также специальная
автоматика ограничения нагрузки (САОН) и отключения генераторов (ОГ);
75

Глава 3. Автоматика ограничения изменений частоты
- при значительном увеличении небаланса мощности до нарушения
устойчивости энергосистем с делением на части, восстановление нормального режима
выделенных районов возможно при действии устройств системы АЧР-ЧАПВ,
вплоть до действия частотной автоматики деления (ЧДА).
Осуществить предотвращение развития аварийной ситуации тем легче, чем
быстрее будут приняты автоматические или оперативные мероприятия по
ликвидации нарушения нормального режима и восстановления баланса активных и
реактивных мощностей в энергосистеме.
В любой энергосистеме баланс активных мощностей при заданной частоте
может существовать при различных вариантах распределения нагрузок между
параллельно работающими генераторами, но только один из них может быть
экономически наиболее выгодным - оптимальным. На обеспечение
оптимального режима работы направлена повседневная работа персонала энергосистем,
поскольку с изменением активной нагрузки меняется и оптимальное
распределение мощности между параллельно работающими генераторами [15, 83].
Известно, что потери активной мощности возрастают:
- в последовательном элементе сети (характеризующимся активным и
реактивным сопротивлением - ЛЭП и др.) пропорциональны квадрату полного тока;
- в параллельном элементе (трансформаторы, конденсаторы, потери в ЛЭП на
корону и др.) - возрастают с увеличением уровней напряжения.
Поэтому, суммарные затраты на выработку электроэнергии зависят не
только от распределения активной мощности, но также и от уровней
напряжения и перетоков реактивной мощности.
Итак, в любой энергосистеме установившийся режим характеризуется
балансом мощностей (суммарная мощность генерации равна суммарной нагрузке
потребителей энергосистемы (РТ = Рн), включая потери в сети), который в
нормальном режиме сохраняется при номинальной частоте 50 Гц [1, 2, 27, 68, 74].
Нормативные или аварийные нарушения баланса мощностей в
энергосистеме вызывает изменение уровней частоты: если РГ < Рн, то частота снижается,
если Рг > Рн то частота повышается.
Таким образом, нарушение баланса мощностей в энергосистеме может
происходить как при изменении мощности генерации электростанций, так и
при изменении нагрузки потребления. При автоматическом регулировании
режима энергосистемы должны выполняться основные функции устройств:
- поддержание заданных уровней частоты в энергосистеме и напряжения в
контролируемых узловых точках сети, что способствует повышению качества
электроэнергии;
- поддержание оптимального (экономически наиболее выгодного)
распределения активных и реактивных нагрузок между параллельно работающими
генераторами, а также оптимального состава работающих агрегатов;
- повышение устойчивой, надежной работы энергосистем и бесперебойного
энергоснабжения потребителей, предотвращением аварийных нарушений
нормальных режимов и ускорением ликвидации аварийных ситуаций.
В соответствии с возникшим небалансом мощности (дефицит или избыток)
и изменением значений частоты (соответственно, снижение или повышение), в
76

Глава 3. Автоматика ограничения изменений частоты
энергосистемах установлены автоматические устройства ограничения
изменений частоты (АОИЧ), отличающиеся назначением и принципом действия:
- автоматика ограничения снижения частоты (АОСЧ);
- автоматика ограничения повышения частоты (АОПЧ).
Как и все существующие автоматики энергосистем, автоматики,
составляющие системы АОСЧ и АОПЧ, по своему назначению, условно делятся на
технологические автоматики и системные автоматики [11, 15, 76].
К технологическим автоматикам относятся автоматики, обеспечивающие
сохранение баланса мощности, непосредственным участием в контроле и
управлении технологическими процессами выработки генерации электрической
энергии на электростанциях (автоматики котла, турбины и другого
оборудования станций). В данном случае, к ним относятся устройства первичного (ПР) и
вторичного (ВР) регулирования турбоагрегатов, а также комплекс ЧАВР ГЭС.
К системным автоматикам относятся автоматики, обеспечивающие
надежность энергоснабжения при передаче и распределении электроэнергии,
участием в контроле и управлении общесистемными режимными параметрами
энергосистем (напряжение, частота, мощность). В данном случае, к ним относятся
устройства дополнительной автоматической разгрузки энергосистем ДАР и
ДАРС, а также, автоматик частотной разгрузки - АЧР, АЧРС, ЧАПВ и ЧДА.
Следует отметить условность такого деления автоматик по техническому
назначению, поскольку энергосистема - это объединенная совокупность
электростанций, электрических сетей и подстанций, поэтому нарушение в любой ее
части (котлы, турбины, элементы схемы сети и др.) отражается на нормальной
работе энергосистемы. Но, принятое деление способствует раздельной
концентрации знаний специалистов как для проектирования, конструирования и
внедрения аппаратуры соответствующих автоматик, так и для их освоения,
обучения, испытаний и периодического обслуживания.
3.1. Мероприятия по ликвидации дефицита активной мощности.
Технологически, величина нагрузки системы все время меняется как при
изменении мощности отдельных потребителей, так и при их подключении или
отключении. Поскольку мощность отдельных потребителей (или генераторов),
сравнительно, невелика по отношению к суммарной мощности современных
крупных энергосистем, то изменение мощности отдельных потребителей (или
генераторов), и даже их полное отключение или включение не приводит к
заметному нарушению баланса мощностей в энергосистеме. Поэтому, при
небольшом небалансе мощностей в энергосистеме (не более 2,5 %) возникают
незначительные отклонения частоты, которые успешно корректируют
регулирующие электростанции, имеющие достаточный вращающийся резерв
генерирующей мощности ТЭС (первичное регулирование).
Нарушение баланса мощностей в энергосистеме при изменении
генерирующей мощности электростанций может быть более значительным. При
аварийном отключении одного мощного генератора, а тем более, целой станции,
дефицит активной мощности больше объема вращающегося резерва генерации
ТЭС, поэтому частота будет продолжать снижаться. Остановленные турбоагре-
77

Глава 3. Автоматика ограничения изменений частоты
гаты ТЭС не могут принять участие в ликвидации нарушения режима с
дефицитом мощности, поскольку их пуск занимает несколько часов.
Эффективным источником резерва мощности энергосистемы являются
агрегаты ГЭС, которые могут быть достаточно быстро включены в сеть, с
последующим набором полной мощности. Поэтому на ГЭС выполняются
специальные устройства автоматики, которые обеспечивают автоматический пуск и
загрузку гидрогенераторов при снижении частоты - комплекс частотного
автоматического ввода резервов (ЧАВР). При незначительных дефицитах генерации
(до 5 - 6 %) сравнительно быстрый автоматический ввод резервов мощности
гидроагрегатов обеспечивает предотвращение снижения частоты сети до
аварийных уровней (49 Гц). А применение метода точной синхронизации или
самосинхронизации обеспечивает включение резервных агрегатов ГЭС с
последующим набором полной нагрузки в течение 1-2 мин., что является
эффективным средством поддержания частоты [5, 10, 28, 60, 62, 76].
Суммарная мощность генерации крупной ОЭС, значительна, по сравнению
с мощностью даже наиболее мощного генератора. Поэтому его отключение не
может привести к резкому дефициту мощности, т.е. совсем мала (зачастую,
невозможна) вероятность общего, охватывающего все объединение, глубокого
снижения частоты. Но в то же время в ОЭС существует множество узлов и
районов, получающих значительную часть энергии по линиям связи с ОЭС.
В результате развития аварийных ситуаций в ОЭС перегружаются,
питавшие дефицитные районы слабые линии электропередачи с нарушением
пределов статической устойчивости, вплоть до возникновения асинхронных режимов
и их отключения устройствами АЛАР. Т.е. существует вероятность
возникновения больших местных дефицитов мощности при аварийном отделении этих
узлов и районов, где возможны глубокие снижения уровней частоты в сети,
недопустимые как для потребителей, так и для самой энергосистемы.
В таких случаях применяются вынужденные мероприятия по аварийному
отключению нагрузки (САОН) части потребителей при отключении ряда линий
электропередачи. В общем случае, для ликвидации больших дефицитов
активной мощности и восстановления частоты до длительно допустимых уровней,
используются устройства АЧР по отклонению частоты. А восстановление
питания отключенных нагрузок осуществляется устройствами ЧАПВ.
При больших дефицитах активной мощности скорость снижения частоты
может быть настолько большая, что действие устройств АЧР по отклонению
частоты, технически, может быть неэффективным. Такие условия режима
работы энергосистем приводят либо к успешному, либо неуспешному действию
устройств частотной делительной автоматики (ЧДА) по выделению агрегатов
электростанций на питание механизмов собственных нужд. В случае
неуспешного действия ЧДА происходит полное погашение дефицитных районов.
Поэтому, в аварийных режимах с глубокими снижениями частоты
целесообразно применять быстродействующие устройства разгрузки с действием по
скорости снижения частоты:
- дополнительная автоматическая разгрузка по скорости снижения частоты
(ДАРС) при местных (локальных) дефицитах активной мощности;
78

Глава 3. Автоматика ограничения изменений частоты
- автоматическая частотная разгрузка по скорости снижения частоты (АЧРС)
при системных дефицитах активной мощности.
Значительная глубина снижения частоты с большой скоростью ее
снижения также может проявляться в отдельных районах энергосистем при выбеге
двигательной нагрузки. В таких случаях возможно ложное срабатывание
устройств АЧР по заданным уставкам частоты, поэтому для предотвращения их
действия должны применяться [1, 2, 17, 18, 36, 45] местные устройства
блокировки по скорости снижения частоты (БССЧ).
Выше перечисленные мероприятия по ликвидации дефицитов активной
мощности и применяемые для этого автоматические устройства балансировки
мощности режимов энергосистем образуют системную автоматику
ограничения снижения частоты (АОСЧ).
3.2. Автоматика ограничения снижения частоты.
Комплексная система АОСЧ предназначена для обеспечения живучести
энергосистем (ОЭС, ЕЭС) при возникновении значительного дефицита
активной мощности в отдельных их частях с возможным аварийным отделением и
глубоким снижением частоты [76]. Система АОСЧ должна охватывать любой
район, работающий изолированно или который может быть отделен от ОЭС
(ЕЭС) сечениями управляемого или самопроизвольного деления, с аварийным
дефицитом мощности, приводящим к недопустимому снижению частоты.
В условиях глубокого снижения частоты АОСЧ должна предотвращать:
- повреждения оборудования электростанций;
- нарушения безопасной и надежной работы АЭС;
- нарушения нормальной работы электроприемников потребителей;
- возникновения лавины частоты и напряжения с полным погашением
дефицитной части энергосистем.
В нормальных и аварийных режимах работы энергосистем система АОСЧ
должна обеспечивать:
- стабилизацию номинальных уровней частоты в нормальных рабочих режимах
энергосистем;
- прекращение процессов аварийного снижения частоты и её подъем до
длительно допустимого уровня по условиям работы оборудования и механизмов
собственных нужд электростанций;
- частичное или полное восстановление питания, аварийно отключенной
нагрузки потребителей, при нормализации частоты.
Обеспечение стабилизации уровней частоты при небалансах активных
мощностей РГ и Рн осуществляется с помощью устройств:
- автоматической мобилизации включенного резерва энергоблоков ТЭС
(первичного регулирования (ПР) и вторичного регулирования (ВР) мощности) -
для стабилизации уровня частоты в допустимых по частоте режимах;
- комплекса частотного автоматического ввода резервов (ЧАВР) агрегатов ГЭС
для предотвращения снижения частоты до уровня верхних уставок частоты
АЧР - при угрозе аварийных режимов энергосистем;
79

Глава 3. Автоматика ограничения изменений частоты
- системы автоматической частотной разгрузки (АЧР) по отклонению частоты,
в т.ч. АЧР по скорости снижения частоты (АЧРС) - при резком глубоком
снижении частоты ниже аварийного уровня;
- дополнительной автоматической разгрузки (ДАР), в т.ч. по скорости
снижения частоты (ДАРС) - при местных, аварийных дефицитах активной
мощности с большой скоростью снижения частоты;
- частотного автоматического повторного включения (ЧАПВ) отключенных
потребителей, при нормализации уровней частоты действием АЧР и других
автоматических или оперативных мероприятий;
- частотной делительной автоматики (ЧДА) электростанций для выделения
энергоблоков на нагрузку района и СН - при неэффективном действии АЧР.
Следует обратить внимание на то, что при отработке ЧДА особенно
опасными являются случаи выделения сбалансированных или мало избыточных
районов нагрузки и СН электростанций, в которых устройствами системной
АЧР1 отключаются значительные объемы нагрузки. В результате таких
отключений, при срабатывании ЧДА, выделяется резко несбалансированный район
нагрузки с большим избытком генерации, где частота, за несколько секунд,
может превысить предельное аварийно допустимое значение. В таких условиях,
стабилизировать частоту можно за счет ускоренного включения нагрузки
устройствами ЧАПВ, в том числе, по скорости повышения частоты (ЧАПВС), а
также отключением части генераторов.
Последовательность отработки автоматик ограничения снижения частоты
иллюстрируется на фоне экспонент снижения частоты при частотных
переходных процессах с разными дефицитами активной мощности (2,5, 5, 10 и 20) %,
(без участия разгрузочных автоматик энергосистемы) и с частотным
коэффициентом нагрузки кн = 2 (рис. 3.2).
В диапазоне частоты 50 - 49,8 Гц, при отклонении частоты от
номинального значения, первыми реагируют устройства нормированного первичного
регулирования агрегатов ТЭС, отрабатывая заданные нормативно допустимые
пределы регулирования частоты ± 0,2 Гц.
В следующем диапазоне частоты 49,8 - 49,6 Гц к регулированию частоты
подключается действие устройств общего первичного регулирования агрегатов
ТЭС, отрабатывая заданные аварийно допустимые пределы регулирования
частоты ±0,4 Гц.
С уровня частоты порядка 49,7 Гц и ниже (но на 0,2 Гц выше верхней
уставки частоты срабатывания устройств АЧР1) включается действие
следующей составляющей автоматики ограничения снижения частоты, которыми
являются устройства частотной автоматики включения резерва (ЧАВР) агрегатов
ГЭС.
Следует отметить, что уровни частоты в диапазоне 49,7 - 49,3 Гц, также
используются для пуска по отклонению частоты, схем измерения скорости
снижения частоты (ССЧ) в устройствах автоматик:
- дополнительной автоматической разгрузки по ССЧ (ДАРС);
- автоматической частотной разгрузки по ССЧ (АЧРС);
- блокировки АЧР1 по ССЧ (БССЧ) при выбеге двигательной нагрузки.
80

Глава 3. Автоматика ограничения изменений частоты
Рис.3.2. Частотные зоны действия АОСЧ при разных дефицитах мощности.
Ниже конечных значений частоты срабатывания устройств
быстродействующей АЧР1 (нижняя уставка АЧР1 по частоте) для каждой системы АЧР
ОЭС и ЕЭС, с учетом соответствующего интервала частоты (0,1 - 0,2 Гц),
должны быть заданы уставки частоты срабатывания устройств частотной
делительной автоматики (ЧДА).
Одним из эффективных средств автоматического ввода резервов активной
мощности является автоматический пуск газотурбинных установок (ГТУ), не
введенных в данный перечень из-за их, пока небольшого количества в
энергосистемах. При условии более широкого распространения эксплуатируемых
ГТУ, их действие должно учитываться (по времени пуска и полного набора
номинальной мощности) совместно с вводом резерва ТЭС.
Назначение, принцип действия, методики выбора уставок частоты (ССЧ) и
времени, а также работа остальных автоматических устройств, составляющих
комплекс АОСЧ (АЧР, ЧАПВ, ЧДА, ДАРС, АЧРС, БССЧ) подробно
рассмотрены в последующих главах.
8]

Глава 3. Автоматика ограничения изменений частоты
3.3. Мероприятия при ликвидации избытка активной мощности.
Незначительные изменения мощности отдельных генераторов (или
потребителей), и даже их полное включение или отключение не приводит к
заметному нарушению баланса мощностей в достаточно мощной энергосистеме.
Поэтому, при небольшом рассогласовании баланса мощностей в энергосистеме
(при избытке активной мощности не более 2,5 %) возникают незначительные
отклонения частоты, которые успешно корректируют регулирующие
электростанции, имеющие вращающийся избыток генерирующей мощности ТЭС (ПР).
Избыток активной мощности в энергосистеме при изменении
генерирующей мощности электростанций, может быть больше суммарного объема резерва
активной мощности первичного регулирования, поэтому, из-за недостатка
резерва ПР, частота будет продолжать повышаться. В таких случаях, для
ликвидации избытка активной мощности энергосистемы, когда частота повышается
до аварийного недопустимого уровня и выше, применяются вынужденные
мероприятия по аварийному отключению генерации (ОГ) электростанций.
3.4. Автоматика ограничения повышения частоты.
В текущих режимах работы энергосистем или их частей с избытками
активной мощности электростанций частота может превышать установленный
кратковременно допустимый для оборудования уровень (50,5 Гц), а также, и
аварийно недопустимый (51 Гц и выше). В таких условиях недопустимого
повышения частоты в энергосистеме возможны случаи нарушения исправного
состоянии оборудования электростанций (резонансные колебания лопаточного
аппарата турбин, вибрации роторов турбин, а также повышенная индукция и
вибрация обмоток генераторов, особенно в лобовых частях).
Для предотвращения недопустимого превышения уровней частоты и
обеспечения сохранности оборудования ТЭС и ГЭС применяются устройства
автоматики ограничения повышения частоты (АОПЧ) [27, 68, 69, 74, 76].
Ввиду малых номинальных значений частоты вращения и медленного
действия регуляторов турбин ГЭС, при избытке генерирующей мощности в
энергосистеме, частота вращения гидротурбин может превышать номинальные
значения более, чем на 10 - 12 %. Вместе с тем, такое аварийное превышение
номинальной частоты вращения (10 - 12 %) считается максимально допустимым
для турбин ТЭС, поэтому, в соответствии с [4, 8, 76], при достижении таких
значений частоты вращения должны срабатывать автоматы безопасности
турбин ТЭС и закрывать подачу пара. При этом, вводятся мероприятия по
торможению турбины (срыв вакуума), генератор отключается от сети, во избежание
его перехода в режим синхронного двигателя.
Поэтому основным средством, предотвращающим опасное повышение
частоты в энергосистеме, является своевременное отключение генерации (ОГ)
агрегатов ГЭС. В энергосистемах, где турбоагрегаты ТЭС работают параллельно
с агрегатами ГЭС, устройства АОПЧ должны, в первую очередь, отключать
часть генераторов ГЭС по заданным уставкам частоты (52 - 53 Гц) или скорости
ее повышения. В таких случаях, также возможно применение устройств,
действующих на отделение части энергосистемы с ТЭС (с примерно сбалансиро-
82

Глава 3. Автоматика ограничения изменений частоты
ванной нагрузкой) по заданным уставкам ЧДА, от части энергосистемы с ГЭС.
Ограничение повышенных уровней частоты и разделение энергосистемы
выполняется АОПЧ, устанавливаемой на ГЭС, которая имеет три
последовательных ступени с частотами срабатывания fH0M<fcPi <ЛР2 <./сРз, что необходимо
для обеспечения эффективности и качества управления генерацией ГЭС [27,
59]. Выполнение такой АОПЧ предусматривает ступенчатое действие:
-1-я (грубая) ступень АОПЧ быстро отключает большую часть ГЭС;
- 2-я ступень отключает меньшую часть ГЭС для повышения точности АОПЧ,
из-за трудности оценки реального отключения, при непредсказуемости
аварийных ситуаций;
-3-я ступень резервирует действие первых 2-х ступеней АОПЧ и при
повышении частоты отключает связи между ГЭС и ТЭС с выделенной нагрузкой.
В узлах энергосистем, питающихся только от ГЭС, должны
предусматриваться устройства АОПЧ, ограничивающие аварийное повышение частоты до
значений не более 60 Гц, отключением части гидроагрегатов для обеспечения
нормальной работы двигательной нагрузки потребителей.
В узлах энергосистем, питающихся только от ТЭС, должны
предусматриваться устройства АОПЧ, ограничивающие длительное повышение частоты
величиной, при которой нагрузка энергоблоков не выходит за пределы их
регулировочного диапазона. В узлах энергосистем, выделяемых на избыточный район
нагрузки и СН ТЭС или ГЭС, для предотвращения большой СПЧ после
действия уставок ЧДА, возможно применение действия устройств ЧАПВ на
включение нагрузки, отключенной устройствами системной АЧР1 (рис. 3.3).
51-
50
е
о
ш
^ 49-
4В
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30
Время, с
Рис. 3.3. Ликвидация избытка активной мощности выделенного района
действием устройств ЧАПВ в локальной схеме ЧДА Киевской ТЭЦ-5.
83

Глава 3. Автоматика ограничения изменений частоты
Такое включение устройств ЧАПВ, используемое в качестве устройства
АОПЧ, может осуществляться действием:
- ЧАПВ с минимальными уставками по отклонению частоты и времени;
- устройств ЧАПВ с уставками по скорости повышения частоты (ЧАПВС).
На рис. 3.3, изломы верхней части кривой частоты переходного процесса
показывают моменты включения нагрузки очередями таких устройств ЧАПВ с
ускоренными уставками частоты и времени.
Методика выбора уставок частоты (СПЧ) и времени, а также работа
устройств составляющих АОПЧ (ЧАПВ, ЧДА, ЧАПВС) подробно рассмотрены
в последующих главах книги.
3.5. Время действия составляющих АОСЧ и АОПЧ
при изменениях частоты.
Различия в конструктивном исполнении и технических возможностях
разных составляющих устройств АОСЧ и АОПЧ при глубоких изменениях
частоты не могут обеспечить: возможность быстрой и эффективной ликвидации
дефицита или избытка мощности, а также ускоренной стабилизации частотного
переходного процесса и восстановления нормативных уровней частоты.
Увеличение продолжительности частотных переходных процессов в
аварийных ситуациях особенно зависит от задержек времени действия разных
составляющих АОСЧ и АОПЧ (рис. 3.4).
о
1Г
чп.
ЛО
пуск
АШЛ
рабе
АЧР
4В
Кзщ
\
\
1 \
1 \
1 ч
аТ
f CK I
ЗР
\
\
LP+
\|
J
Г
7Ш1
/ра<
1бота
> ГЭ
в
ravci
юта ]
A4J
С
>Р
<ЧА
W+
Jli
пр
^-01
абот
гт
и ч;
кл. н
гЭ
to***
ИГуСК
i4A
ICTO
асос
-CK
пу
г^*^
11Р-
ПВ
ге и
ш Гл
-А]
ж А
раб(
ИЖ(
^ЭС
DTP
ЭПЧ
та Е
■yci
ГЭС
р-
авк
и в
Г^
)ЗВ[
ЧП
>ата
ГЭС
пг
О 2 4 6 В 10 12 11 16 18 20 22 21 26 28 30 32 34 36 38 40
Время, сек.
Рис. 3.4. Пример вариантов временных интервалов действия составляющих
АОСЧ и АОПЧ при глубоких изменениях частоты
(пунктирная линия - связь уставок частоты и уставок времени начала
действия соответствующих автоматик).
84

Глава 3. Автоматика ограничения изменений частоты
На рисунке изображена смоделированная типовая кривая глубокого
снижения частоты в энергосистеме при отключении нагрузки (ОН) устройствами
системной АЧР1, до действия устройств ЧДА. Таким образом, после действия
устройств ЧДА, в локальной схеме выделенного района нагрузки и СН
электростанции, где уже предварительно сработали очереди АЧР1 по системному
фактору, образуется резкий избыток мощности. Такой режим
несбалансированности выделенного района энергосистемы приводит к резкому подъему частоты.
Графическая кривая этого процесса, в общем случае, предоставляет
возможность проследить смоделированное последовательное действие всех
задействованных автоматик разгрузки и загрузки, до и после момента действия ЧДА:
- первичного регулирования (ПР) ТЭС;
- быстродействующей автоматической частотной разгрузки (АЧР1);
- медленно действующей автоматической частотной разгрузки (АЧРП);
- частотной автоматики включения резерва (ЧАВР) ГЭС;
- автоматики ограничения снижения частоты (АОСЧ);
- автоматики ограничения повышения частоты (АОПЧ);
Рассмотрим последовательность срабатывания основных составляющих
АОСЧ и АОПЧ в процессе ликвидации дефицита мощности и восстановления
частоты в частотном переходном процессе с конечным избытком мощности.
При снижении частоты ниже номинального уровня 50 Гц (на кривой -
точка 49,75 Гц) срабатывает уставка частоты запуска автоматического регулятора
частоты вращения (АРЧВ) первичного регулирования энергоблоков ТЭС.
Начало зоны активного действия ПР ТЭС определяется задержкой времени,
обусловленной наличием зоны нечувствительности первичного регулятора,
люфтов в системе регулирования, инерционности сервопривода и объемов
пара. Поэтому, активная зона действия ПР проявляется только через 5 - 10 с от
начала частотного переходного процесса, что и показано соответствующей
точкой на восходящей кривой (после действия устройств системной АЧР).
При дальнейшем снижении частоты (на кривой - точка 49,5 Гц)
срабатывает единая уставка пуска устройств ЧАВР ГЭС. Среди этих автоматик
наиболее быстродействующим является автоматический ввод резерва (АВР)
работающих агрегатов ГЭС (ускорение регуляторов скорости), в которых начало зоны
активного действия АВР ГЭС определяется:
- временем большего открытия направляющего аппарата;
- увеличения рабочего объема воды в камере турбины;
- дополнительного разворота гидротурбины - в течение 3 - 5 с.
Следующей из ЧАВР ГЭС, по времени ввода в активную работу, является
автоматика отключения насосного (нагрузочного) режима агрегатов ГАЭС при
снижении частоты, которая применяется для снижения активной нагрузки в
энергосистеме, сродни действию устройств АЧР. Однако, в данном режиме, эта
составляющая ЧАВР (как и остальные, последующие) запускается по единому
отклонению частоты, но не успевает сработать по времени, из-за резкого
повышения частоты до уставок частоты возврата этих устройств.
Следует отметить, что плановое или аварийное отключение двигательной
(насосной) нагрузки агрегатов ГАЭС нельзя выполнять мгновенно, во избежа-
85

Глава 3. Автоматика ограничения изменений частоты
ние обратного гидравлического удара на лопасти турбин и возможного
скручивания вала. Для смягчения этого действия, предварительно автоматически
прикрываются створки направляющего аппарата турбины (в течение 10 - 12 с) и
только после этого агрегат Г АЭС отключается от сети.
Почти одновременно вступает в действие автоматика перевода
гидроагрегатов, работающих в режиме синхронного компенсатора (СК), в генераторный
режим (АПГР). Начало зоны активного действия СК-АПГР ГЭС определяется:
- временем открытия направляющего аппарата турбины;
- заполнения водой рабочей камеры турбины;
- рабочего разворота гидротурбины;
поэтому продолжительность такого процесса происходит в течение 12 - 15 с.
Последним из устройств ЧАВР ГЭС, по времени активного действия,
является автоматический частотный пуск (АЧП) резервных агрегатов (холодный
резерв). Начало зоны активного действия устройств АЧП ГЭС, определяется:
- временем открытия направляющего аппарата, разворота агрегатов и
возбуждения гидротурбин;
- временем синхронизации гидроагрегата для включения в электрическую сеть,
поэтому, продолжительность такого процесса происходит в течение 25 - 30 с.
Во избежание затемнения рисунка на восходящей кривой графика,
возможным действием составляющих ЧАВР, которые после пуска возвращены по
уровню частоты в исходное состояние:
- отключение двигательного режима насосов ГАЭС;
- перевод агрегатов из состояния СК в генераторный режим (АПГР);
- автоматический частотный пуск (АЧП) агрегатов ГЭС;
время их действия показано вертикалями, в правой нижней части рисунка.
При дальнейшем снижении частоты до уставок срабатывания устройств
системной АЧР1 - 49 Гц и в интервале частоты 49 - 48 Гц каждая очередь АЧР1
работает с суммарной задержкой времени около 0,5 с (с временем работы реле
частоты - 0,1 с, задержки реле времени на срабатывание реле - 0,3 с и времени
работы выключателя - 0,1 с).
В динамическом движении торможения, система по инерции опускается
ниже уровня частоты 48 Гц, где при частоте 47,5 Гц срабатывают устройства
ЧДА и после суммарной задержки времени (полная ликвидация торможения
системы) отделяют от энергосистемы резко несбалансированный район
нагрузки и собственных нужд генератора (электростанции). При избытке активной
мощности около 10 %, генераторы выделенного района резко повышают
частоту вращения, создавая частотный переходный процесс со скоростью
повышения частоты около 0,3 Гц/с.
Восстановление частоты происходит по экспоненциальному закону из-за
увеличения нагрузки действием частотного коэффициента нагрузки кн.
Существенную помощь в восстановлении частоты оказывает срабатывание по
времени устройств АВР ГЭС (на кривой - 4,6 с), устройств первичного
регулирования ТЭС (6,5 с), а также очередей несовмещенной АЧРП (5 с и 8 с).
Остальные очереди несовмещенной АЧРП при частоте 49,1 - 49,2 Гц
возвращаются в исходное состояние готовности, а на уровне частоты 49,6 - 49,7 Гц
86

Глава 3. Автоматика ограничения изменений частоты
происходит возврат в исходное состояние устройств перевода СК-АПГР ГЭС и
устройств АЧП ГЭС.
А в избыточном по мощности режиме, при частоте сети выше
номинального значения (50,2 Гц) происходит обратный запуск управляемости
регулятора турбины на снижение частоты вращения (ПР-), начало активного действия
которого проявляется на кривой в точке 17 с.
Дальнейшее повышение аварийного уровня частоты выше 50,5 Гц
запускает по частоте устройства АОПЧ:
- для возможного немедленного отключения генераторов (ОГ) или
- после допустимых 10 с, их отключит технологическая защита турбины.
А также, при повышенных уровнях частоты, возможна работа устройств
ЧАПВ на уставках частоты 49,8 - 50 Гц с максимальными задержками времени
(при использовании регулирующего возврата реле по частоте ЧАПВ).
На рис. 3.3. показан графический анализ действия устройств АОСЧ и
АОПЧ только одного из множества возможных режимов аварийного изменения
частоты. Естественно, что в практике эксплуатации возможны различные
аварийные режимы с разной скоростью динамического изменения частоты. Но
действия пуска, срабатывания и заданной отработки устройств частотных
автоматик АОСЧ и АОПЧ, как правило, будут выполняться в такой же
последовательности, с заданными уставками пуска по частоте и задержками времени на
срабатывание этих устройств.
Из этих практических утверждений, имеют возможность сделать вывод
специалисты, которые при разработке "Правил организации системы АЧР" для
своих ОЭС, слишком много внимания уделяют именно такой, сильно
запаздывающей составляющей ЧАВР, как АЧП ГЭС, и ставят его на первое место в
помощи системе АЧР.
Ведь недаром в [1] еще в 70-е годы прошлого века было установлено, что
при расчете объемов системы АЧР:
"Возможность мобилизации мощности гидроэлектростанций, как правило,
относится в запас и в расчет не принимается. 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".
87

Глава 4. Регулирование частоты и ввод резервов мощности турбоагрегатов
Глава 4. РЕГУЛИРОВАНИЕ ЧАСТОТЫ И ВВОД РЕЗЕРВОВ
МОЩНОСТИ ТУРБОАГРЕГАТОВ
Методы централизованного регулирования частоты энергосистем, в
сочетании с местным регулированием заданной мощности, имевшие место в ЕЭС СССР,
опирались на право государства вмешиваться в режимы работы принадлежащих
ему энергосистем.
В новых условиях реформ в энергетике энергоснабжающие компании сетей и
электростанций, в т.ч. государственные АЭС, являются самостоятельными
предприятиями, отвечающими за надежность энергоснабжения и качество
электроэнергии. Они связаны с ОЭС общим энергетическим режимом и плановыми
обменами мощностью в рамках единого оперативного управления режимом и
функционирования рынка электроэнергии и мощности. Но, именно энергоснабжающие
компании ответственны, как за качество отпускаемой электроэнергии
(напряжение, частоту), так и за выполнение своих обязательств по надежности
параллельной работы, исключающей нанесение ущерба участникам параллельной работы.
Взаимодействие участников параллельной работы (кроме АЭС) в
регулировании режима работы по частоте и перетокам мощности определено Правилами
технической эксплуатации. Для поддержания частоты вращения агрегатов на
заданном уровне в энергосистемах, состоящих из большого числа турбо- и
гидрогенераторов, необходимо постоянно поддерживать баланс мощности турбин и
генераторов (нагрузки). В первый момент изменения нагрузки, когда состояние
открытия регулирующих органов турбин еще остается неизменным, небаланс
нагрузки покрывается кинетической энергией вращающихся масс энергосистемы.
При увеличении нагрузки кинетическая энергия турбин снижается,
следовательно, снижается и частота вращения. П наоборот, снижение нагрузки приводит
к увеличению частоты вращения турбин и, следовательно, к увеличению
кинетической энергии вращающихся масс энергосистемы.
Поскольку режим изменения нагрузки энергосистем является непрерывным,
то для поддержания стабильных уровней частоты вращения агрегатов
необходимо, соответственно, изменять мощность турбин, в условиях постоянного
сохранения баланса вырабатываемой и потребляемой мощности. Такой непрерывный
контроль в энергосистеме за сохранением баланса мощности генерации и
потребления, выполняется автоматическими регуляторами частоты вращения (АРЧВ)
турбин ТЭС, ГЭС и др.
Кроме сохранения баланса мощностей в каждый текущий момент времени,
для сохранения стабильных уровней частоты в энергосистеме решается задача
управления выработкой заданной мощности и распределения ее между
параллельно работающими агрегатами с помощью дополнительных автоматических
регуляторов частоты и мощности (АРЧМ).
Задача регулирования частоты в ЕЭС (ОЭС, ЭС) подразделяется на три
взаимосвязанные автоматические и оперативные задачи:
- первичное регулирование частоты, которое объединенными усилиями
выделенных электростанций обеспечивает стабильность частоты, т.е. удержание
отклонений частоты в допустимых пределах при нарушении общего баланса мощно-
88

Глава 4. Регулирование частоты и ввод резервов мощности турбоагрегатов
сти в любой части объединения и по любой причине (включая аварийные
изменения мощности), при этом отличается быстродействием на любое изменение
частоты и нормированной эффективностью;
- вторичное регулирование частоты, которое обеспечивает восстановление
номинального уровня частоты и оперативное или автоматическое регулирование
плановых режимов обмена заданной мощности между энергосистемами с
коррекцией по частоте;
- третичное регулирование частоты, которое обеспечивает постоянную
эффективность действия первичного и вторичного регулирования частоты
оперативной коррекцией режимов работы ЕЭС (ОЭС, ЭС) в порядке оказания
взаимопомощи или осуществления оптимизации их режимов работы.
Общая функциональная схема регулирования частоты, а также принципы
взаимодействия ее составляющих в ЕЭС (ОЭС) или ЭС показаны на рис. 4.1.
Частота
А/
А/пр
ДРпр
А/
Первичное
регулирование
Резерв ПР
А/бр
ДРБР
мичв
ф
fAP
А/
Вторичное
регулирование
Резерв ВР
т
Третичное
регулирование
Рис. 4.1. Общая функциональная схема регулирования частоты и мощности
Где, В - восстановление резерва мощности; К - компенсация регулирования;
А/пр - отклонение частоты ПР от границ нечувствительности регулятора;
А/вр - отклонение средней частоты ВТ от номинального значения;
АРПр и АРвр - отклонение мощности ПР и ВР);
А/и АР - внешнее заданное отклонение частоты и/или мощности ВР.
Для регулирования баланса мощности в режиме реального времени, система
производства электроэнергии должна иметь широкий диапазон маневрирования
для изменения уровней своей генерации и обладать способностью:
- достаточно быстрой реакции, как на изменение потребления, так и на изменение
генерации или отключение сетевого оборудования;
- сохранения параметров качества электрической энергии у потребителей.
89

Глава 4. Регулирование частоты и ввод резервов мощности турбоагрегатов
Современная практика реформирования энергетики поставила вопрос
децентрализации регулирования частоты и ввода режима первичного регулирования
частоты выделенными электростанциями, являющегося первой частью общего
процесса регулирования частоты, а ответственность за его осуществление
возложена на персонал электростанций.
Также, введен режим вторичного регулирования частоты при регулировании
сальдо перетоков энергосистем с коррекцией по частоте, являющегося второй
частью общего процесса регулирования частоты и мощности, а ответственность за
его осуществление возложена на энергосистемы.
В настоящее время взаимодействие первичного и вторичного регулирования
частоты в едином процессе регулирования режима работы энергосистем требует
более конкретного описания. Также требует конкретизации и важность роли
котлов (реакторов), их технологической автоматики в обеспечении первичного
регулирования частоты для повышения надежности и живучести энергосистем.
4.1. Общая структура системы регулирования частоты.
Система первичного регулирования может быть единой, т.е. иметь единые
(нормированные) настройки зоны бездействия (мертвой зоны) регулирования, как
выполнено в энергосистемах UCTE. А может иметь разные настройки зоны
бездействия регулирования и объемов резервной мощности, как в ЕЭС России, где
предусмотрена работа нормированного и общего первичного регулирования.
Нормативные документы по регулированию частоты и мощности в ЕЭС
России определяют два вида первичного регулирования частоты:
- нормированное регулирование (контролируемый резерв мощности);
- общее регулирование (неконтролируемый резерв мощности).
Нормированное первичное регулирование частоты (НПРЧ) - для
обеспечения гарантированного качества ПР и повышения надежности
энергообъединения выделенными электростанциями (энергоблоками), на которых запланированы
и постоянно поддерживаются резервы активной мощности, обеспечено их
эффективное использование, в соответствии с заданными параметрами ПР.
Для гарантирования качества ПР в синхронной зоне при возникновении
расчетного аварийного небаланса мощности должно обеспечиваться удержание
текущих значений частоты в безопасных для энергоблоков АЭС и ТЭС, в пределах
50 + 0,8 Гц -в динамическом режиме и 50 + 0,2 Гц-в квазистатическом режиме.
Общее первичное регулирование частоты (ОПРЧ) - осуществляемое
всеми электростанциями в пределах имеющихся, в данный момент времени,
регулировочных возможностей ПР электростанций (энергоблоков) с характеристиками,
заданными действующими нормативами, для сохранения снабжения
потребителей и функционирования электростанций при значительных отклонениях частоты.
При автономной работе ОЭС Украины, проводился анализ работы
электростанций в рабочих режимах аварийных снижений частоты, а также в режимах
специальных испытаний для определения регулировочных возможностей
электростанций при регулировании частоты. При небалансах мощности первичные
регуляторы энергоблоков отрабатывали некоторую величину активной мощности
"в пределах имеющихся регулировочных возможностей", но после некоторого
90

Глава 4. Регулирование частоты и ввод резервов мощности турбоагрегатов
времени, под действием "регуляторов до себя" (РДС) возвращались в исходное
состояние. Таким образом, показано, что работа электростанций "в пределах
имеющихся регулировочных возможностей" не может оказать существенного
влияния на процесс регулирования частоты [80, 81, 82, 95].
В европейском объединении UCTE не применяется понятие общего
первичного регулирования частоты. Поэтому, в дальнейшем будет идти речь только о
нормированном ПР частоты, с контролируемым резервом мощности. Рассмотрим
поэтапный процесс регулирования частоты в ЕЭС (ОЭС) после возникновения
внезапного дефицита активной мощности (рис. 4.2).
> лшп
Рис. 4.2. Общий процесс регулирования частоты.
На этапе I процесс изменения и установления частоты определяется ПР,
которое отличается массовым участием выделенных электростанций. ПР способно
сравнительно быстро остановить снижение частоты и удержать частоту до
вступления в действие более рационального вторичного регулирования.
Эффективное первичное регулирование - одно из главных преимуществ
параллельной работы ОЭС (ЕЭС). Отклонение частоты в объединении зависит от
первоначального дефицита активной мощности и от эффективности первичного
регулирования для нормального режима работы ОЭС. Установившийся режим ПР
наступает примерно через 30 с. Этап I продолжается 2-5 мин, в течении которых
частоту удерживают электростанции первичного регулирования для нормального
режима работы - до вступления в действие вторичного регулирования.
На этапе II, после уточнения обстановки и определения рационального
способа восстановления частоты, производится оперативное либо автоматическое ВР
электростанций, которое восстанавливает резерв ПР и постепенно
восстанавливают нормальные частоту и перетоки мощности. Этап II продолжается 5-10 мин
и заканчивается восстановлением нормального уровня частоты. При этом
электростанции с первичным регулированием для нормального режима автоматически
возвращаются в исходное состояние нагрузки с первичным резервом мощности и
готовностью к последующему использованию [62].
91

Глава 4. Регулирование частоты и ввод резервов мощности турбоагрегатов
Этап III характеризуется нормальными параметрами режима, однако на этом
этапе персонал должен восстановить использованный вторичный резерв для
готовности к последующему применению. Это выполняется в порядке третичного
регулирования путем перераспределения мощности между электростанциями и
оптимизации режимов работы энергосистем.
4.2. Автоматические регуляторы частоты вращения турбины.
Для регулирования частоты вращения и мощности, развиваемых турбиной, а
также для выполнения других режимных функций все паровые и гидравлические
турбины оснащаются автоматическими регуляторами частоты вращения (АРЧВ).
Регуляторы частоты вращения турбин функционируют по разным принципам, с
различным исполнением и конструкциями для турбин разного типа [27, 71, 74].
Классификация регуляторов разделяется на три основные группы:
гидромеханические, гидродинамические и электрогидравлические.
Основные функции регуляторов частоты вращения турбин:
1) регулирование частоты вращения по заданным законам;
2) ограничение увеличения частоты вращения в переходных процессах;
3) пуск и остановка турбин;
4) изменение частоты вращения при синхронизации генераторов;
5) распределение нагрузки между параллельно работающими агрегатами;
6) режимные ограничения мощности турбин;
7) участие в регулировании мощности турбин.
Функции, которые выполняются регуляторами, зависят от типа турбины.
Для паровых турбин основное назначение регуляторов определяется их
названием 1) - регулирование частоты вращения в нормальных режимах работы
турбоагрегатов. При конструировании регуляторов для паровых турбин особое
внимание уделяется функции 2), во избежание возможных повреждений
лопаточного аппарата турбин, вследствие их разгона при отключении генераторов от
сети. Регуляторы паровых турбин также выполняют функции 4), 5) и 7).
Регуляторы частоты вращения гидравлических турбин выполняют все выше
перечисленные функции. При этом, ограничению увеличения частоты вращения в
переходных процессах (2) особое внимание не уделяется, поскольку для турбин
ГЭС допустимы относительно большие увеличения частоты вращения (до 140 %).
Принципиальная схема автоматического регулятора частоты вращения
представлена на рис. 4.3. Измерительным элементом регулятора является
центробежный маятник 1, усилительным элементом - золотник 4, исполнительным -
сервомотор 5. Обратная связь, с помощью которой сигнал с выхода исполнительного
элемента подается на вход усилителя, выполняется посредством рычагов 7, 8, 9
жесткой обратной связи (ЖОС) и масляного катаракта 6 гибкой обратной связи
(ГОС). Вращение маятника осуществляет либо механическая передача от вала
турбины, либо электрический двигатель, синхронно вращающийся с генератором.
Под действием центробежной силы грузы маятника стремятся разойтись.
Действием пружины 2 и собственного веса грузы удерживаются в прижатом
состоянии. При заданной частоте вращения центробежная сила и усилия от пружи-
92

Глава 4. Регулирование частоты и ввод резервов мощности турбоагрегатов
ны и веса грузов уравновешиваются между собой. При этом муфта маятника 3
занимает свое нейтральное положение.
пар
(вода)
Рис. 4.3. Принципиальная схема автоматического регулятора частоты вращения
С увеличением частоты вращения центробежная сила начинает преобладать
над усилием пружины и весом грузов, и последние начинают расходиться,
увлекая за собой муфту 3 (вверх). С уменьшением частоты вращения центробежная
сила маятника 1 уменьшается и под действием груза муфта 3 перемещается вниз.
Рассмотрим прохождение сигнала через элементы регулятора при отсутствии
обратных связей, когда точка А рычага АБ является неподвижной. Поскольку
муфта 3 связана с рычагом АБ, то при любых перемещениях муфты будет
перемещаться точка Б, следовательно, и поршни золотника 4, соединив один из
трубопроводов 12 с выходом резервуара масла под давлением, а другой - со сливным
баком (средняя стрелка вправо). При этом в одну из полостей сервомотора 5
подается масло под давлением, а другая полость будет соединена со сливным баком.
Под действием разности давлений в полостях сервомотора его поршень
перемешается и через рычаг изменяет положение направляющего аппарата (НА).
Работа регулятора с обратной связью, в основном, такая же как и без
обратной связи. Через канал жесткой обратной связи (ЖОС) - рычаги 7-8-9,
передается воздействие с выхода сервомотора на вход золотника. Обратная связь
смещает точку А: при закрытии НА точка А поднимается вверх, при открытии -
опускается вниз, а это приводит к тому, что установившийся режим наступает при
другом значении частоты вращения. Например, при пониженной частоте вращения
агрегата точка А сместится в положение А' и регулятор прекратит действие в
момент, когда точка 3 будет находиться на линии А'- Б.
Воздействие гибкой обратной связи (ГОС) передается через масляный
катаракт 6, в котором внутри цилиндра, заполненного маслом, находится поршень и
масло может перетекать из одной полости цилиндра в другую через отверстие в
трубке 10. Цилиндр соединен с поршнем сервомотора, а поршень катаракта, через
93

Глава 4. Регулирование частоты и ввод резервов мощности турбоагрегатов
систему рычагов, соединен с точкой А. При движении поршня сервомотора,
перемещается цилиндр катаракта, а в первый момент и поршень катаракта. При
этом в одной полости цилиндра происходит сжатие масла, а в другой - понижение
давления. Через отверстие 10 масло перераспределяется, поэтому в
установившемся режиме под действием пружины 11 поршень катаракта, а значит, и точка В
всегда возвращается в исходное положение. Масляный катаракт часто называют
изодромом, а регулирование с катарактом - изодромным. В переходном режиме
действие гибкой обратной связи аналогично действию жесткой обратной связи, а
в установившемся режиме гибкая обратная связь не действует.
Частота вращения турбины изменяется при изменении впуска рабочего тела -
воды, пара, газа. Изменение впуска пара у паровых турбин осуществляется
дроссельным или сопловым регулированием, а расход воды через гидротурбину
регулируется положением направляющего аппарата. При параллельной работе
агрегатов в энергосистеме частота вращения агрегатов практически неизменна, а
дополнительное изменение открытия регулирующего органа приводит лишь к
изменению активной мощности агрегатов.
Турбоагрегат или гидроагрегат, как объекты регулирования, совместно с
автоматическим регулятором частоты вращения (АРЧВ) составляют систему
автоматического регулирования (САР). Характеристика регулятора в установившемся
режиме представляет зависимость регулируемого параметра от нагрузки агрегата.
Регулятор может быть настроен на две разные характеристики регулирования:
- астатическую (горизонтальную) характеристику, которая поддерживает
постоянную частоты вращения турбины, независимо от нагрузки агрегата;
- статическую (наклонную) характеристику, которая изменяет частоту вращения
турбины в зависимости от нагрузки агрегата (с увеличением нагрузки частота
вращения турбины уменьшается).
Для паровых турбин, как правило, применяется закон статического
регулирования, а для гидравлических турбин могут реализовываться оба закона регулиро-
вания.Основным показателем статической характеристики регулирования
является коэффициентом статизма, равным:
А/,
АР.'
где Af* = Д/7/ном - изменение частоты, в относительных единицах,
АР* = АР/РНом - изменение мощности, в относительных единицах.
Статическая характеристика регулирования обычно строится в
относительных координатах и коэффициент статизма может быть переменным, если
статическая характеристика нелинейная. Регулятор частоты вращения турбины является
первичным регулятором частоты вращения турбин и за многие годы эксплуатации
оборудования электростанций были разработаны и получили определенное
практическое применение различные типы регуляторов частоты и мощности.
Наиболее простым и дающим наиболее четкие представления о
характеристике первичного регулирования частоты, является регулятор прямого действия.
Принципиальная и структурная схемы регулятора прямого действия, а также его
характеристика регулирования представлены на рис. 4.4.
94

Глава 4. Регулирование частоты и ввод резервов мощности турбоагрегатов
Принципиальная схема Структурная схема
Характеристика
Рис. 4.4. Регулятор прямого действия.
Измерительным органом регулятора прямого действия является
центробежный маятник 1, который вращается в соответствии с угловой скоростью агрегата,
а регулирующим органом является задвижка 2. Муфта центробежного маятника 1
действует на регулирующий орган 2 при помощи рычага АОВ. Каждому
установившемуся положению измерительного органа соответствуют открытия задвижки
2 и определенная величина угловой скорости вращения агрегата. С увеличением
нагрузки муфта А маятника опустится ниже, что соответствует уменьшению
скорости вращения. Эквивалентное звено турбины 3 и генератора 4 изображено на
структурной схеме регулятора. Замкнутая схема регулирования обеспечивается
действием измерительного органа 1 на регулирующий орган 2, который изменяет
количество энергоносителя, подаваемого в турбину 3, восстанавливая угловую
частоту, которая контролируется измерительным органом.
Максимальная угловая скорость Юо соответствует холостому ходу агрегата,
минимальная юНОм - полной его нагрузке, а прямая, соединяющая эти крайние
точки называется статической характеристикой регулирования. Статизм
характеристики регулирования прямого действия обусловлен наличием жесткой
взаимосвязи между положением муфты А измерительного органа и задвижки 2.
Показателем наклона статической характеристики является коэффициент статизма,
который соответствует нагрузке агрегата от нуля до номинальной мощности.
Следует отметить, что принцип регулирования прямого действия применим
только при незначительном передаточном усилии регулирования, т.е. при малой
мощности агрегатов. В мощных турбоагрегатах, с большим передаточным
усилием регулирования, конструкция маятника была бы настолько громоздкой, а значит
и трудно управляемой, что в таких условиях невозможно было бы обеспечить
необходимую точность и устойчивость регулирования. Поэтому регуляторы
прямого действия (без усилителя) в реальных турбоагрегатах не используются.
Принципиальная схема, структурная схема и характеристика регулирования
статического регулятора (с усилителем передаточного звена регулирования)
изображена на рис. 4.5. Положение регулирующего органа впуска первичного
энергоносителя в турбину устанавливается поршня сервомотора 6, который приводится
в действие при помощи распределительного золотника 5. В пространство между
поршнями золотника под давлением подается масло. В начальном положении
поршни золотника перекрывают отверстия маслопроводов, по которым масло
подается в сервомотор. Таким образом, золотник в комбинации с сервомотором
используется в качестве усилителя регулирования. При изменении частоты враще-
95

Глава 4. Регулирование частоты и ввод резервов мощности турбоагрегатов
ния агрегата муфта А измерительного органа перемещается по вертикали и
сдвигает поршни распределительного золотника.
Принципиальная схема Структурная схема Характеристика
/
-1
4
&
%
7
и.
5
6
1 '
3
2
00
«ном
Рис. 4.5. Статический регулятор.
Так, при снижении частоты вращения агрегата муфта А измерительного
органа опускается, вынуждая рычаг АОВ подниматься, открывая вверх отверстия
золотника и в верхнюю полость сервомотора поступает масло под давлением. При
этом, нижняя полость сервомотора соединяется со сливным патрубком золотника
и поршень сервомотора опускается, открывая дополнительный впуск первичного
энергоносителя 2. Частота вращения агрегата повышается и золотник
возвращается в исходное состояние, а новому состоянию равновесия будет соответствовать
другое положение сервомотора. Рычаг АОВ соединен с поршнем сервомотора
шарнирным соединением О, которое обеспечивает жесткую обратную связь
(ЖОС) элемента 7, который снижает инерционность генератора. Поскольку
состояниям равновесия регулятора соответствуют неизменные положения правого
конца рычага АОВ и средней части О, которое меняется, то разным положениям
поршня сервомотора - соответствуют разные положения муфты 1 измерительного
органа и соответственно, разные частоты вращения. Возможность получения
неизменного уровня частоты в процессе ее регулирования обеспечивается
конструктивным применением астатического регулятора (без обратной связи).
Принципиальная схема, структурная схема и характеристика регулирования
астатического регулятора частоты приведена на рис. 4.6.
Принципиальная схема Структурная схема Характеристика
Рис. 4.6. Астатический регулятор.
96

Глава 4. Регулирование частоты и ввод резервов мощности турбоагрегатов
В астатическом регуляторе точка О рычага АОВ соединена с неподвижной
опорой, чем предотвращается действие обратной связи. В таких условиях
состояниям равновесия регулятора соответствуют неизменные положения точек о и В
рычага, поэтому положение муфты 1 неизменно при любой нагрузке.
Неизменная характеристика регулирования называется астатической и в
практике такое регулирование используется редко.
Принципиальная схема, структурная схема и характеристика регулирования
статического регулятора с гибкой обратной связью приведена на рис. 4.7.
Принципиальная схема Структурная схема Характеристика
/ .,
1
L4-J и
м С
4
| [
■■►--«/
11
7
6
-г1 т —
1'
9 - п
О *" ' '
' 4
Рис. 4.7. Статический регулятор с гибкой обратной связью.
Особенностью такого регулятора является наличие пружины, закрепленной
на неподвижной опоре, свободный конец которой соединен последовательно с
точкой О рычага и поршня сервомотора через масляный катаракт. Этот механизм
составляет гибкую отрицательную связь для снижения инерции генератора и, в
зависимости от степени сжатия пружины, обеспечивает получение разных
статических характеристик регулирования, вплоть до астатической характеристики.
Принципиальная и структурная схема, характеристики регулирования
статического регулятора с гибкой и жесткой обратной связью приведены на рис. 4.8.
Принципиальная схема Структурная схема Характеристика
Рис. 4.8. Статический регулятор с гибкой и жесткой обратной связью.
97

Глава 4. Регулирование частоты и ввод резервов мощности турбоагрегатов
Особенность этого сложного регулятора состоит в том, что параллельно
связи точки О рычага с поршнем сервомотора через масляный катаракт, совершается
связь с неподвижной опорой посредством рычага LN и муфту уставки статизма 9.
Муфта, навинченная на рычаг, обеспечивает разную степень жесткости связи
точки О с поршнем сервомотора. Поскольку один конец рычага LN через пружину
двустороннего действия соединен с неподвижной опорой, а другой конец этого
рычага L - с поршнем сервомотора, точка О будет иметь разные положения при
разных положениях муфты 9. На рисунке показаны возможные статические
характеристики регулирования при разных положениях муфты 9.
Механизм изменения частоты вращения (МИЧВ) используется для
изменения количества оборотов в процессе пуска агрегата и его включения в сеть. При
параллельной работе агрегата в сети энергосистемы необходимо изменять его
мощность от нуля до номинальной при частоте, близкой к номинальной,
независимо от статизма регулирования. Для этого используется механизм задатчика 10,
который совершает внешнее действие (вручную или с помощью вторичного
регулирования) по изменению положения тоски С рычага СР, устанавливая режим при
другой мощности агрегата и той же частоте вращения. Как правило, МИЧВ
оборудован приспособлением для управления с пульта станции при помощи
реверсивного двигателя, который перемещает статическую характеристику
регулирования параллельно самой себе.
Составляющие различных регуляторов частоты вращения вместе с
турбоагрегатом образуют замкнутую систему автоматического регулирования (САР),
где переменными величинами является частота переменного тока или его
мощность, или обе эти величины одновременно, что зависит от режима работы
агрегата. Функциональная схема системы автоматического регулирования частоты в
энергосистеме представлена на рис. 4.9.
/
I
Ъ
Маятник
Обратная связь
Золотник
Сервомотор
И\
Рис. 4.9. Функциональная схема системы АРЧВ агрегата.
Схему системы автоматического регулирования частоты агрегата составляют
следующие функциональные элементы:
- измерительный (маятник), на вход которого подается значение частоты
вращения/и заданного^ для выявления отклонения регулируемой величины от
заданного значения, тем самым, образуя замкнутую систему регулирования;
- золотник, который усиливает измеренный сигнал, пропорциональный
отклонению скорости вращения и подает его на вход исполнительного элемента;
- исполнительный (сервомотор), который отрабатывает усиленный сигнал и
подает его на регулирующий орган турбины;
- собственно агрегат (ТГ или ГГ), который отрабатывает необходимое изменение
частоты вращения.
98

Глава 4. Регулирование частоты и ввод резервов мощности турбоагрегатов
По динамическим свойствам, измерительный и усилительный элементы САР
являются безинерционными, а исполнительный элемент - инерционный или
интегрирующий, который обеспечивает возможность получения астатической
характеристики регулирования. Усилительный и исполнительный элементы АРЧВ
охватываются отрицательной обратной связью (ОС), которая может быть жесткой
(ЖОС) или гибкой (ГОС), а в САР гидроагрегатов - комбинированной обратной
связи (КОС), содержащей элементы и гибкой и жесткой обратной связи.
Наличие обратной связи позволяет изменять основные параметры
регуляторов (коэффициенты усиления, постоянные времени) и преобразовывать один вид
элемента в другой. Так, охват жесткой обратной связью интегрирующего
элемента превращает его в инерционный элемент регулирования, что обеспечивает
возможность получения статической характеристики регулирования активной
мощности агрегата. Смещение характеристики осуществляется воздействием на
механизм изменения частоты вращения (МИЧВ). Этот механизм является
реверсивным электрическим двигателем, вращение которого, через червячную передачу и
систему рычагов, передается на пружину маятника, которая при изменении
натяжения изменяет уставку регулятора.
Структурная функциональная схема подключения вторичного регулятора
мощности к регулятору частоты показана на рис. 4.10.
/
Л
Маятник
Обратная связь
Золотник
Сервомотор
И
МИЧВ
АР
Рис. 4.10. Авторегулирование частоты и мощности с вторичным регулятором.
В данной схеме элементы первичного регулятора используются в качестве
усилительного и исполнительного элементов автоматического регулирования
частоты и мощности. Вторичный регулятор (задатчик мощности), имеющий
собственные измерительные элементы частоты и мощности, воздействует на
двигатель МИЧВ, который является интегрирующим элементом САР агрегата. При
таком подключении получается, что в схеме САР имеется два измерительных
элемента частоты - маятник первичного регулятора, создающий дополнительное
воздействие по производной от частоты и измерительный элемент вторичного
регулятора.
Управление агрегатом может быть ручным или автоматическим. Если агрегат
работает изолированно в энергосистеме, то подача импульсов на двигатель МИЧВ
приводит к изменению частоты вращения агрегата. При параллельной работе
агрегата в энергосистеме, частота которой остается практически неизменной,
импульсы на двигатель МИЧВ смещают статическую характеристику регулятора
параллельно самой себе, за счет чего обеспечивается регулирование мощности агре-
99

Глава 4. Регулирование частоты и ввод резервов мощности турбоагрегатов
гата. При автоматическом управлении импульсы на двигатель МИЧВ подаются от
специального регулятора (задатчика АР), поэтому такой регулятор и сам принцип
регулирования называется вторичным.
Одним из достоинств вторичного регулирования является то, что вторичный
регулятор может реагировать на различные заданные режимные параметры
(частота, мощность станции, обменная мощность энергосистемы и т.д.) и управлять
агрегатом в зависимости от их изменения. Однако, подключение вторичного
регулятора к регулятору частоты вращения турбины усложняет схему
регулирования и требует практических мер для обеспечения устойчивости регулирования.
Электрогидравлический регулятор частоты вращения. По принципу
действия регулятор частоты вращения может управлять агрегатом также с
функциями дополнительных параметров с помощью измерительных элементов,
реагирующих на необходимые параметры режима работы сети. В таком случае,
астатическое регулирование достигается при действии сервомотора регулятора частоты
вращения, для чего ЖОС должна быть отключена. Таким образом, за счет
введения в закон регулирования заданного значения мощности достигается
однозначность распределения нагрузок агрегатов. Подключение дополнительных
элементов измерения параметров режима сети, используется на тех электростанциях,
которые привлекаются к автоматическому регулированию частоты и мощности
(АРЧМ) и на которых установлены обычные регуляторы частоты вращения.
В современных системах регулирования частоты вращения вместо маятника
используется многофункциональный электрический элемент, применение
которого позволяет легко суммировать сигналы по частоте, мощности и другим
электрическим параметрам (рис. 4.11.).
A U
Золотник
Рис. 4.11. Схема электрогидравлического регулятора частоты вращения.
Такой регулятор называются электрогидравлическим и его упрощенная
принципиальная схема, в достаточной степени, показывает явные преимущества
такого конструктивного исполнения регулятора частоты.
100

Глава 4. Регулирование частоты и ввод резервов мощности турбоагрегатов
Основой измерительного элемента регулятора является фазочувствительная
схема (а — с — в), которая реагирует на фазу напряжения, включаемого в средний
провод схемы. От вспомогательного генератора, который имеет одинаковую
частоту вращения с главным генератором, подается напряжение на фазовый
трансформатор Т\. А в средний провод фазочувствительной схемы, между точками "а"
и "в " подается напряжение тех величин, которые являются необходимыми
функциями управляющих воздействий на агрегат. В упрощенной схеме регулятора
показаны такие электрические цепочки I, II и Ш, которые подают напряжение в
средний провод фазочувствительной схемы.
Первая цепочка (I) обеспечивает измерение сигнала по отклонению частоты.
Для этого в схеме используется резонансный контур L\ - С\ , настроенный на
номинальную частоту 50 Гц, при которой контур уравновешен и его сопротивление
настолько велико, что ток в цепочке I равен нулю. При отклонении частоты от
номинала сопротивление резонансного контура L\ - C\ изменяется (ниже или
выше номинала), и напряжение, пропорциональное этому отклонению, подается в
точки "а " и "с ", со знаком, соответствующим знаку отклонения частоты.
По второй цепочке (II), изменением положения движка сопротивления R\
подается напряжение, которое обеспечивает возможность ручного задания
изменения уставки частоты или мощности агрегата. По третьей цепочке (III),
изменением положения движка сопротивления i?2 подается дополнительное напряжение,
которое регулируется в функции перемещения штока сервомотора, т.е.,
выполняет роль сигнала по каналу жесткой связи. Движок сопротивления R^ также
перемещается от действия штока сервомотора. Дополнительное напряжение с движка
сопротивления R^ затем выпрямляется, сглаживается и дифференцируется
цепочкой С^ - Ra , таким образом формируя сигнал по каналу гибкой обратной связи.
Все рассмотренные сигналы подаются на магнитный усилитель МУ, в
котором они суммируются и усиливаются. Естественно, что на вход магнитного
усилителя может быть подан дополнительный сигнал AU, который может быть
сформирован пропорциональным любому режимному параметру, с
необходимыми функциями управляющего воздействия на агрегат.
Нагрузкой магнитного усилителя МУ являются обмотки электромагнита W\ и
Wi, имеющего единый подвижный сердечник, который при равенстве токов в
обмотках электромагнита уравновешен в своем среднем (нейтральном) положении.
Соотношение токов в обмотках электромагнита зависит от частоты
генератора, поэтому среднее положение сердечника электромагнита соответствует
номинальной частоте. При нарушении равенства токов в обмотках электромагнита
(отклонение частоты), сердечник втягивается в ту обмотку, ток которой больше.
Сердечник электромагнита воздействует на иглу усилительного золотника
регулятора и при снижении частоты генератора, воздействием сердечника
электромагнита, игла увеличивает открытия направляющего аппарата турбины, а при
повышении частоты - на закрытие направляющего аппарата.
С развитием технического прогресса, на основании типовых регуляторов,
созданы современные регуляторы вращения турбин (электрогидравлический,
интегрально-дифференциальный и др.) для различных типов турбин.
101

Глава 4. Регулирование частоты и ввод резервов мощности турбоагрегатов
Паровые турбины быстроходные и не рассчитаны на значительное
превышение частоты вращения, поэтому при нормальной работе регулятора частота
вращения турбогенератора поддерживается в определенных пределах. В случае
аварийного отказа системы регулирования, частота вращения при сбросе нагрузки
может возрасти до опасной величины. Поэтому паровые турбины оборудованы
автоматами безопасности, которые срабатывают при повышении частоты
вращения ротора до10-12%и быстро закрывают стопорные клапаны, перекрывая
подачу пара в турбину. При этом, согласно ГОСТ [4], допустимая частота вращения
не должна превышать 50 % номинальной частоты вращения. Допустимая работа
блоков с закрытыми стопорными клапанами турбин: до 3 с - с ПТН и до 10 с - с
ПЭН. После этого, турбины должны обеспечивать восстановление нагрузки до
исходного или любого другого значения в регулирующем диапазоне - со
скоростью не менее 10 % номинальной мощности в секунду.
4.3. Первичное регулирование частоты.
Первичное регулирование частоты - это процесс мобилизации первичной
регулирующей мощности электростанций и энергосистем при возникновении
баланса мощности для его компенсации и установления неуравновешенного баланса
мощности. ПР частоты объединенными усилиями выделенных электростанций,
обеспечивает стабильность частоты, т.е. при нарушениях общего баланса
мощности в любой части объединения, удерживает отклонения частоты в допустимых
пределах. Устройства ПР частоты отличаются сравнительным быстродействием,
поэтому они первыми реагируют на любое изменение частоты от номинального
значения [62]. ПР поддерживает баланс мощности генерации и потребления
энергосистемы с помощью регуляторов частоты вращения турбин, чем обеспечивает
надежность поддержания частоты энергообъединения солидарными действиями
всех энергосистем (рис. 4.12).
!
|/
V/'
1 \ s-**^
1
Af
<
К
Рис. 4.12. Реакция частоты на внезапную потерю генерации
под действием первичного регулирования
(А/1 - динамическое отклонение, А/"- установившееся отклонение).
В исходном установившемся режиме внезапная потеря генерации (порядка
до 2,5 %) не должна приводить в переходном режиме к такому снижению частоты
102

Глава 4. Регулирование частоты и ввод резервов мощности турбоагрегатов
А/1, при котором срабатывали бы устройства АЧР. Более того, установившееся
отклонение частоты А£ не должно превышать заранее определенное значение.
Также, при внезапной потере части нагрузки потребителей частота не должна
подниматься выше заранее определенного значения.
Нарушение баланса мощности, вызывающее отклонение частоты от заданной
уставки, сначала компенсируется кинетической энергией вращающихся масс
(генераторов и двигателей) энергосистемы. После нескольких секунд
технологической задержки, отклонение частоты приводит к действию первичные регуляторы
всех блоков, участвующих в ПР. Регуляторы изменяют мощность,
вырабатываемую энергоблоками, до восстановления баланса мощности генерации и
потребления. После восстановления баланса мощности частота снижается,
стабилизируется и остается на установившемся значении, отличающемся от заданной уставки,
из-за статизма регуляторов частоты вращения (как правило, пропорционального
действия). В свою очередь, перетоки обменной мощности между энергосистемами
также устанавливаются на значениях, отличающихся от согласованных между
партнерами. Выработка энергоблоками резерва мощности ПР продолжается до
полной ликвидации небаланса мощности и восстановления частоты, а также
перетоков обменной мощности между энергосистемами действием ВР.
Амплитуда А/1 динамического отклонения частоты определяется:
- величиной аварийного дефицита и характеристиками его изменения во времени;
- кинетической энергией вращающихся масс энергосистемы;
- количеством энергоблоков, участвующих в первичном регулировании;
- объемом ПР и его распределением между выделенными энергоблоками;
- динамическими характеристиками связей регулятор-энергоблок.
Амплитуда А/" установившегося отклонения частоты зависит от статизма
энергосистемы, на который влияют:
- частотный коэффициент нагрузки энергосистем ки;
- статизмы всех энергоблоков, участвующих в ПР и их зоны нечувствительности;
- соотношения мощностей блоков, участвующих и не задействованных в ПР;
- коэффициенты загрузки энергоблоков, участвующих в ПР.
Необходимо отметить, что в случае превышения мощности генерации над
потреблением (избыток активной мощности) устройства первичного
регулирования действуют также как и при дефиците мощности.
Для обеспечения эффективности первичного регулирования турбоагрегатов
необходимо выполнение следующих условий [62]:
- система АРЧВ должна иметь стабильно низкую зону нечувствительности и
нормированный статизм; вся система регулирования турбоагрегата, включая и
главные клапаны турбины, должна иметь минимальные люфты, максимальное
быстродействие и стабильность;
- котлоагрегат, реактор должны обеспечивать автоматическое поддержание
производительности в соответствии с изменяющимися потребностями и выдавать
первичную мощность в соответствии с отклонением частоты и заданным статиз-
мом на всех этапах и во всем диапазоне первичного регулирования;
103

Глава 4. Регулирование частоты и ввод резервов мощности турбоагрегатов
- на энергоблоках должен постоянно поддерживаться достаточный резерв
мощности, как на разгрузку, так и на загрузку, который в сумме по ОЭС (ЕЭС)
должен быть достаточен для компенсации возможных нормальных и аварийных
небалансов мощности;
- общий первичный резерв должен быть распределен между участвующими
энергоблоками равномерно, с тем, чтобы обеспечивалась его полная реализация при
заданном отклонении частоты;
- количество участвующих в регулировании энергоблоков должно быть
достаточным для того, чтобы при нерегулярных колебаниях частоты колебания
мощности любого из них не выходили за пределы, допустимые по износу оборудования
турбины в условиях непрерывного регулирования (порядка ± 5% номинальной
мощности);
- первичный резерв по возможности равномерно распределяется по ОЭС (ЕЭС),
чтобы в процессе регулирования избежать превышения допустимых перетоков
мощности по отдельным сечениям при сохранении баланса мощности как
системного, так и местного характера;
- средняя частота в ОЭС (ЕЭС) должна удерживаться средствами ВР
круглосуточно в пределах зоны нечувствительности регуляторов энергоблоков.
4.3.1. Основные принципы первичного регулирования частоты.
Диапазон регулирования первичной мощности определяется допустимыми
пределами автоматического действия первичных регуляторов в обе стороны при
отклонении частоты (рис. 4.13) [62].
50,0 —
■" -'уст.р
49,9 __ JjV ! -/уст.р i у_
49,8
49,7
10 20 30 * с
Рис. 4.13. Принципы первичного регулирования частоты:
а - электромеханический процесс снижения частоты;
б - регулирование частотным коэффициентом нагрузки потребителей;
в - первичное регулирование совместно потребителями и электростанциями;
г - установившийся режим первичного регулирования.
На первом этапе (а) - скорость снижения частоты определяется только
величиной относительного дефицита активной мощности и постоянной механической
104

Глава 4. Регулирование частоты и ввод резервов мощности турбоагрегатов
инерции энергообъединения. Дефицит активной мощности компенсируется
расходованием запаса кинетической энергии вращающихся масс в процессе их
торможения со скоростью снижения частоты:
dt
АР/Р,
HUAI J.
о
Т
t=0 1j
г.ном f
JO
На втором этапе (б) - по мере нарастания отклонения частоты, начинает
сказываться частотный регулирующий эффект нагрузки (саморазгрузка
потребителей). При этом, скорость снижения частоты падает; процесс продолжается по
экспоненциальному закону (пунктирная кривая), с постоянной времени
нерегулируемой энергосистемы:
В общем случае, если коэффициент загрузки электростанций (Р0/Рг,ном)
принять равным 0,9, а частотный коэффициент нагрузки ки = 2, то постоянная
времени энергосистемы составит около 7 с, а значение частоты установится через 30 с.
Установившееся отклонение частоты, к которому стремится процесс в
нерегулируемой энергосистеме, до проявления влияния первичного регулирования
электростанций, определяется выражением:
= J_ АР
J уст.нр 1 J 0 j-j
Кн "о
Для полного уточнения следует признать, что на этом этапе, по мере
снижения частоты (до 49,5 Гц, когда отрицательный угол наклона СЧХ турбины
равняется нулю и в дальнейшем меняет свой знак [95]), также начинает сказываться, не
учтенное авторами [62], действие частотного регулирующего эффекта
генерирующего оборудования (самозагрузка генерации).
На третьем этапе (в) - начинает сказываться действие АРЧВ турбоагрегатов,
с суммарной задержкой - зоной бездействия ("мертвой" зоной) регулятора,
обусловленной наличием зоны нечувствительности первичного регулятора, люфтов в
системе регулирования, инерционности сервопривода и объемов пара (через 5-6
с от начала процесса регулирования). В зависимости от точности настройки
регуляторов, активная зона ПР электростанций может начинаться после 5 - 10 с, от
начала процесса снижения частоты. При действии регуляторов частоты вращения
турбоагрегатов, увеличивающих давление пара на лопатки турбин, мощность
турбоагрегата увеличивается, снижение частоты замедляется и приостанавливается.
За первые несколько секунд активного первичного регулирования,
отрабатывается только 0,5 - 0,6 всего объема регулирования, достигая максимума за 30 с.
После этого момента начинается действие системы регулирования котлов со
скоростью 1,5-2 МВт/мин в течение 2-5 минут.
Третий этап (в) закончится, когда участвующие в ПР электростанции возьмут
на себя весь резерв дополнительной нагрузки, выдадут требуемую первичную
мощность. Доли участия потребителей и электростанций в этих условиях
пропорциональны их регулирующим эффектам.
105

Глава 4. Регулирование частоты и ввод резервов мощности турбоагрегатов
Активный процесс первичного регулирования частоты (до значений, близких
к установившимся) должен завершиться через 30 с.
На четвертом этапе (г) - установившийся режим характеризуется ожиданием
начала восстановления частоты либо вследствие самоустранения первопричины
(например, нерегулярные колебания баланса), либо вследствие ВР частоты. В
любом случае, вплоть до нормализации уровня частоты, ПР на протяжении 2-5 мин
должно удерживать устойчивую выдачу первичной мощности, соответствующую
текущему отклонению частоты. Поскольку потребители этому условию в общем
случае удовлетворяют, особое внимание должно быть обращено на выдачу
мощности электростанциями (с учетом их статизма). Без поддержки со стороны
систем регулирования котлов и реакторов, электростанции будут уменьшать
выдаваемую первичную мощность, и частота начнет снижаться. При полном возврате
электростанций к исходной нагрузке, из-за неуправляемости котлов и реакторов,
частота снизится до уровня, определяемого нагрузкой потребителей.
Выделенные для регулирования электростанции должны продолжать нести
первичную мощность и после начала ВР, вплоть до завершения восстановления
частоты, т.е. в продолжение 15-20 мин, а в аварийных условиях и более.
Характер изменения частоты на третьем (в) этапе сильно зависит от быстродействия
первичного регулирования на электростанциях. При увеличении зоны
нечувствительности и задержек в системе регулирования возрастает максимальное
динамическое отклонение частоты. При отсутствии нечувствительности и максимальном
быстродействии провал в частоте можно было бы существенно снизить, а то и
вовсе исключить. Установлено, что в практических условиях эксплуатации,
максимальное динамическое отклонение частоты в зависимости от быстродействия и
чувствительности первичного регулирования может изменяться в 1,5 - 2,5 раза.
4.3.2. Резерв первичного регулирования.
Для обеспечения эффективного первичного регулирования в ЕЭС, ОЭС и в
энергосистеме создается и постоянно поддерживается резерв первичной
регулирующей мощности на загрузку и разгрузку выделенных электростанций. Понятие
первичного резерва применимо для каждого энергоблока, для каждой
энергосистемы и для объединения в целом. Согласно нормативным документам,
действующих в ЕЭС России [83], резерв первичной регулирующей мощности при
первичном регулировании состоит из двух составляющих.
Нормированный резерв первичной регулирующей мощности для
стабилизации частоты в нормальных условиях (применяемый и в энергосистемах UCTE).
Он создается в объеме, необходимом для удержания отклонений частоты,
вызванных нерегулярными колебаниями баланса мощности ОЭС и колебаниями
баланса энергосистем в процессе ВР режима от номинального уровня частоты.
По зонам действия автоматического ограничения снижения частоты,
устройства первичного регулирования должны обеспечивать:
- первичный автоматический ввод резервов в нормальных режимах (ПАВРН),
действующее в диапазоне частот 50 ± 0,2 Гц;
- первичный автоматический ввод резервов в аварийных режимах (ПАВРА),
действующее в диапазоне частот 50 ± 0,4 Гц;
106

Глава 4. Регулирование частоты и ввод резервов мощности турбоагрегатов
Этот объем должен концентрироваться на выделенных электростанциях в
объеме, допустимом требованиями по маневренности для непрерывного
регулирования (до ± 7 % номинальной мощности энергоблока ТЭС). Все энергосистемы
и ОЭС должны выделять электростанции в группу нормального нормированного
первичного регулирования частоты.
Общий резерв первичной регулирующей мощности (не применяемый в
энергосистемах UCTE) для надежности работы ОЭС и энергосистем создается в
объеме, необходимом для удержания отклонения частоты в ОЭС, ЕЭС,
вызванного возникновением наибольшего расчетного небаланса мощности. Он возникает
вследствие: аварийных отключений энергетического оборудования, линий
электропередач, узлов нагрузки и срабатывания ПА с действием на разгрузку
энергосистем и т.п., в пределах ± 0,4 Гц от номинального уровня частоты.
Общий резерв первичной мощности между электростанциями каждой
энергосистемы распределяется ею самостоятельно, при условии выполнения задания
по ОЭС, ЕЭС. При этом энергосистема сама создает дополнительный резерв и
обеспечивает контроль за равномерностью его распределения и за
достаточностью его объемов в отдельных узлах по условиям надежности энергосистемы. На
отдельных электростанциях общий первичный резерв по надежности может
включать в себя нормированный первичный резерв по стабильности.
Суммарный резерв первичной регулирующей мощности предусматривается в
суточных графиках нагрузки электростанций, выделяемых для нормированного
первичного регулирования и должен постоянно контролироваться диспетчером
энергосистемы, ОЭС и обеспечиваться персоналом электростанций.
В объединении UCTE, при определении резерва первичного регулирования
определяют его общий резерв для всей синхронной зоны с разделением его по
областям регулирования на основании коэффициентов участия каждой из областей.
Весь резерв первичного регулирования активируется при уменьшении
частоты по отношению к номинальной частоте 50 Гц - на 0,2 Гц и больше. Подобным
образом, при увеличении частоты на 0,2 Гц или больше, производство мощности
должно быть сокращенно на величину всего резерва первичного регулирования.
При этом зона бездействия регулирования, т.е. диапазон изменения частоты, при
котором регулирование не применяется, находится в пределах 50 ± 0,02 Гц.
При обеспечении одного и того же объема первичного регулирования а/цр,
статизм обратно пропорционален доле энергоблоков, участвующих в
регулировании. При неизменных ^пр и статизме, резерв первичного регулирования обратно
пропорционален доле энергоблоков, участвующих в регулировании. При
неизменных статизме и резерве первичного регулирования, _/пр обратно
пропорциональна доле энергоблоков, участвующих в ПР.
Сокращение доли участвующих в первичном регулировании электростанций
(энергоблоков), даже при выполнении необходимого суммарного объема
первичного резерва, неизбежно ведет к снижению его быстродействия, следовательно, к
ухудшению стабильности частоты из-за увеличения динамических провалов или
выбросов частоты. Вынужденные изменения мощности электростанций
первичного регулирования в более широких пределах приводят к резкому износу
оборудования и вероятности возникновения нарушений технологического процесса.
107

Глава 4. Регулирование частоты и ввод резервов мощности турбоагрегатов
В то же время, равномерное участие каждой электростанции (в том числе и
атомной) в первичном регулировании практически мало ощутимо для каждой из
них (± 2 % номинальной мощности), поэтому необходимо исключить
противодействие ему со стороны персонала, а также устройств автоматического
регулирования и технологической автоматики (например, РДС).
На электростанциях, в энергосистемах, ОЭС необходимо обеспечивать
поддержание заданной мощности, перетоков мощности с коррекцией по текущему
отклонению частоты, т.е. с учетом заданного (нормированного) участия в
первичном регулировании (вторичное регулирование с частотной коррекцией). Для
стабилизации режимных параметров энергосистем необходимо планировать и
постоянно поддерживать достаточные первичные резервы мощности.
4.3.3. О приоритетности действия устройств первичного регулирования
и совместимости их действия с устройствами АЧР.
Известно [27, 62, 71, 74], что даже в стабильных режимах работы
энергосистем, режим нерегулярных изменений нагрузки случайного, вероятностного
характера (периоды года, максимум и минимум нагрузки, рабочие и ночные смены,
технология производства, рабочие и выходные дни), является технологически
непрерывным процессом. Эти изменения обусловлены требованием различных
технологий и их разновременностью действия в промышленном и
сельскохозяйственном производстве, а также случайным поведением бытовой нагрузки.
Такие изменения нагрузки должны непрерывно покрываться активной
мощностью агрегатов электростанций для обеспечения постоянного сохранения
баланса вырабатываемой и потребляемой активной мощности и, следовательно,
поддерживания уровня частоты энергосистемы в нормативном диапазоне.
Поэтому, также непрерывно должны менять свою мощность агрегаты электростанций,
для обеспечения условий:
- постоянного сохранения баланса вырабатываемой и потребляемой мощности;
-стабильных уровней синхронной частоты в любой точке энергосистемы.
Такой непрерывный контроль в энергосистеме за сохранением баланса
мощности генерации и потребления, а значит и синхронной частоты, выполняется
автоматическими регуляторами частоты вращения (ЧАВР) турбин ТЭС и
автоматическими регуляторами скорости (АРС) агрегатов ГЭС.
Первостепенную задачу регулирования частоты в ЕЭС (ОЭС, ЭС)
обеспечивают устройства нормированного ПР, которые объединенными усилиями
выделенных электростанций с вращающимся резервом мощности, поддерживают
стабильность частоты. Своим регулирующим действием они удерживают отклонения
частоты в допустимых пределах при нарушении общего баланса мощности, в
любой части объединения и по любой причине (включая медленные аварийные
изменения мощности). В этом процессе, действие устройств ПР отличается
достаточным быстродействием на любое изменение частоты (в заданных пределах) и
нормированной эффективностью регулирования.
Тем не менее, еще с начала 70-х годов прошлого века, в сборнике
директивных материалов и в сборнике руководящих материалов [1, п. 8], было указано
нормативное требование, что при расчете необходимых объемов системы АЧР:
108

Глава 4. Регулирование частоты и ввод резервов мощности турбоагрегатов
"вращающийся резерв ТЭС и возможность мобилизации мощности ГЭС
относится к запасу и в расчете не учитывается". Таким образом, в нормативных
требованиях к расчету объемов очередей АЧР должно учитываться только
самостоятельное действие системы АЧР в аварийном частотном переходном процессе.
Но, в технической литературе советской науки по вопросам ликвидации
аварийных дефицитов активной мощности энергосистем, с начала 70-х годов
прошлого века (со времени ввода существующей системы АЧР) бытует
декларативное авторское мнение, о приоритетном аварийном действии устройств первичного
регулирования и возможном их совместном действии с устройствами АЧР.
Эти основополагающие теоретические утверждения, наиболее широко и
обстоятельно, впервые были указаны в первом издании (1980 г) и повторены в
дополнительном и переработанном, 2-м издании (1989 г), известной научным и
практическим специалистам, и широко распространенной книги [74, стр. 86]:
"Объем потребителей, отключаемых АЧР в процессе аварии, должен быть по
возможности минимальным. При условии обеспечения нормального
функционирования энергосистем, АЧР должна выполняться таким образом, чтобы она, как
правило, вступала в работу только после того, как полностью или частично
приведены в действие вращающиеся резервы на тепловых и атомных
электростанциях в результате действия ЧАРВ".
Но, техническая грамотность автора в действии устройств первичного
регулирования турбин убедительно доказана утверждением [74, стр. 51], что при
больших дефицитах мощности, вызывающих действие устройств АЧР1,
происходит полное исчерпание вращающегося резерва электростанций, поскольку
полностью откроются регулирующие клапаны турбины:
"блоки ... при всех полностью открытых регулирующих клапанах турбин не
принимают участие в мобилизации резервов мощности в энергосистеме".
В таком случае, утверждение [74, стр. 86] следует адресовать рецензенту
книги и многие авторы последующих лет, в своих работах повторяли такие
авторитетные рекомендации. К сожалению, такие же авторские требования к
устройствам АЧР и возможности их совместного действия с устройствами первичного
регулирования электростанций, почти дословно указаны также, и в начале
нынешнего века, в современной книге последнего десятилетия [71, стр. 279].
Больше того, в работе [62] утверждается более широкий диапазон
возможного действия устройств первичного регулирования:
"Способствуя гашению текущих колебаний частоты (стабилизации частоты),
первичное регулирование обеспечивает качество электроэнергии, а удерживая
отклонения частоты при внезапных, в том числе аварийных нарушениях баланса
мощности, оно является мощным средством повышения надежности как
энергоснабжения (ограничение объемов потребителей, отключаемых АЧР, снижение
вероятности возникновения лавины частоты), так и параллельной работы
электростанций, энергосистем, энергообъединений, повышение технологической
устойчивости крупных блочных тепловых и атомных электростанций, критичных к
снижению частоты.
Особенно велика роль первичного регулирования в дефицитных или
избыточных районах (энергоузлах, энергосистемах, ОЭС), могущих вследствие ава-
109

Глава 4. Регулирование частоты и ввод резервов мощности турбоагрегатов
рийной потери линии электропередачи, генерирующей мощности либо крупных
потребителей отделиться от ЕЭС. В этих условиях быстрая мобилизация
имеющихся в них первичных резервов на загрузку либо разгрузку электростанций
может помочь избежать лавины частоты, ограничить отключение потребителей от
АЧР либо не допустить опасного повышения частоты".
Таким образом, можно полностью согласиться с приведенными цитатами из
работ [62, 71, 74], да и в "Правилах первичного регулирования частоты и
мощности в UCPTE" (март 1998 г) обусловлено, что действие первичного регулирования
генерации электростанций должно предотвращать действие автоматики частотной
разгрузки (АЧР) при угрожающих снижениях частоты. То есть, принято считать
действие устройств АЧР второй ступенью, после действия первичного
регулирования электростанций. Но, следует обратить внимание на выражение "при
угрожающих снижениях частоты", т.е. при снижениях частоты, угрожающих
действию второй ступени, в данном случае - устройствам АЧР. Такие условия могут
соблюдаться только в ситуации медленного сползания частоты, когда
максимальное снижение частоты от номинального значения 50 Гц, не превышает предел
действия устройств ПР генерации электростанций -0,4 Гц (до 49,6 Гц).
Поэтому, в комплексе автоматического ограничения снижения частоты
(АОСЧ), в зоне 49,6 Гц и ниже - с отстройкой от уровней частоты срабатывания
устройств АЧР1 (49,2 Гц), предусмотрено действие устройств ЧАВР ГЭС, которые
существенно удаляют действие устройств первичного регулирования от действия
устройств АЧР1.
Сравним возможную зону действия по частоте устройств первичного
регулирования и устройств АЧР1 при снижении частоты:
- устройства ПР гарантированно работают в диапазоне частоты 50 - 49,6 Гц, т.е.
при отклонении частоты - 0,4 Гц;
- устройства АЧР1 работают в диапазоне 49,2 - 47,2 Гц, т.е. при отклонении
частоты 0,8 - 2,8 Гц (в ОЭС Украины) и 49,2 - 46,5 Гц, т.е. при отклонении частоты
0,8 - 3,5 Гц (в ЕЭС России).
Зона действия по частоте устройств ПР удалена от зоны действия устройств
АЧР1 и их разделяет широкая зона (49,6 - 49,2 = 0,4 Гц ) действия ЧАВР ГЭС.
Таким образом, по условию отклонения частоты действие устройств ПР и АЧР1 не
могут быть совместными.
Сравним возможную зону действия по времени устройств ПР и устройств
АЧР при снижении частоты:
- устройства ПР гарантировано работают в диапазоне времени от 5 - 6 с до 39 с, а
с регулированием котлов - до 2 - 5 мин;
- очереди устройств АЧР1 работают с задержкой времени 0,3 - 0,5 с и
ликвидируют даже большой дефицит активной мощности в течение 2,5 - 3 с.
Минимальное время начала действия устройств ПР в 2 раза превышает
минимальное время конечного действия устройств АЧР1 (5 - 2,5 = 2,5 с).
Естественно, что ПР не может помочь быстродействующим (0,3 - 0,5 с) устройствам АЧР1,
которые ликвидируют большой дефицит мощности, в течение 2,5 - 3 с. Таким
образом, и по времени действия устройства ПР и АЧР1 также не могут работать
по

Глава 4. Регулирование частоты и ввод резервов мощности турбоагрегатов
вместе, поскольку первыми будут работать устройства АЧР1, а замедленные (в 2
раза) устройства ПР за это время не успевают набрать необходимую мощность.
Сравним возможные объемы мощности устройств ПР и отключаемой
нагрузки устройствами АЧР при снижении частоты:
- нормированный объем мощности устройств ПР, при максимальном отклонении
частоты - 0,4 Гц, составляет 2,5 - 5 %;
- суммарный объем отключаемой нагрузки устройствами АЧР1 в ОЭС Украины,
как и в ЕЭС России, составляет 61 % от потребления.
При аварийных дефицитах мощности около 10 %, ПР генерации
электростанций, с объемом мощности 2,5 - 5 % (растянутым по времени на 2 - 5 мин),
никак не может быть "мощным средством" ликвидации аварийных нарушений.
К тому же, с учетом зоны бездействия (мертвой зоны) первичных
регуляторов, начало активной зоны первичного регулирования [62] может проявиться
только с 5 - 6 с после запуска по частоте, в течение которых частота (при
дефиците мощности 10 %) без действия АЧР1 "улетает" на 1,5 - 2 Гц, т.е. до уровня ниже
48,5 Гц, а при большем небалансе, естественно, опустится еще ниже.
Тем более, не может быть речи о "снижении вероятности возникновения
лавины частоты" действием ПР (2,5 - 5 % мощности), поскольку, в работе [95]
показано, что при снижении частоты до значений 49,5 Гц и ниже "... все агрегаты
энергосистемы становятся нерегулируемыми по скорости, а также из-за снижения
производительности механизмов собственных нужд".
Именно из этих соображений, давно указано в [67], что при снижении
частоты в энергосистеме, обеспечивается:
- нормальный технологический режим (без ущерба для энергосистем и
потребителей) при уровнях частоты до 49,5 Гц;
- аварийный технологический режим (с ущербом для оборудования энергосистем
и потребителей) начинается с уровня частоты 49,5 Гц и ниже.
При возникновении лавины частоты (с дефицитом мощности более 40 %)
частота за 3 с "улетает" до уровня ниже 44 Гц, в то время, как в устройствах ПР
необходимое время начала активного действия наступает через 5 - 6 с [3].
Действие ПР возобновляется только на этапе восстановления частоты
устройствами несовмещенной АЧРП (5 - 20 с) и продолжается даже после
срабатывания всего объема АЧРП.
Нельзя согласиться с предложением некоторых авторов об увеличении
резерва ПР с 2,5 -5% до 10-15% в резко небалансных районах, на случай их
отделения от энергосистемы. Ведь в таких случаях замедленные устройства ПР должны
(но не могут) работать в зоне действия системы АЧР и не могут оказать никакую
помощь очередям АЧР1 в ликвидации аварийных снижений частоты.
Поэтому, следует признать, что наибольшая эффективность ПР
обеспечивается, в соответствии с его назначением, только при нормативных отклонениях
частоты в пределах (± 0,2 ... ± 0,4) Гц. Поскольку ПР регулирует частоту и
мощность, используя имеющийся резерв мощности энергоблоков, по аналогии с
ЧАВР ГЭС, его следует называть ЧАВР ТЭС и АЭС.
А при внезапных аварийных нарушениях баланса мощности, располагаемая
мощность ПР (2,5 - 5 %) не может добросовестно отработать в свое технологиче-
ш

Глава 4. Регулирование частоты и ввод резервов мощности турбоагрегатов
ское время. Действие ПР при ликвидации аварийных нарушений не может быть
эффективным из-за быстрого снижения частоты до уровней уставок частоты
системы АЧР1 (например, при дефиците активной мощности более 10 % время
снижения частоты от 49.8 Гц до 49 Гц - менее 3 с).
Поэтому, для предотвращения развития частотных аварий при аварийных
изменениях частоты, применяются другие устройства автоматики ограничения
изменений частоты, которые рассмотрены в последующих главах книги.
4.4. Вторичное регулирование частоты и мощности.
Поскольку в процессе первичного регулирования участвуют все
энергосистемы, то перетоки обменной мощности между ними отклоняются от плановых
заданий. Задача вторичного регулирования состоит в том, чтобы привести:
- уровень частоты к значению заданной уставки;
- перетоки обменной мощности к плановым заданиям;
- резерв первичного регулирования к заданным объемам.
Но, если в период действия ПР частоты все энергосистемы взаимно
поддерживают друг друга своим первичным резервом, то при действии вторичного
регулирования, энергосистема, не обеспечивающая заданные перетоки обменной
мощности (аварийная зона регулирования) должна одна устранить небаланс
обменной мощности [62]. Поэтому, только САР энергосистемы, в которой возник
небаланс обменной мощности, должна активизировать соответствующий резерв
вторичного регулирования. Выработка достаточного резерва ВР осуществляется
действием системного регулятора аварийной зоны регулирования. Для этого
системный регулятор каждой энергосистемы настраивается на величину ее
крутизны статической частотной характеристики и компенсация аварийного небаланса
будет выполнена регулятором той зоны, где он возник.
Принципиально, закон регулирования частоты и мощности определяет
необходимую структуру системы автоматического регулирования. В общем виде,
уравнение регулирования агрегата, участвующего в регулировании частоты и
мощности, записывается выражением:
kfAf+ крЛР = 0,
где АР - отклонение мощности агрегата от заданного значения.
Способ определения заданного значения мощности и составляет
принципиальное различие существующих методов регулирования частоты в энергетических
системах и объединениях. Вторичное регулирование режима можно разделить на
локальное и общесистемное.
Локальное вторичное регулирование имеет целью обеспечение выполнения
диспетчерских графиков и договорных обязательств по поставкам мощности и
непосредственно связано с практикой энергорынка.
В Правилах технической эксплуатации предусматривается поддержание
заданной мощности на электростанциях и заданного сальдо внешних перетоков
мощности энергосистем с коррекцией по частоте (с частотной коррекцией):
- для электростанций
* г ~~^ "г.зад ~ *г.задО ~ *Ч ' 4/ ;
112

Глава 4. Регулирование частоты и ввод резервов мощности турбоагрегатов
- для АО-энерго (положительный экспорт мощности)
* с ~~^ "с.зад — *с.задО ~ *^ч ' 4/ ;
где, РГ - текущая мощность электростанции,
Рс - сальдо внешних перетоков энергосистем;
^"г.зад- текущее значение заданной мощности электростанций,
^"г.задр и Рс.задр - мощность электростанции и сальдо перетоков энергосистем,
заданные для текущего периода времени при нормальной частоте;
Кч - коррекция по частоте (частотная коррекция), заданная электростанции,
энергосистеме для обеспечения участия в нормированном первичном
регулировании частоты, МВт/Гц;
Af- отклонение текущей частоты от номинального значения, положительное
повышение частоты;
^"г.зад и Рс.зад - текущее значение заданной мощности электростанции и сальдо
перетоков энергосистем при текущем значении отклонения частоты А/и заданной
частотной коррекции кч;
- K4hf- значение первичной регулирующей мощности, которая должна быть
дополнительно выработана электростанцией, энергосистемой при данном
текущем отклонении частоты в порядке участия в нормированном первичном
регулировании, МВт (минус в выражении обеспечивает его положительный знак при
понижении частоты, когда требуется выдача дополнительной генерируемой
мощности, т.е. положительной первичной регулирующей мощности).
При нормальной частоте (А/ = 0) электростанции поддерживают заданную
мощность Рг.зад, а энергосистемы - сальдо перетоков Рс.зад, самостоятельно
обеспечивая устранение возникающих у них отклонений от планового баланса
мощности. При невозможности выполнения этой функции электростанция или
энергосистема запрашивают у соответствующего диспетчера внеплановую коррекцию
задания. Диспетчер в порядке третичного регулирования производит такую
коррекцию за счет других электростанций или энергосистем, предложивших свои услуги
в третичном регулировании. При возникновении отклонения частоты за счет
частотной коррекции автоматически изменяются задания всем участникам
параллельной работы, что позволяет им выдать требуемую первичную мощность в
порядке участия в ПР, нормированном либо стихийном.
При отсутствии вины электростанции или энергосистемы в отклонении
частоты (при удовлетворительном участии в ПР) изменившаяся текущая мощность
электростанции и сальдо перетоков энергосистемы будут незначительно
отличаться от заданных значений с коррекцией по частоте. В таких случаях,
вмешательства персонала с целью осуществления ВР не потребуется, ибо при
восстановлении нормативных уровней частоты режим вернется к плановым значениям.
Отсутствие частотной коррекции при вторичном регулировании мощности
электростанций и сальдо перетоков энергосистем недопустимо, поскольку это
ведет к противодействию ПР и к увеличению отклонения частоты.
Динамика совместного регулирования должна соответствовать требованиям
к отдельным видам регулирования и не должна превышать допустимых значений,
из

Глава 4. Регулирование частоты и ввод резервов мощности турбоагрегатов
определенных действующими техническими инструкциями и нормативными
документами.
Целью ВР является сведение к нулю общего отклонения частоты и
отклонения мощности каждой регулирующей энергосистемы, которые обеспечивают
регулирование одновременно по двум переменным с одной заданной величиной.
Все энергосистемы участвуют в процессе ВР до тех пор, пока используется
частотная характеристика мощности системы (МВт/Гц), определяющим фактором
которой является регулирующий эффект нагрузки при изменении частоты -
частотный коэффициент нагрузки кн (%).
Статическая частотная характеристика (СЧХ) системы (кс, в МВт/Гц.) - это
отношение отклонения мощности АР которое вызывает нарушение, и отклонения
частоты Д£ вызванного этим нарушением (дефициты мощности учитываются
отрицательными значениями)
Это количественная характеристика эффективности регулирования частоты
в ОЭС (ЭС). По крутизне СЧХ объединения можно определить статизм
объединения, энергосистемы [62]:
S ^y™lf*=l_ .jk (5% = 5-100%)
АР/Рг0 Л, /о
Статизм системы определяет чувствительность сети к отношению объема
мощности, необходимого для ликвидации небаланса мощности энергосистемы
(дефицита или избытка мощности), к разности между заданной и текущей
частотой системы. С другой стороны, СЧХ определяет постоянную величину
изменения частоты системы в случае нарушения равновесия между генерацией и
нагрузкой в каждой отдельной энергосистемы.
При ограничениях для допустимого предельного значения статизма системы
(Sc - И % для кн= \ a Sc - 12 % для кн = 2), получим следующие максимальные
значения СЧХ системы, в зависимости от ее суммарной мощности (табл. 4.1).
Таблица 4.1. Зависимость максимальной СЧХ от мощности системы.
Мощность
системы, МВт
1000
3 000
6 000
10 000
20 000
30 000
50 000
100 000
150 000
300 000
Частотная характеристика системы (МВт/Гц)
К=\
ПО
330
660
1100
2200
3300
5500
11 000
16 500
18 000
кн Z
120
360
720
1200
2400
3600
6000
12 000
18 000
21000
114

Глава 4. Регулирование частоты и ввод резервов мощности турбоагрегатов
Общесистемное ВР режима работы осуществляется диспетчером ОЭС
оперативно (вручную) или с использованием центральной координирующей системы
автоматического регулирования режима по частоте и перетокам активной
мощности (ЦКС АРЧМ). Предусмотрена возможность оперативного либо
автоматического регулирования: частоты в энергетическом объединении или перетоков по
межгосударственным ЛЭП между Россией и Украиной с коррекцией по частоте.
Назначение общесистемного ВР - выполнение межгосударственных
обязательств ЕЭС (ОЭС) по перетокам мощности и (или) регулирование среднего
значения частоты. Дублируя локальное ВР, оно обеспечивает нормализацию режима
работы на случай задержки или неэффективности локального вторичного
регулирования (до осуществления коррекции режима в порядке третичного
регулирования). Им также нормализуется режим в ЕЭС в случае аварийных отключений
линий электропередачи, энергоблоков, узлов энергопотребления, ведущих к
нарушению баланса генерации и потребления в ЕЭС, в том числе к таким, которые не
могут быть скомпенсированы локальным ВР. Совместно общим и локальным ВР
обеспечивается оперативное и (или) автоматическое ограничение перетоков
мощности (АОП) по наиболее загруженным участкам транзитной сети ЕЭС (ОЭС),
что существенно повышает надежность параллельной работы электростанций и
энергосистем в ЕЭС (ОЭС) и также предусмотрено ПТЭ.
Как для локального, так и для общего ВР, выделяются специально
подготовленные электростанции, на которых должен постоянно поддерживаться
достаточный резерв вторичной регулирующей мощности (вторичный резерв).
Согласно ПТЭ во вторичном регулировании должны участвовать, прежде
всего, все мощные гидроэлектростанции, которые с этой целью должны быть
автоматизированы и подключены к системе АРЧМ (при ее наличии).
Третичное регулирование - это любое автоматическое или оперативное
изменение текущей мощности генерации или нагрузки потребителей, с целью:
- обеспечение достаточного резерва вторичного регулирования;
- оптимального, из экономических соображений, распределения мощности ВР
между разными генераторами.
Изменение текущей мощности генерации или нагрузки выполняется:
- включением или отключением генерации ГТУ, ГЭС и Г АЭС;
- повышением или снижением мощности работающих блоков ТЭС и АЭС;
- перераспределением рабочей мощности генераторов, участвующих во ВР;
- изменением графика обмена мощности между энергосистемами;
- регулированием нагрузки (включение или отключение насосов ГАЭС,
централизованное регулирование или контролируемое отключение нагрузки).
Третичное регулирование (ТР) - это динамическое состояние постоянной
балансировки мощности систем и поддержания качества электроэнергии, при:
- плановом выполнении диспетчерского графика нагрузки;
- оперативной оптимизации электрического режима или действии АРЧМ.
Регулировочные возможности электростанций и энергоблоков (агрегатов),
привлекаемых для регулирования частоты и мощности, определяются
действующими нормативными документами, инструкциями по эксплуатации, заводскими
данными и результатами готовности к процессам регулирования.
115

Глава 4. Регулирование частоты и ввод резервов мощности турбоагрегатов
Для ГЭС и ГАЭС должен использоваться весь регулировочный диапазон
гидроагрегатов без ограничения нормативного быстродействия ПР, BP и ТР.
Для энергоблоков ТЭС в соответствии с нормативами принимается:
- изменение мощности до ± 7 % Рном без ограничения скорости и количества
циклов ее изменения (нормированное ПР и далее ВР для нормального режима);
- временные изменения мощности до ± 10% Рном без ограничения скорости и
количества циклов ее изменения (нормированное ПР и дальнейшее ВР для
аварийного режима);
- временные изменения мощности до ± 7 % Рном без ограничения скорости и
количества циклов ее изменения и дальнейшие изменения до ± 20 % Рном со
скоростью 1 % Рном/мин (ТР по командам автоматики ограничения перетоков
(АОП) или автоматическое третичное регулирование ЦС АРЧМ);
- начальное плановое изменение мощности до ± 20 % Рном со скоростью до 4 %
Рном/мин и дальнейшее изменение со скоростью 1 % Рном/мин (ТР).
Для энергоблоков АЭС нормативы регулирования частоты и мощности не
должны нарушать технологические регламенты безопасной эксплуатации (ТРБЭ):
- изменение мощности энергоблоков с реакторами ВВЭР-1000 на ± 2 % Рном и с
реакторами ВВЭР-440 на ± 5 % Рном, без ограничения скорости и количества
циклов изменений (нормированное ПР);
- изменение мощности энергоблоков с ограничением скорости и количества
циклов изменений, указанных в ТРБЭ блоков (третичное регулирование).
В энергосистемах UCTE типовые значения скорости изменения мощности
энергоблоков (агрегатов), привлекаемых к ВР, составляют для:
- ТЭС на газомазуте - 8 %/мин; ТЭС на антрацитных углях - (2 - 4) %/мин;
- ТЭС на бурых углях - (1 - 2) %/мин; АЭС в диапазоне скорости - (1 - 5) %/мин.
- ГЭС с сезонным регулированием - (1,5 - 2,5) %/мин
Первичное регулирование мощности (первые 30 с) и вторичное
регулирование (дальнейшие 15 мин) являются неплановыми изменениями мощности, а
третичное регулирование - это плановое изменение мощности.
Предельно допустимые нормативные значения скорости непланового и
планового изменения нагрузки для турбин ТЭС и ТЭЦ мощностью L60 - 800 МВт,
приведены в таблице 4.2.
Таблица 4.2. Нормативная скорость изменения мощности ПР, ВР и ТР.
Тип турбины
К-160-130
К-200-130
К-300-240
Т-250/300-240
К-800-240-3
Неплановое(первичное и
вторичное) регулирование
начальное
изменение
АР
МВт
15
20
20
20
60
%
10
10
6,67
8
7,5
дальнейшая
скорость
dP/dt
МВт/мин
0,5
1
0,8
1
2,5
Плановое (третичное)
Регулирование
начальное
изменение
АР
МВт
35
50
40
50
140
%
23,3
25
13,3
20
17,5
Дальнейшая
скорость
dP/dt
МВт/мин
1,5
2,5
1,7
2,5
5
116

Глава 4. Регулирование частоты и ввод резервов мощности турбоагрегатов
В таблице 4.2.
1) при неплановых изменениях мощности:
- АР - начальное изменение мощности (МВт и %) без ограничения скорости и
количества циклов изменения мощности (определяется быстродействием
системы регулирования турбин и особенностями их конструкции);
- dP/dt - предельно допустимая скорость (МВт/мин) изменения мощности
турбины в том же направлении после отработки ДР.
2) при плановых изменениях мощности:
- АР - начальное изменение мощности (МВт и %) со скоростью до 4 %
Рном/мин;
- dP/dt - предельно допустимая скорость (МВт/мин) изменения мощности
турбины в том же направлении после отработки ДР.
3) указанные ограничения не относятся к аварийным режимам энергосистем, во
время которых скорость изменения мощности определяется
быстродействием системы регулирования турбины и ограничивается только количеством
таких действий.
В нормальных условиях работы ОЭС требования к использованию резервов
первичного и вторичного регулирования (суммарно ± 10 % РНОм) укладываются в
допустимую величину начального изменения ДР при неплановых изменениях
мощности (около ± 7 % Рном для турбин ТЭС и ГЭС любого типа), поскольку:
- использование первичного резерва будет частичным, вследствие высокого
качества регулирования частоты (в соответствии СЧХ энергоблоков до ± 2 % Рном);
- вторичный резерв будет использован полностью (± 5 % Рном);
- суммарное использование первичного и вторичного резерва будет составлять в
среднем для беспрерывного регулирования ± 7 %.
Случаи полного использования первичного и вторичного резерва (±10 % РНОм)
возможно только во время аварийного режима работы энергосистемы (условия
п.З к таблице 4.1).
Правилами технической эксплуатации предусматриваются требования в
области организации регулирования частоты, там же разграничена
ответственность между ОЭС, энергосистемами и электростанциями в процессе
регулирования частоты и мощности.
В условиях функционирования энергорынка часть требований может быть
выполнена каждым участником параллельной работы собственными силами,
другая часть требований может быть обеспечена покупкой услуг у других участников
параллельной работы или у организаторов и операторов технологических
режимов параллельной работы - ЦДУ ЕЭС России и ОДУ стран СНГ или стран UCTE.
117

Глава 5. Частотная автоматика ввода резервов ГЭС
Глава 5. ЧАСТОТНАЯ АВТОМАТИКА ВВОДА РЕЗЕРВОВ ГЭС
При снижении частоты в энергосистемах (ОЭС), ГЭС, обладая простотой и
мобильностью ввода резервов, являются одним из наиболее важных средств
ликвидации аварийных нарушений, восстановления и сохранения баланса мощности.
На современных крупных ГЭС гидроэнергетическое оборудование обычно
полностью автоматизировано. Все операции по пуску и останову агрегатов
(нормальных и аварийных), переводу из генераторного режима в режим синхронного
компенсатора (СК) и обратно, а также большинство функций по оперативному
обслуживанию работающих агрегатов выполняются без участия дежурного
персонала, функции которого заключаются лишь в наблюдении за автоматическими
действиями работающих агрегатов и их обслуживании [28].
Ручное управление гидроагрегатами сводится к дистанционной подаче
сигнала (с пульта станции или с диспетчерского щита управления энергосистемы)
для автоматического пуска или останова агрегата, а также для изменения его
нагрузки или режима работы. Дальнейшая необходимая последовательность всех
остальных операций осуществляется соответствующими приборами автоматики.
Преимуществами автоматизированной ГЭС являются:
- повышение надежности и экономичности работы гидрогенераторов (ГГ);
- сокращение времени пуска и останова гидроагрегатов;
- повышение маневренности энергетического оборудования;
- исключение возможности неправильных операций при управлении ГГ;
- уменьшение количества обслуживающего персонала.
Система оперативного управления оборудованием ГЭС представляет собой
комплекс надежных технических средств, обеспечивающих возможность полного
управления режимами в нормальных и аварийных условиях работы.
Комплекс частотной автоматики ввода резервов (ЧАВР) ГЭС обеспечивает:
- автоматическое управление режимом ГЭС в целом и отдельных агрегатов,
- дистанционное управление гидроагрегатами, механизмами и аппаратами,
- автоматический и визуальный контроль работы оборудования.
При снижении частоты в энергосистеме до заданной уставки частоты пуска,
действие комплекса ЧАВР ГЭС (с учетом соответствующих технологических
задержек времени) последовательно повышает суммарную мощность генерации,
которая уменьшает величину дефицита активной мощности.
Комплекс ЧАВР ГЭС при снижении частоты в энергосистеме, с допустимым
быстродействием действует (в порядке включения в частотный процесс) на:
- ускоренный автоматический ввод резервов генераторов (АВРГ), работающих
под нагрузкой (начало активного действия - через 3 - 5 с);
- отключение гидроагрегатов ГАЭС, работающих в насосном режиме (с
технологической задержкой времени 10 -12 с);
- перевод в генераторный режим агрегатов, работавших в режиме синхронных
компенсаторов (начало активного действия - через 12 - 15 с);
- автоматический частотный пуск (АЧП) находящихся в резерве
гидрогенераторов (начало активного действия - через 25 - 30 с).
Время начала активного действия автоматических устройств комплекса
118

Глава 5. Частотная автоматика ввода резервов ГЭС
ЧАВР, больше времени ликвидации дефицита активной мощности устройствами
АЧР1, потому, их действие в аварийном частотном переходном процессе:
- частично предотвращает отключение потребителей устройствами АЧРП;
- способствует восстановлению частоты в энергосистеме;
- способствует сокращению времени перерыва электроснабжения потребителей,
отключенных действием системы АЧР.
Принципиальная схема составляющих комплекса ЧАВР ГЭС, с учетом
последовательности технологического времени начального ввода в действие,
представлена на рис. 5.1.
ЧАВР ГЭС
автоматический
ввод резервов
работающих ГГ
отключение
насосного режима
агрегатов ГАЭС
перевод ГГ с режима СК
в генераторный режим
автоматический частотный
пуск резервных ГГ
Рис. 5.1. Составляющие комплекса ЧАВР ГЭС.
В соответствии с нормативными документами пуск гидроагрегата в
генераторный режим и режим СК, останов из генераторного режима и режима СК,
перевод из генераторного режима в режим СК и обратно должны осуществляться от
одного командного импульса (уставка частоты срабатывания).
Диапазон действия по частоте устройств ЧАВР ГЭС должен располагаться:
- ниже границы нормального или аварийного режима первичного регулирования
турбин ТЭС (0,2 - 0,4 Гц от номинальной частоты);
- выше границы действия верхних очередей устройств АЧР1 (49 Гц) на величину
эксплуатационной погрешности срабатывания реле частоты, составляющих
основную часть устройств АЧР (для РЧ-1 равна (0,2 - 0,3) Гц).
Таким образом, уставки по частоте устройств ЧАВР должны быть не менее,
чем на 0,2 - 0,6 Гц выше уставок первой очереди АЧР1, т.е. в пределах
допустимого диапазона 49,7 - 49,4 Гц. Для обратимого гидроагрегата этот принцип должен
осуществляться также для насосных режимов и для перевода с насосного в
генераторный режим. На ГЭС, имеющих предтурбинные затворы, при переводе
гидроагрегата в режим СК предтурбинный затвор должен быть закрыт.
Значения всех параметров, определяющих условия пуска гидроагрегата и
режим его работы, должны быть установлены на основании данных заводов-
изготовителей и специальных натурных испытаний.
5.1. Средства автоматического регулирования гидроагрегатов.
В начале развития энергетики, когда генераторы ГЭС работали на
изолированную нагрузку или параллельно с небольшим количеством других генераторов,
основная функция системы автоматического регулирования (САР) гидрогенера-
119

Глава 5. Частотная автоматика ввода резервов ГЭС
торов заключалась в поддержании частоты их вращения и частоты
электрического тока в заданных пределах.
По мере развития энергосистем, повышения мощности и параллельно
работающих гидроагрегатов на САР было возложено обеспечение автоматического
пуска и останова агрегатов, а также синхронизации генератора с сетью. Затем на
САР были распространены функции по обеспечению экономичного
распределения нагрузки между агрегатами станции, регулирования частоты и перетоков
мощности по межсистемным электрическим связям.
Работа гидроагрегатов с постоянной частотой вращения может быть
обеспечена лишь при постоянном равенстве нагрузки генератора и мощности турбины,
т. е. любое изменение нагрузки генератора должно сопровождаться таким же
изменением мощности турбины. Такие изменения осуществляются автоматическим
регулятором частоты вращения (АРЧВ) с помощью направляющего аппарата
(НА), лопастей рабочего колеса и других регулирующих органов турбины с
установленной точностью, определяемой величиной нечувствительности системы
регулирования.
Регуляторы, в которых перемещение регулирующего органа осуществляется
непосредственно усилием измерительного элемента (маятника) без усилительных
устройств, называются регуляторами прямого действия. Они не могут развивать
значительных перемещающих усилий, поэтому применяются на машинах малой
мощности. В гидротурбинах средней и большой мощности перемещение
регулирующих органов требуют приложения больших усилий, поэтому для повышения
перемещающего усилия маятника применяется специальный гидравлический
усилитель - сервомотор, выполняемый в виде цилиндра с поршнем. При изменении
частоты вращения турбины маятник перемещает распределительный золотник,
который направляет рабочую жидкость в ту или иную полость сервомотора,
перемещая этим его поршень на открытие или закрытие направляющего аппарата.
Такой регулятор называется регулятором непрямого действия.
По исполнению основных элементов, АРЧВ разделяются на два вида:
- гидромеханические, в которых все элементы, включая измерительный датчик,
усилительные устройства и стабилизирующие звенья, являются механическими
и гидравлическими;
- электрогидравлические, в которых измерительный элемент и другие
управляющие элементы - электрические, а усилительные устройства и исполнительные
органы - гидравлические.
Регуляторы всех типов должны обеспечивать автоматическое и ручное
выполнение следующих операций:
- пуск гидроагрегата;
- нормальный или аварийный останов гидроагрегата при любом режиме работы;
- регулирование работы гидроагрегата в заданных режимах;
- перевод гидроагрегата из генераторного режима в режим СК и обратно.
Электрогидравлические регуляторы обеспечивают также регулирование
гидроагрегата в групповом режиме (групповой регулятор активной мощности -
ГРАМ) и перевод агрегата из режима индивидуального регулирования в режим
СК и обратно. Автоматические регуляторы должны обеспечивать устойчивую ра-
120

Глава 5. Частотная автоматика ввода резервов ГЭС
боту гидроагрегатов в режимах холостого хода, изолированной нагрузки,
параллельной работы в сети в индивидуальном или групповом режимах регулирования,
сбросов или наборов нагрузки.
5.2. Автоматический ввод резервов работающих агрегатов ГЭС.
Автоматический ввод резервов работающих агрегатов ГЭС при снижении
частоты от номинальных уровней является наиболее мобильным и эффективным
средством восстановления частоты в энергосистеме.
При снижении частоты, действием автоматического регулятора частоты
вращения гидротурбины дополнительно приоткрывается направляющий аппарат, что
через 3 - 5 с после запуска автоматики приводит к начальному увеличению
мощности агрегата (в зависимости от его типа и мощности), а дальнейшее увеличение
мощности происходит с постоянной скоростью, примерно 1 МВт в течение 1 - 2 с.
При повышении частоты, действием АРЧВ агрегата прикрываются створки
НА и скорость увеличения мощности уменьшается до полной стабилизации
мощности при номинальных значениях частоты энергосистемы.
Степень открытия НА контролируется сельсинами, работающими в
трансформаторном режиме: если обмотку ротора такого сельсина питать переменным
током, то при повороте ротора будет изменяться уравнительное значение э.д.с. на
выходе обмотки статора сельсина. Применение параллельных сельсинов для
передачи изменения параметров гидроагрегатов позволяет располагать элементы
уравнительных схем на центральном пункте управления, с использованием
соединительных кабелей незначительного сечения.
5.3. Отключение агрегатов ГАЭС, работающих в насосном режиме.
Одним из обязательных и быстродействующих мероприятий по ликвидации
дефицита мощности в энергосистеме, является отключение нагрузки обратимых
агрегатов ГАЭС, работающих в насосном режиме, при снижении частоты до
уставки действия ЧАВР.
Процесс отключения нагрузки (ОН) насосного режима агрегатов ГАЭС
(действием частотной автоматики включения резерва или кнопкой "Останов")
выполняется в следующей последовательности:
- ограничитель открытия НА отводится до 30 % (в течение 10 - 12 с);
- отключается выключатель двигательного режима;
- отключается возбуждение агрегата;
- выполняется полное закрытие направляющего аппарата.
Выполнение этих функциональных операций осуществляется в течение
примерно 30 - 40 с, а в дальнейшем, обороты агрегата снижаются до 15 % и
включается торможение агрегата, которое длится примерно до 5 минут.
Только после полного останова агрегата возможен пуск агрегата ГАЭС в
генераторный режим, который выполняется в следующей последовательности:
- ограничитель открытия направляющего аппарата отводится до 30%;
- агрегат разворачивается до номинальных оборотов;
- включается выключатель генераторного режима;
- включается возбуждение агрегата;
121

Глава 5. Частотная автоматика ввода резервов ГЭС
- выполняется автоматическая синхронизация в сети;
- полностью открываются створки НА и генератор набирает нагрузку.
Выполнение этих операций осуществляется в течение 1-1,5 мин.
5.4. Перевод в активный режим агрегатов, работающих в режиме СК.
Гидроагрегаты, работающие в режиме СК, должны быть готовы к
немедленному автоматическому переводу в генераторный режим. При работе
гидроагрегата в режиме СК рабочее колесо турбины должно быть освобождено от воды.
Процесс перевода в активный (генераторный) режим гидроагрегатов,
работающих в режиме СК, действием ЧАВР или со щита управления станции
(агрегата), выполняется в следующей последовательности:
- агрегат отключается из режима СК;
- отжимается воздух из камеры рабочего колеса;
- ограничитель открытия НА отводится на 30 - 45%;
- агрегат разворачивается до номинальных оборотов;
- включается возбуждение агрегата;
- выполняется автоматическая точная синхронизация с сетью;
- включается выключатель генераторного режима;
- открывается НА до заданного уровня и генератор набирает нагрузку.
Полное время перевода агрегатов из режима СК в генераторный режим, с
набором номинальной мощности (в зависимости от типа агрегата) выполняется в
течение 60 - 90 с.
5.5. Автоматический частотный пуск резервных агрегатов ГЭС.
Для ликвидации аварийных снижений частоты в энергосистеме при
возникновении дефицита активной мощности, необходимо как можно быстрее ввести в
действие резервы активной мощности. Но, остановленные в холодный резерв
турбоагрегаты ТЭС, пуск которых занимает несколько часов, не могут принять
участие в ликвидации подобных аварий [11, 27, 71, 74].
Остановленные агрегаты ГЭС, которые могут быть сравнительно быстро
включены под нагрузку сети, являются эффективным резервом мощности.
Поэтому, правила технической эксплуатации предусматривают применение на ГЭС
специальных устройств автоматического частотного пуска (АЧП) для
ускоренного пуска и загрузки гидроагрегатов при аварийном снижении частоты (рис. 5.2.).
Пуск агрегатов ГЭС выполняется ступенями с разными выдержками
времени, что необходимо по условиям допустимой загрузки трансформаторов
собственных нужд. Гидроагрегаты, находящиеся в резерве, должны быть в
готовности к немедленному автоматическому пуску. Гидротурбины (насос-турбины) с
закрытым направляющим аппаратом должны находиться под напором при
полностью открытых затворах на водоприемнике и отсасывающей трубе.
Для ГЭС с однотипными машинами относительно просто выполнить систему
группового управления и обеспечить подключение к ней остановленных
агрегатов. Пуск отдельных агрегатов (или групп генераторов) предусматривается от
программного реле времени. Каждый из генераторов при помощи режимных
ключей подключается к шинам той или иной очереди.
122

Глава 5. Частотная автоматика ввода резервов ГЭС
ОтГЩУГЭС
ОтЧАВР
От устройств
телеуправления
Включение реле пуска
Открытие клапанов технологической
воды и масла
Запрет включения
при неготовности пуска
т
Включение реле контроля
длительности пуска
Срабатывание электромагнита пускового золотника
Установка гидропривода ограничителя в положение х.х.
Открытие направляющего аппарата
Установка лопасти рабочего колеса
турбины в рабочее положение
Разворот агрегата
Срабатывание реле частоты вращения
Включение
генератора
в сеть
Автоматическая
синхронизация
Возбуждение генератора
Отключение реле пуска и реле
контроля длительности пуска
Рис. 5.2. Общая последовательность операций
при автоматическом пуске гидроагрегата.
Интервалы времени между смежными очередями выбираются либо только
для предотвращения одновременного включения генераторов (2-5 с), либо для
предотвращения включения последующей очереди в случае восстановления
частоты после включения машин (1-2 мин) предыдущей очереди.
Автоматический частотный пуск резервных гидроагрегатов выполняется в
следующей последовательности:
- гидроагрегаты, находящиеся в режиме ГРАМ, переводятся на индивидуальное
управление;
- выполняются подготовительные пусковые операции включения маслонасосов
турбинного подшипника и открытие задвижек технического обеспечения;
- выполняется открытие НА до положения пускового открытия;
- производится набор гидроагрегатом оборотов до 100% от номинала;
123

Глава 5. Частотная автоматика ввода резервов ГЭС
- подается возбуждение на генератор;
- производится включение гидроагрегата в сеть методом автоматической
синхронизации (самосинхронизации);
- производится набор мощности до величины уставки ручного задатчика
мощности (в случае нулевого задания на задатчике - набор мощности выполняется
вручную оперативным персоналом).
Дальнейший набор мощности гидроагрегата, при необходимости - выше
заданной уставки, выполняется оперативным персоналом вручную с учетом
состояния оборудования станции и требований по режиму энергосистемы или
энергообъединения.
Как правило, агрегаты ГЭС включаются на параллельную работу в сеть
способом автоматической синхронизации (самосинхронизации). В процессе
самосинхронизации не требуется точная подгонка частоты, величины и фазы
напряжения синхронизируемого генератора, как при точной синхронизации. При этом
ротор генератора разворачивается турбиной до частоты вращения, близкой к
синхронной частоте и без возбуждения включается в сеть, после чего в ротор
подается возбуждение. Возникающие в генераторе электрические моменты
обеспечивают подтягивание частоты вращения ротора к синхронной частоте вращения
энергосистемы и его втягивание в синхронизм. Как только генератор втягивается в
синхронизм, автоматическим действием на механизм изменения частоты
вращения (МИЧВ) в соответствии с программой пуска агрегата, производится
дополнительное открытие НА турбины и генератор начинает набирать активную нагрузку.
При дальнейшем увеличении открытия НА турбины генератор набирает заданную
нагрузку и нормально работает на сеть, параллельно с другими генераторами.
Самосинхронизация является более легким способом подключения
генератора, как для него самого, так и для сети. Действительно, поскольку подключение
генератора в сеть происходит без возбуждения, то его напряжение равно нулю. В
таком случае, действия по подгонке этого напряжения, как по величине, так и по
фазе не имеет смысла. Да и частота вращения генератора не обязательно должна
быть точно синхронной. Поскольку не требуется точная подгонка указанных
параметров, то процесс самосинхронизации может быть выполнен сравнительно
быстрее. В этом состоит одно из преимуществ способа самосинхронизации,
особенно в аварийных режимах, когда частота сети может существенно отличаться от
50 Гц и даже меняться во времени. Отсутствие устройств точной подгонки
параметров синхронизируемого генератора приводит к тому, что принципиальная
схема и аппаратура способа самосинхронизации получается более простой, а
значит, и более надежной.
Существенным недостатком способа самосинхронизации генератора
является наличие больших уравнительных токов в момент его включения в сеть.
Поскольку этот уравнительный ток является реактивным, то при самосинхронизации
не возникают большие толчки активной мощности и опасные механические
усилия на валу генератора. К тому же, поскольку сопротивление энергосистемы не
равно нулю хс Ф 0, то уравнительный ток будет меньше тока короткого замыкания
на выводах генератора. Однако, короткое замыкание на выводах генератора
является сравнительно редким аварийным режимом. А в практике эксплуатации син-
124

Глава 5. Частотная автоматика ввода резервов ГЭС
хронизапия генераторов выполняется значительно чаще, следовательно, в каждом
случае генератор вынужденно подвергается действию больших уравнительных
токов. (Для гидрогенераторов переходное сопротивление х'^ = 0,3, поэтому толчок
уравнительного тока у них не превышает 3,5-кратного значения).
Естественно, что наличие больших уравнительных токов при
самосинхронизации генераторов сопровождается снижением напряжения на сборных шинах
станции. Величина этого снижения напряжения зависит от соотношения
сопротивлений энергосистемы хс и генератора хТ, что в свою очередь, определяется
соотношением мощностей энергосистемы и генератора. Если принять соизмеримые
значения этих сопротивлений, то снижение напряжения будет достигать 50 % от
номинального значения, однако обычно хс < хГг поэтому фактические снижения
напряжения составляют меньшую величину.
По мере втягивания генератора в синхронизм напряжение на сборных шинах
станции восстанавливается, что определяется увеличением сопротивления
генератора, а также действием регулятора напряжения и устройства форсировки
возбуждения. Генератор втягивается в синхронизм сравнительно быстро (в течение 1
- 2 с), так что снижение напряжения получается кратковременным и не оказывает
существенного влияния на режим работы энергосистемы и большинства
потребителей. Поэтому, величина мощности генераторов, которые могут включаться в
сеть способом самосинхронизации, не ограничивается и, вследствие большой
надежности способ самосинхронизации рекомендован также на полностью
автоматизированных ГЭС при отсутствии дежурного персонала.
Действие АЧП ГЭС должно продолжаться до восстановления нормального
уровня частоты или полной загрузки агрегатов. Для предотвращения избыточной
суммарной загрузки генераторов, сопровождающейся забросом частоты и
перерасходом гидроресурсов в процессе пуска гидроагрегатов, при достижении
уровня частоты сети равной уставке частоты возврата АЧП (на 0,1 - 0,2 Гц выше
уставки частоты срабатывания АЧП) реле частотного пуска возвращается в
исходное состояние.
Но все гидроагрегаты продолжают выполнять предусмотренную схемой
последовательность операций. Останов агрегата выполняется только действиями
оперативного персонала с главного щита управления ГЭС или агрегатного щита
управления. Начальный набор активной нагрузки гидроагрегатов происходит
примерно через 30 с, от времени запуска автоматики.
Общее время пуска, разворота до номинальной мощности резервных ГА и
синхронизации с сетью зависит от типа турбин, регуляторов, исходных режимных
параметров энергосистемы и вида применяемой синхронизации при включении
генератора в сеть (для горизонтальных турбин - 40 - 60 с, для вертикальных
турбин - 60 - 120 с).
5.6. Групповое регулирование мощности на ГЭС.
Пуск и остановка гидроагрегатов производятся в зависимости от величины
напора и нагрузки работающих генераторов таким образом, чтобы обеспечить
наиболее экономичную работу всей электростанции (с учетом метода равенства
относительного прироста ресурсов и учетом потерь в линиях электропередачи).
125

Глава 5. Частотная автоматика ввода резервов ГЭС
При этом, должна обеспечиваться необходимая (заданная) величина
вращающегося резерва мощности.
Простота схемы группового регулирования мощности на ГЭС, а также ее
надежность, в первую очередь необходимы для автоматизированных
гидростанций, поскольку пуск и останов гидроагрегатов в режиме работы энергосистем
производится сравнительно часто.
При понижении частоты в энергосистеме ниже заданного уровня,
осуществляется автоматическое воздействие на устройство группового регулирования
активной мощности (ГРАМ) таким образом, чтобы все агрегаты, управляемые от
этого регулятора, взяли максимальную активную нагрузку, даже если она
превышает заданную заранее графиком нагрузки (рис. 5.3.).
w
Пуск
^Л
1ПЧ-1
Включение
и остановка

многоступенчатого
реле времени
1-я выдержка
времени
2-я выдержка
времени
3-я выдержка
времени
4-я выдержка
времени
%
i
си
I
§
0Q
№1
ц №2
о
I
8.
32 №3
I
Р
£, №4
1
% №5
у-
5
S
§ №6
из
I
=Г No7
0Q
№8
Рис. 5.3. Групповой автоматический пуск гидрогенераторов.
Пуск отдельных агрегатов (или групп генераторов) предусматривается от
программного реле времени. Каждый из генераторов при помощи режимных
ключей подключаются к шинам той или иной очереди.
126

Глава 5. Частотная автоматика ввода резервов ГЭС
Интервалы времени между смежными очередями выбираются либо только
предотвращения одновременного включения генераторов (несколько секунд),
либо для предотвращения включения последующей очереди в случае
восстановления частоты после включения машин предыдущей очереди (1-2 мин).
Включение устройств автоматики пуска производится реле Ч, реагирующее
на снижение частоты. Время подачи команды на включение группы генераторов
первой очереди определяется уставкой реле 1В.
Выдержка времени реле 1В выбирается 0,5 с для предотвращения действия
устройства при случайных кратковременных замыканиях контактов реле
понижения частоты, например при толчках напряжения и предотвращения его работы
при синхронных качаниях.
Реле времени 1В термически устойчиво: при действии реле размыкаются его
мгновенные контакты 1В-1 и последовательно с обмоткой реле включается
добавочное сопротивление.
Контактом 1В-2 включается промежуточное реле 777. Оно в свою очередь
замыкает цепи многоступенчатого реле времени 2В и контактом 777-3 подает
оперативный ток на шину первой очереди автоматического пуска. Многоступенчатое
реле времени 2В определяет интервалы между включениями последующих групп
машин. Интервалы At между командными импульсами регулируются заранее
уставкой программного реле времени в пределах 10-120 с.
Различная очередность подключения той или иной машины достигается при
помощи режимных ключей КР и промежуточных реле ПЧ. Контакты реле
замыкают цепи автоматического пуска соответствующих машин.
Эта схема отображает только принцип выполнения взаимосвязи элементов, а
практическое исполнение может быть различным.
127

Глава 6. Автоматическая частотная разгрузка по отклонению частоты
Глава 6. АВТОМАТИЧЕСКАЯ ЧАСТОТНАЯ РАЗГРУЗКА
ПО ОТКЛОНЕНИЮ ЧАСТОТЫ
6.1. Общие сведения.
Стабильная частота в энергосистеме является показателем равенства
(баланса) между суммарной активной мощностью турбоагрегатов и суммарной
мощностью нагрузок потребителей (в т.ч. потери мощности в энергосистеме).
Нарушение баланса активной мощности может происходить вследствие изменения
суммарной мощности турбин электростанций или нагрузки потребителей
энергосистемы. Такой небаланс мощности вызывает изменение частоты в энергосистеме.
Техническая оценка влияния изменения мощности электростанций или
нагрузки потребителей на ход аварийного частотного переходного процесса не
может быть проведена экспериментально, а только на основании моделей
функционирования энергосистем в условиях аварийных частотных процессов [21, 74].
Простейший способ оценки хода частотного переходного процесса в
установившемся режиме можно получить из условия равенства фиксированной
мощности генерации Рг и мощности нагрузки как функции частоты
при PH(f) = Р0 ■ (f'fo) ■ kH , где Pq - начальное значение мощности, f0 - начальное
значение частоты, кн - частотный коэффициент нагрузки, откуда получаем
P2 = PH(f)=Po-(ffo)-kH. (6.1)
Решая уравнения (6.1) относительно установившейся частоты/=fyCr получим
f = г' ^°
уст Р -к ' (6'2^
р -р
Если обозначить АР, =—-—-- относительный дефицит мощности генера-
-* О
ции, а А£>~ /о - - дефицит мощности генерации, выраженный в процентах ,
100/о
Р
то при/ = 50 Гц и с учетом преобразования отношения мощностей —^~
Р._Р0-Ро+Р,_Ро-(Рр-Р.)_{ Р0-Р,_1 Ар_1 АР,%
Р0 Р0 Р0 Р0 г 100%'
из (6.2), получим
/,
уст
Рп-к, Рп к
(. АР%Л
1
о'Л„ Го К„ V ivwo;
100%
50 сп АРг% 50 сп Л/\%
— = 50 = 50
к 100% к 2к
(6.3)
к
Используя зависимость (6.3) при заданной величине дефицита мощности АРГ
и числа отработавших п очередей с известными величинами уставок АРг (z = 1-е- п)
по объему отключаемой нагрузки, исходя из начального значения частоты 50 Гц,
легко получить величину установившейся частоты:
128

Глава 6. Автоматическая частотная разгрузка по отклонению частоты
= =50_^о/о-(^% + ^2% + - + ^%) = 50_^%-^%
J ус, J ус, 2^ 2^ до/*;
где APz,« - суммарный объем отключенной нагрузки сработавших п очередей.
С учетом коэффициента срабатывания очередей АЧР (&ачр) зависимость (6.4)
запишется в виде
/ус„, =50 : ^ ^" . (6.5)
Зависимость (6.5) дает приблизительную оценку для значения
установившейся частоты в частотном переходном процессе.
При выполнении практических расчетов зависимости снижения частоты
после возникновения дефицита активной мощности, более удобно пользоваться
уточненной формулой, где учитывается экспоненциальный закон изменения
частоты. В этой формуле частота/выражается в герцах, дефицит мощности ЛРГ - в
относительных единицах или процентах и частотный коэффициент нагрузки кн - в
относительных единицах:
( *\ .„ „ f *\
f _ f _\ i <a)' JO
P,-kt
1-е Tj
\
~ Jo
P -к
\-e Tj
\
(6.6)
При выполнении практических расчетов зависимости повышения частоты
после возникновения избытка активной мощности в данной формуле перед
дробью необходимо поменять знак " - " на " +" и величину небаланса мощности
взять по модулю (Рг - Рн).
При значительном числе срабатывающих очередей системы АЧР,
применение формулы (6.5.) при ручном счете, затруднено. Как отмечается в работе [68],
детальный ручной анализ режимов функционирования энергосистем при
возникновении внезапного дефицита мощности затруднителен, поскольку требует
последовательного определения времени достижения частоты для каждой очереди
АЧР, времени задержки до отключения нагрузки этой очередью и определения
таким способом всех сработавших очередей.
Расчеты аварийного динамического изменения частоты в энергосистемах
необходимо проводить для всех возможных вариантов дефицита активной
мощности, до его максимальной величины, предельно допустимой для выбранной
настройки уставок и объемов системы АЧР. При этом также следует учитывать
влияние ряда важных, частотно-временных параметров энергосистемы:
- эквивалентную постоянную момента инерции системы Ту,
- частотный коэффициент нагрузки кн;
- начальную частоту, при которой возник дефицит мощности;
- скорость аварийного изменения частоты;
- требования регламента безопасной эксплуатации реакторов АЭС и др.
Естественно, что выполнить такие сложные расчеты вручную - практически
невозможно. Такую сложную работу можно выполнить только с помощью
математически выверенного моделирования частотных переходных процессов в
программных комплексах анализа частотных электрических режимов.
129

Глава 6. Автоматическая частотная разгрузка по отклонению частоты
В современных условиях укрупнения энергосистем в большие
энергетические объединения и увеличения их рабочей мощности нагрузки, вероятность
общего снижения частоты, охватывающего все объединение, практически
невозможно. Изменение частоты, при внезапном отключении одного крупного
турбоагрегата в большом объединении, незначительно, и будет тем меньше, чем
мощнее объединение. Расчетное отклонение частоты при дефиците мощности в
энергосистеме или объединении [74] можно определять по эмпирической формуле:
"■*&■ >->
Например, в энергетическом объединении, мощностью Рн = 30 000 МВт и
частотным коэффициентом нагрузки кн = 2, при отключении энергоблока 300 МВт
(1 % от суммарной нагрузки) создается дефицит мощности (АРГ)-
В таком случае, расчетное отклонение частоты (А/) от её номинального
значения (/о = 50 Гц) составит не более, чем на:
А/=/о -АРТ / Рн • К = 50 • 300 / 30 000 • 2 = 0,25 Гц.
При тех же исходных условиях расчета и мощности ОЭС (ЕЭС) равной:
- 60 000 МВт (АРГ = 0,5 %), расчетное отклонение частоты составит 0,125 Гц;
- 150 000 МВт (АРГ = 0,2 %), расчетное отклонение частоты составит 0,05 Гц.
А при отключении энергоблока АЭС мощностью 1000 МВт, при тех же
исходных условиях и мощности объединения (ОЭС, ЕЭС) равной:
- 60 000 МВт (АРГ = 1,67 %), расчетное отклонение частоты составит 0,4 Гц.
- 150 000 МВт (АРГ = 0,7 %), расчетное отклонение частоты составит 0,16 Гц.
Если в крупном энергетическом объединении (150 000 МВт), представить
даже крайне редкую возможность одновременного отключения энергоблоков всей
станции (5 блоков по 300 МВт = 1500 МВт = 1 % от суммарной нагрузки), то
расчетное отклонение частоты от номинального уровня, при тех же исходных
условиях расчета, опять таки, составит - 0,25 Гц.
Таким образом, при анализе частотных переходных процессов, следует
помнить, что 1 % дефицита мощности соответствует отклонению частоты 0,25 Гц.
Следует отметить, что все выше приведенные примеры расчетов отклонения
частоты по формуле 6.7. и результирующее правило пропорциональности
изменения дефицита активной мощности и частоты:
1 % АРТ = 0,25 Гц,
определены при исходном номинальном значении частоты fH0M = 50 Гц.
При отклонении исходных значений частоты от номинального (в сторону её
повышения или снижения и том же 1 % ЛРГ) практические расчеты
результирующего отклонения частоты показывают правило пропорциональности при
изменении исходной частоты на каждую 0,1 Гц = + 0,0005 Гц:
50,2 Гц = + 0,001 Гц = 0,251 Гц;
50,1 Гц = + 0,0005 Гц = 0,2505 Гц;
Лом = 50 Гц = 0,25 Гц;
49,9 Гц = - 0,0005 Гц = 0,2495 Гц;
49,8 Гц = - 0,001 Гц = 0,249 Гц.
Возможно, более простое определение снижения частоты при дефиците
130

Глава 6. Автоматическая частотная разгрузка по отклонению частоты
мощности по принятому среднему частотному коэффициенту нагрузки (&н = 2):
2 % АРТ = i %/ (0,5 Гц) , откуда, 1 % АРГ = 0,25 Гц,
Такие правила пропорциональности изменения аварийного дефицита
активной мощности и частоты значительно облегчают практический анализ частотных
переходных процессов энергосистем.
Объединение энергосистем на параллельную работу в составе крупных по
мощности и сложных по конфигурации энергетических объединений,
характеризуется следующими особенностями, с точки зрения возможности возникновения и
развития аварий с небалансом мощности и снижением частоты:
1) увеличением количества узлов и районов, получающих значительную
часть мощности по электрическим связям с объединением и повышением
вероятности больших местных дефицитов мощности при аварийном отделении
дефицитных узлов и районов,
2) многообразием возможных аварий, сопровождающихся возникновением
дефицитов активной мощности,
3) сложным характером протекания аварийных процессов с возможностью
развития цепочечных (каскадных) аварий, которые начались и своевременно не
локализированы в одном районе энергосистемы, получают дальнейшее развитие,
охватывая все большие территории и, в конечном итоге, могут охватить
значительную часть объединения или все объединение в целом.
Рассмотрим подробнее каждую из этих особенностей параллельной работы
энергосистем в составе крупных энергетических объединений (рис. 6.1.).
Рис. 6.1. Примерная схема сложного энергетического объединения.
1. Аварийные нарушения с дефицитом активной мощности могут возникать в
результате последовательного отключения нескольких связей района из-за
перегрузки, нарушения статической устойчивости и отключении последней связи
района с ОЭС, рассматриваемые, как изолированно работающая энергосистема.
При наличии в крупных объединениях длинных, сильно загруженных линий
электропередачи, к таким же результатам могут привести отключения
перегруженных линий в основной сети объединения. В конечном итоге, эти отключения
разделяют объединение на не синхронно работающие части и выделяют одну или
несколько энергосистем с дефицитом активной мощности.
131

Глава 6. Автоматическая частотная разгрузка по отклонению частоты
2. Аварийные нарушения с дефицитом активной мощности могут охватывать
район или группу районов, энергосистему или группу энергосистем и даже
объединение в целом.
Например, в схеме рис. 6.1 аварийные отключения сильно загруженных
линий электропередачи или шин соответствующих подстанций могут приводить к
отделению с дефицитом (или избытком) каждой в отдельности энергосистемы -
ЭС-1, ЭС-2, ЭС-3, ЭС-4 и ЭС-5. Для примера показаны аварийные сечения 1
(отделяющее энергосистему ЭС-2) и аварийное сечение 1' (отделяющее
энергосистему ЭС-5).
Возможны также аварийные отключения сильно загруженных линий
электропередачи основной сети с разделением объединения на не синхронно
работающие части (для примера показаны аварийные сечения 2 и 2'). Более сложный
вариант последовательного аварийного отключения электрических связей основной
сети по сечениям 2 и 2' показывает пример разделения объединения на три, не
синхронно работающие части, с выделением на автономную работу избыточной
части - энергосистемы ЭС-1.
Приведенный выше перечень возможных аварийных ситуаций показывает
только пример, который относится к определенному режиму. А в практической
эксплуатации, при анализе аварийных нарушений, как правило, проявляется более
широкое разнообразие режимов работы энергосистем, которые определяются
сезонами, месяцами, днями недели (рабочие, предвыходные, выходные,
праздничные и воскресные дни) и временем суток.
Поэтому, при анализе аварийных нарушений необходимо учитывать
ремонтные работы на электростанциях и в сетях, а также мобилизацию резервов
мощности, условия использования энергоресурсов, причем с возможностью
различных сочетаний этих факторов. Даже примерный перечень факторов анализа
возможных дефицитов мощности в энергосистемах показывает, что это сложная и
многовариантная задача, требует применения специальных программ анализа и
высокой квалификации практических специалистов.
3. Любая аварийная ситуация с дефицитом активной мощности должна быть
своевременно локализирована, поскольку она, как правило, может
сопровождаться нерасчетными (непредвиденными) наложениями аварийных событий:
- дополнительным отключением линий и агрегатов из-за их перегрузки;
- возникновением асинхронных режимов на перегруженных связях;
- ложной работой устройств релейной защиты и автоматики;
- снижением мощности электростанций или отдельных агрегатов из-за потери
части собственных нужд;
- временной перегрузкой котлов с последующим сбросом мощности;
- неправильными действиями оперативного персонала и др.
Нерасчетные наложения аварийных событий могут привести к развитию
каскадной аварии, в процессе которой, начальный аварийный дефицит активной
мощности энергосистемы может нарастать плавно или ступенчато. Процесс
протекания каскадной аварии с непредвиденными колебаниями дефицита активной
мощности может характеризоваться повторяющимися снижениями и восстанов-
132

Глава 6. Автоматическая частотная разгрузка по отклонению частоты
лениями уровней частоты [27, 71, 74].
Повторные снижения уровней частоты, после полной или частичной
ликвидации дефицита активной мощности в процессе каскадной аварии, могут
происходить в энергосистеме из-за:
- дополнительного отключения электрических связей и агрегатов электростанций;
- действия систем АРЧМ на электростанциях или их отсутствия;
- обратного, автоматического или ручного включения потребителей, ранее
отключенных устройствами АЧР и т.д.
Аварийные снижения частоты до уровня уставок частоты срабатывания
устройств системы АЧР (49 Гц и ниже) возможны, при дефиците мощности в
энергосистеме выше вращающегося резерва электростанций (резерв отсутствует).
При аварийных уровнях частоты, уменьшается производительность механизмов
собственных нужд электростанций, что приводит к уменьшению генерирующей
мощности и дальнейшему снижению частоты [23, 27, 64, 71, 74, 80].
В таких случаях, ликвидацию дефицита активной мощности в изолированно
работающей энергосистеме можно осуществить только отключением
потребителей быстродействующими устройствами системы автоматической частотной
разгрузки (АЧР). Быстрое отключение потребителей предотвращает развитие
частотных аварий до возникновения явления "лавины частоты", которое может
привести к делению энергосистемы - выделению электростанций на питание
выделенного района нагрузки и собственных нужд. При неустойчивом выделении
электростанций на выделенный район, возможна аварийная остановка агрегатов с
полным погашением дефицитной части энергосистемы или района.
6.2. Система автоматической частотной разгрузки (АЧР).
Система АЧР - это распределенная (множеством рассредоточенных
устройств) противоаварийная автоматика, которая должна обеспечить:
- ликвидацию максимально допустимого (для технических возможностей
устройств АЧР) дефицита активной мощности;
- восстановление частоты сети до длительно допустимого уровня без участия
других автоматик;
- автоматическое включение отключенной нагрузки потребителей по мере
восстановления нормальной частоты;
- отсутствие срабатывания устройств АЧР, при допустимых кратковременных
снижениях частоты, в том числе, обусловленных синхронными колебаниями.
При создании систем АЧР в энергосистемах СССР, а в настоящее время, в
Украине и странах СНГ, нормативными материалами [1, 2, 76] общая система
АЧР представлялась как ряд взаимосвязанных и взаимозависимых подсистем:
- очереди быстродействующей АЧР1, для ликвидации возникшего аварийного
дефицита активной мощности;
- очереди несовмещенной АЧРП, для восстановления частоты до длительно
допустимых уровней, определяемых частотой возврата этих устройств;
133

Глава 6. Автоматическая частотная разгрузка по отклонению частоты
- очереди совмещенной АЧРП (второй пуск по частоте очередей АЧР1), для
обеспечения подъема частоты до длительно допустимых уровней в случаях
возможного зависания частоты;
- очереди ЧАПВ, обеспечивающее автоматическое подключение потребителей
(отключенных устройствами АЧР) при повышении частоты до уставок их
срабатывания по частоте.
В действии устройств системы АЧР, при аварийном снижении частоты,
должна четко соблюдаться частотно-временная последовательность срабатывания
её составляющих:
- разных очередей АЧР1, равномерно снижающихся по отклонению частоты, на
единой минимальной уставке времени;
- разных очередей АЧРП, равномерно повышающихся по времени, на единой
уставке по отклонению частоты;
- разных очередей ЧАПВ, равномерно повышающихся по отклонению частоты и
равномерно повышающихся по времени.
Такая очередность срабатывания устройств обеспечивает возможность
последовательного отключения необходимых объемов нагрузки
(автоматизированная "самонастройка") системы АЧР:
- при ликвидации дефицита мощности устройствами быстродействующей АЧР1;
- при восстановлении частоты до длительно допустимых уровней (для
оборудования энергосистем) устройствами медленно действующей АЧРП;
- при восстановлении питания потребителей, ранее отключенных устройствами
системы АЧР, устройствами медленно действующего ЧАПВ.
Ликвидация дефицита мощности в аварийных ситуациях выполняется
только быстродействующими устройствами АЧР1, которые по месту установки и
применения, разделяются на системные и локальные (местные) виды:
- системные, для аварийного автоматического отключения нагрузки на
подстанциях энергосистем по общесистемным требованиям;
- локальные, для аварийного автоматического отключения нагрузки на
подстанциях дефицитных частей энергосистем по местным условиям;
- локальные, для аварийного автоматического отключения нагрузки на
подстанциях локальных схем частотной делительной автоматики электростанций.
Локальные устройства АЧР1 будут рассмотрены в специальных главах,
поэтому в данной главе речь идет только о системных устройствах АЧР1.
Восстановление частоты в энергосистеме, после ликвидации аварийного
дефицита активной мощности быстродействующими устройствами АЧР1,
происходит в результате действия медленно действующих устройств АЧРП.
Следует учитывать, что в самом начале процесса восстановления частоты
принимает участие и последняя отключенная очередь АЧР1, которая срабатывает,
как правило, с избытком отключаемой нагрузки потребителей. И чем больше
будет избыток отключенной нагрузки последней очереди АЧР1, тем значительнее он
ускоряет процесс восстановления частоты в энергосистеме.
В некоторых энергосистемах и районах, на работу устройств АЧРП, по
восстановлению частоты до номинального (или исходного) уровня, накладывается
действие частотной автоматики ввода резервов (ЧАВР) мощности ГЭС:
134

Глава 6. Автоматическая частотная разгрузка по отклонению частоты
- автоматический ввод резервов (АВР) мощности работающих гидроагрегатов
(ускорение регуляторов скорости);
- перевод гидроагрегатов из режима синхронного компенсатора (СК) в режим
активной генерации;
- автоматический частотный пуск (АЧП) резервных гидроагрегатов.
Одновременно с работой автоматик ввода резервов ГЭС и ТЭС, во многих
случаях, возможны оперативные действия персонала по восстановлению баланса
мощности энергосистем. Поэтому, устройства АЧРП должны работать с
минимально возможным диапазоном выдержки времени, при этом объем отключаемой
нагрузки их очередей должен быть убывающим по уставкам времени
срабатывания, чтобы отключение большого объема последней очереди не приводило к
недопустимым повышениям уровней частоты. Минимизация времени ликвидации
частотной аварии способствует быстрому прохождению аварийных (до 49 Гц) и
после аварийных (выше 49 Гц) уровней частоты для обеспечения надежности
работы современного оборудования электростанций.
Срабатывание устройств АЧРП в процессе самостоятельного или
комплексного (с работой устройств регулирования мощности агрегатов ГЭС и ТЭС)
восстановления частоты должно прекращаться при повышении частоты сети до
уровня уставок возврата устройств АЧРП (fyci + 0,1 Гц и выше), обеспечивающим
длительно допустимую работу энергосистемам [21, 27, 71, 74].
В системе АЧР, действием АЧРП с уставкой 49 Гц, отключение её очередей
может поднять частоту до уровня возврата реле - 49,1 Гц. При таком уровне
частоты, оставшиеся комплекты АЧРП не сработают, а вернутся в исходное
состояние готовности к работе. В общем случае, с учетом коэффициента возврата и
положительной эксплуатационной погрешности срабатывания реле частоты типа
РЧ-1 (+ 0,2 - 0,3 Гц) восстановление частоты действием АЧРП, может
осуществляться до уровня (49,2 - 49,3) Гц.
Поэтому, при достаточных объемах отключаемой нагрузки устройствами
АЧРП, их действие рекомендуется выполнять на микропроцессорных реле
частоты с регулируемым коэффициентом возврата реле. Применение регулируемого
коэффициента возврата реле частоты обеспечивает срабатывание
соответствующего объема устройств АЧРП и медленное восстановление частоты до
необходимого уровня - 49,5 Гц и выше, позволяющего энергосистемам работать без
ущерба для потребителей и самих энергосистем [3, 21, 67].
По этой причине в энергосистемах европейских стран [74, 93], как правило,
не применяются устройства АЧРП, а восстановление частоты до уровней, близких
к номинальному уровню, осуществляется ускоренно, за счет избытков
отключаемой мощности потребителей при ликвидации дефицита активной мощности
увеличенным объемом очередей АЧР (8 -12 % от потребления).
Необходимо отметить, что при уровнях частоты выше уставок срабатывания
устройств АЧР1 и АЧРП возвращаются в исходное состояние готовности к работе
только сами реле частоты, а выключатели присоединений потребителей,
задействованных к этим устройствам, остаются в отключенном состоянии.
После восстановления частоты действием устройств несовмещенной АЧРП
до длительно допустимых уровней (выше уставок частоты возврата реле) все
135

Глава 6. Автоматическая частотная разгрузка по отклонению частоты
устройства системы АЧР, отключающие нагрузку потребителей, возвращаются в
исходное, предаварийное состояние. При дополнительном вводе резервов
мощности и дальнейшем повышении частоты энергосистемы устройства ЧАПВ
восстанавливают питание потребителей до достижения уставок возврата реле, после
чего, оставшиеся устройства ЧАПВ возвращаются в исходное состояние готовности.
Еще в 70-е годы прошлого века, при работе ЕЭС СССР с ненормативными
уровнями рабочей частоты около 49 Гц [92], был проведен анализ случаев
аварийных нарушений с работой устройств системы АЧР. Такой анализ показал, что
системные нарушения, которые приводили к срабатыванию устройств АЧР в
масштабах ЕЭС, не превышали 1,5 %. А более 90 % случаев режимных аварийных
нарушений с работой устройств системы АЧР были связаны с возникновением
дефицитов активной мощности при отделении районов, энергосистем, группы
энергосистем или нарушении их синхронной работы [74].
После марта 1985 года, когда ЕЭС СССР перешла на работу с номинальной
частотой [92], за прошедшие десятилетия сформирована электрическая сеть с
более надежными межсистемными связями (в том числе на сверхвысоком
напряжении 750 кВ) и введены большие объемы новых генерирующих мощностей
(особенно, крупных энергоблоков на АЭС).
В настоящее время в ЕЭС маловероятны возможности системных
нарушений, которые могут привести к срабатыванию устройств системы АЧР в
масштабах объединения. В таких условиях, аварийные нарушения с работой устройств
системы АЧР возможны, только при отключении связей в основной сети
объединения, приводящие в конечном итоге, к его разделению на не синхронно
работающие части и выделению одного или нескольких районов с дефицитом активной
мощности (изолированно работающие энергосистемы).
Анализ распределения аварийных нарушений с работой устройств системы
АЧР показал, что в отдельных ОЭС и ЕЭС в целом, характер этих нарушений
примерно совпадает [74]. Так, распределение нарушений с работой устройств
АЧР по часам суток почти равномерно, с уменьшением в 1,5 - 2 раза в ночные и
вечерние часы. Близким к равномерному, является и распределение нарушений по
дням недели, с уменьшением на 5 - 6 % в выходные дни по сравнению с рабочими
днями. Эти показатели объясняются тем, что в дневные часы и рабочие дни
недели, внутрисистемные и межсистемные связи работают с большими перетоками
мощности, поскольку нагрузка энергосистем максимальная или близкая к ней.
Естественно, что в условиях максимальных нагрузок, аварийные отключения
любого элемента или группы элементов энергосистемы (ЛЭП, секций или шин
подстанций, турбоагрегатов и т.д.) вызывают большую вероятность
возникновения нарушений с дефицитами мощности и работой устройств системы АЧР.
Следует учитывать и тот факт, что хотя в ночные часы и выходные дни
нагрузка энергосистемы и перетоки мощности по связям меньше, но именно в эти
часы и дни часть линий электропередачи и станционного оборудования
выводится в ремонт. Кроме того, в этот период отключаются наименее экономичные
агрегаты на электростанциях. Поэтому отключение генераторов в период
минимальных нагрузок в энергосистемах создает больший относительный дефицит
мощности, соответственно, и процент срабатывания устройств системы АЧР является
136

Глава 6. Автоматическая частотная разгрузка по отклонению частоты
относительно высоким. Распределение аварийных нарушений с работой
устройств системы АЧР по месяцам года показывает, что большая часть их
выпадает на период летних нагрузок энергосистем. Это также объясняется тем
фактом, что в летний период минимальных нагрузок энергосистемы выводится в
ремонт значительная часть станционного оборудования и линий электропередачи,
что приводит к большей вероятности режимов с работой устройств АЧР [74].
Таким образом, вероятность возникновения аварийного нарушения с работой
устройств АЧР достаточно велика в различные периоды суток, недели, месяца
или года. Поэтому система АЧР должна быть ориентирована на успешную
ликвидацию возможных аварийных нарушений независимо от времени их
возникновения, хотя и рассчитывается на период максимальных нагрузок энергосистем.
Система АЧР должна обеспечить функционирование энергосистем в допустимых
пределах величины дефицита активной мощности и независимо от характера
развития аварии (простая или каскадная), а также переменных параметров
энергосистем - постоянной времени энергосистемы и регулирующего эффекта нагрузки.
Рассмотрим упрощенную часть алгоритма действия устройств
быстродействующей АЧР1 при ликвидации дефицита активной мощности в энергосистеме:
- с контролем действия автоматической разгрузки тепловой мощности реакторов
ВВЭР-1000 при снижении частоты;
- с комбинированным действием устройств ЧАПВ при повышении частоты;
отдельная часть, которой, схематически, представлена на рис. 6.2.
Рис. 6.2. Структура алгоритма действия системы АЧР1-ЧАПВ.
На рисунке показана неразрывная взаимосвязь между измерительными
органами быстродействующей АЧР1 (средняя часть) и измерительными органами ав-
137

Глава 6. Автоматическая частотная разгрузка по отклонению частоты
томатики предварительной разгрузки тепловой мощности реакторов АЭС (левая
часть), сложившаяся с 80-х годов прошлого века при вводе в эксплуатацию
энергоблоков АЭС с реакторами ВВЭР-1000.
В измерительном органе АЧР1, при аварийном снижении частоты до
заданной уставки (f < fycT), срабатывает реле по частоте и запускает реле времени (РВ).
Реле времени отрабатывает заданную уставку времени (0,3 - 0,5 с) и подает сигнал
в исполнительный орган - промежуточное реле, которое, в свою очередь, подает
усиленный сигнал на выключатель отключения нагрузки соответствующего
присоединения с учетом коэффициента срабатывания устройств АЧР (kcv = 0,8).
После отключения нагрузки, по изменению дефицита активной мощности
энергосистемы (Рг - Рн), определяется скорость изменения частоты.
После отключения нагрузки присоединений проводится очередной контроль
частоты и при условии f > fB03B повторяется циклическое действие по дальнейшему
отключению присоединений устройствами АЧР1. А при условии f < fB03B
устройства АЧР1 возвращаются в исходное состояние ожидания повышения частоты до
уставок срабатывания. Сигнал об уровне частоты подается в измерительный орган
автоматики предварительной разгрузки реакторов ВВЭР-1000. В этом органе
производится контроль частоты (f < fycT < 49 Гц) и определяется необходимость ввода
предварительной разгрузки тепловой мощности реактора АЭС на 10%. При пуске
предварительной защиты (ПЗ-L) реактора и ее работе по разгрузке тепловой
мощности реактора, снижение мощности АЭС увеличивает небаланс мощности
энергосистемы и, соответственно, снижает уровень частоты.
В другом случае, при повышении частоты в результате действия очередей
АЧР, до уровня f > fB03Bp ПЗ-1, реле ограничения мощности (РОМ) останавливает
процесс разгрузки мощности, а восстановление мощности реактора выполняется
оперативным персоналом. При отключении присоединений устройствами АЧР1,
выдается сигнал на проверку наличия в них устройств ЧАПВ для повторного
включения при повышении частоты.
При восстановлении частоты до уровня уставок срабатывания устройств
ЧАПВ (рис. 6.2, справа), происходит последовательное автоматическое
включение нагрузки потребителей, ранее отключенных устройствами системы АЧР.
При повышении частоты до заданной уставки ЧАПВ (f > fycT), реле частоты
запускает реле времени (РВ). Реле времени отрабатывает заданную уставку
времени (5 с и более) и подает сигнал в исполнительный орган - промежуточное
реле, которое, в свою очередь, подает усиленный сигнал на включение нагрузки
соответствующего присоединения с учетом коэффициента срабатывания устройств
АЧР (кср = 0,8). После включения нагрузки присоединений проводится очередной
контроль частоты и при условии f > fycT повторяется циклическое действие по
дальнейшему включению присоединений, отключенных устройствами АЧР1. А
при условии f < fB03B устройства ЧАПВ возвращаются в исходное состояние
ожидания повышения частоты до уставок срабатывания.
Такой циклический алгоритм взаимодействия измерительных и
исполнительных органов АЧР1 и автоматик реакторов АЭС выполняется до ликвидации
138

Глава 6. Автоматическая частотная разгрузка по отклонению частоты
дефицита мощности, при последовательном отключении очередей АЧР1 и
восстановления уровней частоты при последовательном отключении очередей АЧРП.
Алгоритм действия очередей АЧРП-ЧАПВ, в структуре алгоритма не
показан, поскольку он практически аналогичен алгоритму действия очередей АЧР1
(рис. 6.2). Принципиальное отличие состоит только лишь в том, что пуск всех
устройств медленно действующей АЧРП по частоте выполняется на единой
(общей) уставке частоты срабатывания (например, 49 Гц), а очередность
последовательного отключения очередей по времени осуществляется по увеличивающимся
уставкам времени задержки на срабатывание устройств (например, 3 - 18 с), с
заданным интервалом времени.
При глубоких снижениях частоты возможны аварийные случаи:
- недостаточного объема нагрузки быстродействующих устройств АЧР1 для
ликвидации аварийного дефицита мощности;
- недостаточной эффективности работы быстродействующих устройств АЧР1 при
большой скорости снижения частоты;
вследствие которых, могут возникнуть аварийные явления лавины частоты, как
правило, приводящие к полному погашению энергосистем (глава 1).
В таких случаях, для сохранения в работе электростанций или их частей,
выполняется их выделение на примерно сбалансированный район нагрузки и
собственных нужд электростанций автоматическими устройствами частотной
делительной автоматики (ЧДА). При успешном выделении электростанций,
восстановление электроснабжения других отключенных потребителей может быть
выполнено относительно быстро. Если же электростанции будут остановлены с
потерей питания механизмов собственных нужд и полным погашением выделенного
района, то для восстановления энергоснабжения потребителей потребуется
значительное время.
При глубоком снижении частоты появляется также опасность резкого
снижения напряжения вплоть до возникновения "лавины напряжения", что приводит
к массовому отключению потребителей (в том числе и ответственных).
Лавина напряжения может возникать вследствие следующих факторов:
- увеличения потребления реактивной мощности в узлах из-за снижения частоты;
- уменьшения генерируемой реактивной мощности (в связи с реакцией на
снижение частоты некоторых систем регулирования и возбуждения турбин).
В случаях аварийного снижения частоты, перед системой АЧР не ставятся
требования по восстановлению частоты до номинального уровня. Работа очередей
АЧРП должна обеспечивать подъем частоты до после аварийных значений 49,1 Гц
и выше (возврат реле при + 0,1 Гц выше уставки срабатывания). Дальнейшее
повышение частоты до номинального уровня после работы системы АЧР
реализуется автоматикой ввода резервов мощности агрегатов ТЭС и ГЭС или
оперативными мероприятиями персонала энергосистем.
Настройка параметров и объемов системы АЧР должна обеспечивать её
самодостаточность, т.е. способность самостоятельно, без помощи других автоматик
разгрузки, выполнять ликвидацию дефицита активной мощности и
восстановление частоты до уровней, длительно допустимых для оборудования энергосистем.
139

Глава 6. Автоматическая частотная разгрузка по отклонению частоты
В практической эксплуатации, полная самодостаточность системы АЧР не
может проявиться, поскольку, при ликвидации аварийного дефицита мощности,
самостоятельно успевают отработать только устройства АЧР1.
А на процесс восстановления частоты замедленными устройствами АЧРП,
как правило, накладывается, рассмотренное в предыдущих главах,
балансирующее действие ЧАВР ГЭС и ТЭС, а также оперативные действия дежурного
персонала электростанций и энергосистем.
В аварийных ситуациях со снижением частоты эффективность работы
устройств АЧР, впервые в мировой практике примененных (1940 г.) в
энергосистемах СССР [74], способствовала ускоренному их внедрению в практической
деятельности по повышению надежности работы энергосистем (табл. 6.1).
Высокие темпы развития народного хозяйства в СССР в 60 - 70 годы
прошлого века, с отставанием развития генерирующих мощностей энергетической
отрасли, и работе электростанций с ненормативными запасами топлива, привели к
длительной работе энергосистем с пониженными уровнями частоты [92].
Таблица 6.1. Рост количества устройств АЧР в энергосистемах СССР.
Год
Количество (шт.)
1945
96
1948
265
1952
711
1956
1083
1959
1526
1961
1991
1986
24000
Поэтому, для обеспечения надежности работы энергосистем с постоянными
дефицитами активной мощности количество устройств системы АЧР постоянно
увеличивалось. Например, в ОЭС Украины (2002 г.) суммарное количество
устройств системы АЧР составляло 505 L шт., в том числе: основные
составляющие системы АЧР (АЧР1 и несовмещенная АЧРП) - 2938 шт., вспомогательная
(совмещенная АЧРП) - 1170 шт. и ЧАПВ - 943 шт.
6.3. Развитие структуры формирования АЧР и систем АЧР.
Принципы построения и структура АЧР впервые были комплексно
сформулированы и внедрены в энергосистемах бывшего СССР в 50 - 60 годах прошлого
века. Исходными, для формирования структуры и концепции построения АЧР на
этом этапе, были условия работы относительно небольших концентрированных
энергосистем, в которых основу генерирующей мощности составляли генераторы
25, 50, 60 МВт. Единичная мощность наиболее крупных генераторов тогда
составляла не более 100 - 150 МВт, а генераторы и потребители, на достаточно
близких расстояниях, были соединены между собой надежными электрическими
связями [23, 64].
Вопросы регулирования частоты и мощности, даже при недостаточном
совершенстве действовавших в то время регуляторов турбин, не представляли
особой проблемы, поскольку дефициты мощности в энергосистемах, при отключении
маломощных генераторов, были незначительными и легко устранялись
существовавшими средствами регулирования и устройствами АЧР. Кроме того,
существенную долю генерации энергосистем, в то время, составляли ТЭС с
барабанными котлами и общими паропроводами, которые способны аккумулировать
большие объемы пара, при наличии и возможном эффективном действии регуля-
140

Глава 6. Автоматическая частотная разгрузка по отклонению частоты
торов производительности котлов. Эксплуатационные и технические
характеристики турбоагрегатов тех десятилетий определялись большими конструктивными
запасами надежности, поэтому позволяли допускать глубокие снижения частоты в
энергосистемах (кратковременно ниже 46 Гц).
В начальный период формирования энергосистем и их автономной работе, в
50-е годы прошлого века применялись два варианта выполнения автоматической
аварийной разгрузки по частоте (ААРЧ) при ликвидации дефицита активной
мощности, впервые были представлены в [89]. Эти типовые варианты уставок
ААРЧ и рекомендации по их практическому применению, отличались
зависимостью допустимой погрешности применяемых реле частоты, где уставки частоты
распределялись на небольшое число (до 5-7) быстродействующих очередей
частотной разгрузки, без задержки времени (таблица 6.2. и таблица 6.3.).
Таблица 6.2. Уставки ААРЧ с погрешностью реле + 0,15 Гц (50-е годы).
Очереди АЧР
1-я
2-я
3-я
4-я
5-я
6-я
7-я
Специальная
Итого
F,T4
47,8
47,4
47
46,5
46
45,5
45
47
Роткл, % потр.
3
4
4,5
5,5
6
6
6,5
3,5
39
At, с
0
0
0
0
0
0
0
25
На том техническом уровне развития науки об АЧР, еще не было понятия
лавины частоты, а было только понятие лавины напряжения, когда при снижении
частоты до 42 Гц наблюдалась значительная саморазгрузка потребителей по
уровню напряжения. Поэтому, с учетом инерции торможения турбоагрегатов
электростанций при снижении частоты, в процессе разгрузки энергосистем не
допускалось снижение частоты ниже 44 Гц (на 2 Гц выше 42 Гц), в связи с чем,
устанавливалась частота срабатывания последней очереди ААРЧ - 45 Гц.
Таблица 6.3. Уставки ААРЧ с погрешностью реле + 0,25 Гц (50-е годы).
Очереди АЧР
1-я
2-я
3-я
4-я
5-я
Специальная
Итого
f,r4
47,8
47
46,4
45,8
45
47
Роткл, % потр.
4
5
6
7
8
4
34
At, с
0
0
0
0
0
25
Специальная очередь ААРЧ предназначалась для автоматического
восстановления частоты в пределах 50 - 47 Гц, если после срабатывания части ААРЧ
значения частоты задерживались на пониженном уровне до 25 с.
141

Глава 6. Автоматическая частотная разгрузка по отклонению частоты
Мгновенное отключение (без задержки времени) быстродействующих
устройств ААРЧ говорит о том, что в те времена допускалась ложная работа
ААРЧ при несинхронных и синхронных качаниях в энергосистеме. В таких
условиях реле частоты срабатывали при любых, даже кратковременных снижениях
частоты - при коротких замыканиях, (к.з.), отключении генерации (ОГ),
автоматическом повторном включении (АПВ) и т.д., для борьбы с которыми
практическому персоналу на местах приходилось самостоятельно устанавливать разные
задержки времени на срабатывание (даже более 1 с).
Поэтому, в конце 50-х годов прошлого века научные и практические
специалисты пришли к выводу, что в конструкции реле частоты должны
предусматриваться специальные блоки и фильтры, которые должны подавлять
кратковременные снижения частоты, в том числе, гармонические составляющие синхронных
качаний, обеспечивая реакцию реле только на основную гармонику частоты.
С тех пор, все реле частоты выпускаются только с блоками подавления
кратковременных снижений частоты. Именно эти блоки, в конструкции реле частоты,
обеспечивают отсутствие их ложного срабатывания при таких кратковременных
изменениях частоты и синхронных качаниях в сети.
Например, в ОЭС Украины, в "Программе ведомственных сопоставительных
испытаний устройств контроля частоты, предназначенных для АЧР, ЧАПВ и
ЧДА, разработанных украинскими предприятиями" (1998 г), требуется проверка
отсутствия ложного срабатывания реле:
- при скачках и глубоких просадках напряжения (± 80 %) и частоты (± 50 %);
- при наличии гармонических составляющих (до 50 % от уровня 1 -й гармоники),
в т.ч., обусловленных асинхронными качаниями с разностью частоты 3 Гц.
Дополнительно, к указанным техническим мероприятиям, в схемах АЧР
предусматривался ввод задержки времени на срабатывание реле.
Основоположниками нашей АЧР были проведены расчеты частотных переходных процессов
для предельного дефицита активной мощности и задержек времени действия
устройств АЧР, обеспечивающих их гарантированную и успешную работу (рис.
6.3).
/1Гц
0 5 10 15 20 25 30 36
Рис. 6.3. Зависимость изменения частоты от задержки времени АЧР
142

Глава 6. Автоматическая частотная разгрузка по отклонению частоты
при 40 % дефиците активной мощности.
Эти расчеты повторены в наше время (для системы АЧР с нижней уставкой
частоты 46,5 Гц и объемом выше 60 % от потребления) и показаны в современном
представлении графиков частотных переходных процессов средствами
оперативно-расчетного комплекса программного анализа частоты [45, 91].
На рисунке показано, что основной задержкой времени на срабатывание
устройств АЧР является время 0,5 с, которое в сумме со временем работы реле и
работы выключателя (0,15 с + 0,15 с) составляет 0,8 с, обеспечивая подъем
частоты выше 49 Гц. Также показана недопустимость более высоких задержек времени
действия устройств АЧР, часть из которых срабатывает с запаздыванием, после
ликвидации дефицита мощности, создавая избыточные отключения и резкие
повышения частоты. В то же время, явно видна практическая целесообразность
более низкой задержки времени (0,3 с), которая способствует ускорению действия
устройств АЧР и не допускает глубоких снижений частоты.
В конце 50-х годов осуществлено объединение отдельных энергосистем на
параллельную работу в Единой энергетической системе (ЕЭС), создавшее
крупные по мощности, протяженные по территории и сложные по конфигурации
схемы объединенных энергосистем (ОЭС). Изменились условия настройки и работы
устройств АЧР, которые требовали применения новых методических разработок и
новых нормативных документов.
Дальнейшее развитие научной теории и решений задач частотной разгрузки,
привело к более четкому определению условий явления лавины частоты (45 Гц) и
практических принципов формирования устройств АЧР.
И в 60-х годах прошлого века была разработана единая для всех
энергосистем, независимая от погрешности реле частоты, унифицированная структура
формирования АЧР ( таблица 6.4.).
Таблица 6.4. Структура АЧР в энергосистемах СССР в 60-х годах.
Очереди АЧР
1-я
2-я
3-я
4-я
5-я
Дополнительная
£Гц
48
47,5
47
46,5
46
47
Роткл, % потр.
4
5
6
7
8
4
At, с
0,3 - 0,5
0,3 - 0,5
0,3 - 0,5
0,3 - 0,5
0,3 - 0,5
20-30
Такая структура формирования АЧР [69, 70] отличалась технической и
методической простотой выбора уставок частоты очередей АЧР и принципа выбора
отключаемой мощности, а также, научно обоснованными требованиями:
- повышения верхней уставки частоты до 48 Гц;
- вводом постоянного интервала частоты между очередями - 0,5 Гц, с запасом
обеспечения селективной работы очередей;
- повышения нижней уставки частоты АЧР на 1 Гц (с 45 Гц до 46 Гц) - для
снижения угрозы возникновения лавины частоты;
- задержки времени на срабатывание (0,3 - 0,5 с), для предотвращения ложной
работы устройств АЧР при несинхронных и синхронных колебаниях в энергоси-
143

Глава 6. Автоматическая частотная разгрузка по отклонению частоты
стеме, а также наложения излишних отключений нагрузки при ликвидации
больших дефицитов активной мощности.
Мощность нагрузки каждой очереди АЧР, выбиралась, исходя из условий
восстановления частоты от значения уставки частоты срабатывания данной
очереди до уровня частоты, близкого к номинальному значению. Суммарная
мощность очередей АЧР, выбиралась по расчетам изменения частоты во времени для
наиболее тяжелого расчетного аварийного возмущения из условий
предотвращения даже кратковременного снижения частоты ниже 45 Гц [27, 64, 71, 74].
Это была первая система АЧР, практически построенная на передовом
принципе минимизации аварийного состояния энергосистемы, где
быстродействующие устройства АЧР, отключением избыточных объемов нагрузки:
- ускоренно ликвидируют аварийный дефицит активной мощности;
- предотвращают развитие частотных аварий до глубоких снижений частоты;
- способствуют быстрому восстановлению частоты до уровней, близких к
номинальным значениям.
Рассмотрим примерное действие этой системы АЧР:
- при дефиците мощности 10 %, отключение первых 3-х очередей (15 %)
ликвидирует его и оставшимся избытком мощности 5 % быстро восстанавливает
частоту до уровня, близкого к номинальной частоте;
- при дефиците мощности 20 %, отключение 4-х очередей (22 %) ликвидирует его
и избытком мощности 2 % помогает дополнительной очереди АЧР (в сумме 6
%) восстановить частоту до уровня, близкого к номинальной частоте;
- при дефиците активной мощности 30 %, отключение 5-и очередей (30 %)
ликвидирует его и последующим действием дополнительной очереди АЧР (4 %)
частота восстанавливается до длительно допустимого уровня.
По мере объединения энергосистем в ЕЭС СССР, увеличения установленной
мощности электростанций, а также увеличения протяженности электрических
сетей, уменьшается вероятность глубокого снижения частоты, охватывающего все
энергообъединение. Однако, с увеличением количества удаленных от
электростанций узлов и районов, получающих значительную часть мощности по
электрическим связям с объединением и их аварийном отключении, повышается
вероятность глубокого снижения частоты из-за больших дефицитов мощности [64].
В условиях многообразия возможных величин аварийных дефицитов
мощности (при значительной мощности каждой очереди АЧР и малом числе очередей
разгрузки) процесс восстановления частоты мог протекать с большим разбросом.
Поэтому, в аварийных случаях с дефицитом мощности выше 30 % от потребления
энергосистем, действие устройств АЧР не обеспечивало ликвидацию дефицита
мощности и необходимого уровня восстановления частоты, даже при действии
дополнительной очереди. А при малых аварийных дефицитах мощности - иногда
приводило к возникновению "перерегулирования" частоты, из-за избыточного
отключения нагрузки и повышения частоты выше номинального уровня 50 Гц.
С точки зрения совершенствования технических решений в аварийных
частотных процессах, выше указанных недостатков структуры АЧР 60-х годов
прошлого века можно было избежать. Основоположники советской АЧР предлагали
усовершенствовать существовавшую простую систему АЧР, на принципе мини-
144

Глава 6. Автоматическая частотная разгрузка по отклонению частоты
мизации аварийного состояния энергосистемы:
- установить диапазон срабатывания по частоте очередей АЧР 48,8 - 46,5 Гц;
- вместо существовавшей нарастающей последовательности объемов очередей -
4 % - 8 % от потребления установить обратную (снижающуюся)
последовательность объемов очередей в диапазоне от 8 % - 4 %;
- незначительно увеличить количество очередей (2-3 шт.) при снижении
интервала их срабатывания по частоте;
- существовавшую низкую уставку частоты дополнительной АЧР - 47 Гц
повысить до 48 Гц, а начальное время её действия уменьшить до 5 - 10 с.
Такое распределение равномерно снижающихся объемов очередей и другие
новшества, больше соответствовали необходимым объемам отключения нагрузки
при прохождении аварийных частотных переходных процессов:
- в начальный момент переходного процесса, при максимальной скорости
снижения частоты, требуется отключение мощных очередей АЧР, с достаточным
избытком отключения нагрузки;
- при уменьшении скорости снижения частоты, требуется отключение меньшей
мощности очередей АЧР, с избытком отключения нагрузки.
Однако, в начале 70-х годов прошлого века эти прогрессивные предложения
были отвергнуты разработчиками новой системы АЧР, которые ввели в
эксплуатацию, существующую до сих пор, сложную, многоступенчатую замедленную
систему АЧР с равномерными объемами очередей, допускающую глубокие
снижения частоты в аварийных режимах до 46,5 Гц и ниже.
Нормативными документами [1,2] была введена новая концепция структуры
системы АЧР с разделением её на очереди разного функционального назначения:
- быстродействующая АЧР1, со снижающимися по частоте и малой задержкой
времени (0,5 с) - для ликвидации дефицита мощности и снижения частоты;
- несовмещенная АЧРП, медленная, с общей уставкой частоты и различными
уставками времени - для восстановления частоты после действия АЧР1;
- совмещенная АЧРП - для предотвращения зависания частоты при сравнительно
медленном аварийном увеличении дефицита мощности.
Нормативные документы [1,2] указывали, что:
- "следует стремиться к увеличению числа очередей и устройств разгрузки,
приходящейся на каждую очередь и уменьшения значения разгрузки,
приходящейся на каждую очередь;
- чем больше число очередей и, следовательно, меньше нагрузка, отключаемая
каждой очередью, тем более гибкой становится вся система разгрузки".
При аварийном дефиците мощности действие системы АЧР выполнялось:
- при снижении частоты - очередями быстродействующей АЧР1, незначительного
объема, с все более низкими уставками по частоте (21 очередь);
- при восстановлении частоты - очередями АЧРП, незначительного объема, с все
большими задержками времени на срабатывание.
Нормативные документы [1, 2] утверждали, что такая
"самонастраивающаяся" система АЧР, на принципе минимизации отключения нагрузки потребителей,
обеспечивает отключение потребителей, мощность которых в большинстве слу-
145

Глава 6. Автоматическая частотная разгрузка по отклонению частоты
чаев соответствует возникшему аварийному дефициту активной мощности.
Такой объем отключения считался достаточным для восстановления частоты
до уровня (не выше 49 Гц), обеспечивавшего кратковременно допустимый режим
работы энергосистем (таблица 6.5.).
Таблица 6.5. Структура формирования системы АЧР ЕЭС СССР в 70-е годы.
Очереди АЧР
АЧР1 1-я
21-я
АЧРП несовмещенная
АЧРП совмещенная
£Гц
48,5
46,5
48,8
48,8 - 48,5
Роткл, % потр.
1-2
1 -2
10
45
At, с
0,3 - 0,5
0,3 - 0,5
5-60
5-90
Принцип минимизации отключения нагрузки потребителей, в существующей
системе АЧР бывшего Союза ССР имеет существенный технический недостаток.
Ведь, ликвидация аварийного дефицита мощности при действии многих очередей
АЧР1 незначительного объема (пока они последовательно отключаются - частота
уходит вниз) искусственно замедляет частотный переходный процесса. Поэтому,
действие АЧР1 выполняется с запаздыванием, "вслед" снижению частоты,
способствуя глубоким аварийным снижениям частоты до 46,5 Гц и ниже.
Нормативные документы [1,2] утверждают, что при действии очередей АЧР1
отключаются потребители, "суммарная мощность которых в большинстве случаев
соответствует возникшему дефициту активной мощности". Это говорит о том, что
частотный переходный процесс должен остановиться (частота зависает), ожидая
действия первых очередей АЧРП по восстановлению частоты (после 10 с, от
начала переходного процесса). В действительности, за время ожидания действия
очередей несовмещенной АЧРП, турбины электростанций под действием инерции
момента торможения при снижении частоты, продолжают снижать обороты
вращения, что вызывает дальнейшую "просадку" частоты. Практические расчеты
частотных переходных процессов показали, что в зависимости:
- от значения частоты нижней очереди АЧР1, (чем меньше частота нижней
очереди АЧР1, тем больше её "просадка" и снижение оборотов турбин);
- от избытка нагрузки, отключенной последней очередью АЧР1 (но по [1, 2] в
данной системе отключенная мощность "в большинстве случаев соответствует
возникшему дефициту активной мощности");
такая "просадка" частоты в энергосистеме может составлять 0,2 - 0,8 Гц.
Таким образом, остальные потребители и электростанции энергосистемы
длительное время (с учетом действия очередей совмещенной АЧРП, до 60 - 90 с)
могут находиться на аварийных и близких к ним уровнях частоты (около 49 Гц).
А затем, еще большее время (АВР и оперативное регулирование баланса активной
мощности) - энергосистемы находятся на послеаварийных уровнях частоты
немногим выше 49 Гц.
Кроме того, технически не обосновано и нормативное требование
одновременного отключения нагрузки устройств несовмещенной АЧРП и совмещенной
АЧРП. Ведь совмещенные устройства с малым временем задержки будут
отключать последующие очереди АЧР1, тем самым лишая их действия при каскадном
146

Глава 6. Автоматическая частотная разгрузка по отклонению частоты
развитии аварии [21, 37, 56, 64]. Больше того, авторы норматива без каких-либо
обоснований требуют, чтобы объем совмещенной нагрузки составлял 100 %
объема АЧР1. Расчетами доказано, что если бы в энергосистеме могли возникнуть
условия для работы устройств совмещенной АЧРП, так их объем не должен был
бы превышать 30 % от объема АЧР1 [21, 56, 64].
Ввод такой сложной и запутанной системы АЧР не имел достаточного
технического обоснования для нормальной эксплуатации электростанций и
энергосистем. Зато, такая система АЧР предоставлял широкие возможности авторам и
их последователям, для многочисленных защит кандидатских диссертаций по
АЧР, чего не позволяла простая и прозрачная АЧР 60-х годов прошлого века.
Именно этими факторами, европейские специалисты объясняют, почему в
свое время, они выбрали советскую упреждающую систему АЧР 60-х годов
прошлого века. Они существенно упростили принципы её действия,
усовершенствовали её технические характеристики по условиям работы своих энергосистем, с
учетом адаптации действия АЧР к требованиям технологического регламента
безопасной эксплуатации реакторов АЭС и успешно используют до сих пор.
Ныне, в энергосистемах Западной Европы работает АЧР советских
первооткрывателей, с применением более эффективного принципа минимизации
аварийного состояния энергосистем упреждающим отключением нагрузки
потребителей. Его реализация определяется действием АЧР на более высоких уровнях
частоты (в официально принятом диапазоне частоты очередей АЧР 49 - 48 Гц),
малым количеством очередей с большими объемами отключаемой нагрузки. Каждая
энергосистема UCTE самостоятельно устанавливает уставки частоты действия
(выше или ниже официально принятых), интервал частоты между очередями
АЧР, а также объемы очередей устройств АЧР.
Таким образом, в европейских энергосистемах отсутствуют устройства
АЧРП, замедляющие процесс восстановления частоты из-за больших задержек
времени срабатывания. Ликвидация дефицита мощности выполняется только
быстродействующими устройствами АЧР с большими (упреждающими)
объемами очередей, обеспечивающими минимизацию аварийного состояния
энергосистем. Устойчивое функционирование энергосистем с такой АЧР, обеспечивается
надежной работой электростанций с большими запасами рабочей мощности, а
также развитой системой автоматического и оперативного регулирования
объемов генерации и нагрузки потребителей при возможном повышении частоты,
после избыточного отключения нагрузки устройствами АЧР.
В конце 70-х годов прошлого века, в связи с продолжительной работой ЕЭС
СССР со сниженным уровнем частоты из-за дефицита генерирующей мощности
электростанций, верхняя очередь основного массива АЧР1 - 48,5 Гц была
повышена до 48,8 Гц, с увеличением количества очередей до 24-х при незначительном
снижении их объемов. Соответственно, уставки частоты АЧРП были повышены с
48,8 Гц до 49 Гц, при этом, очереди совмещенной АЧРП были разделены на
четыре уставки по частоте - в диапазоне 49 - 48,7 Гц с интервалом 0,1 Гц.
В те же годы, была введена спецочередь АЧР1 с уставкой частоты 49 Гц (3 - 4
% от суммарного потребления энергосистемы) [L], которая позже (в 80-е годы
прошлого века) была переведена на уставку частоты 49,2 Гц (таблица 6.6.).
147

Глава 6. Автоматическая частотная разгрузка по отклонению частоты
Таблица 6.6. Структура формирования системы АЧР ЕЭС СССР в 80-е годы.
Очереди АЧР
АЧР11-я (спецочередь)
2-я
25-я
АЧРП несовмещенная
АЧРП совмещенная
F,T4
49,2
48,8
46,5
49
49 - 48,7
Роткл, % потр.
3-4
1-2
1 -2
10
45-50
At, с
0,3 - 0,5
0,3 - 0,5
0,3 - 0,5
5-40
5-90
Нормативные материалы и методические указания по АЧР [1, 2] указывали,
что для предотвращения опасного развития аварий, сопровождающегося
возникновением значительного дефицита мощности, действие устройств АЧР должны
выполняться с таким расчетом, чтобы не превышалась работа с частотой: ниже
48,5 Гц - 60 с, ниже 47 Гц - 20 с, ниже 45 Гц - была полностью исключена.
В отличие от принятой в ЕЭС СССР, структуры системы АЧР (таблица 6.6.),
в ОЭС Украины, выполнено функциональное разделение действия АЧРП по
обособленным задержкам времени: АЧРПнес - (5 - 40) с, а АЧРПсовм - (41 - 90) с.
Такое разделение четко определило функциональную роль основного
восстановителя частоты с небольшими задержками времени - для отдельного объема
нагрузки АЧРПнес. Тем самым, АЧРПсовм, оставаясь под напряжением, по длительному
времени срабатывания - выведена из практического действия.
При прекращении параллельной работы с ЕЭС России, ОЭС Украины, из-за
постоянного дефицита активной мощности, с ноября 1993 г до августа 2001 г,
работала в автономном режиме с уровнями частоты, в режимах максимальных
нагрузок - до 49,12 - 49,08 Гц. Действие предварительной защиты (ПЗ-1)
реакторов ВВЭР-1000, при частоте 49 Гц и ниже, часто снижало тепловую мощность
реакторов на 10 %.
Поэтому, в 1994 году, для предотвращения разгрузки реакторов АЭС, была
введена защитная очередь АЧР1 на уставке частоты - 49 Гц (5 % от потребления),
за счет повышения нижней уставки АЧР1 с 46,5 Гц до 46,8 Гц. В начале 1997 года
нижняя уставка частоты АЧР1 (46,8 Гц) снова была повышена (до 47,2 Гц), что в
некоторой степени увеличило объем оставшихся 19 очередей. При этом, объем
несовмещенной АЧРП снова был повышен до 10 % от суммарного потребления и
переведен с частоты 49 Гц на 49,1 Гц (как и защитная очередь), для
регулирования потребления при снижении частоты в ОЭС Украины (таблица 6.7.).
Таблица 6.7. Структура формирования системы АЧР ОЭС Украины в 90-е годы.
Очереди АЧР
АЧР11-я (спецочередь)
2-я (защитная)
3-я
19-я
АЧРП несовмещенная
АЧРП совмещенная
£Гц
49,2
49,1
48,8
47,2
49,1
49 - 48,7
Роткл, % потр.
5
5
1,5-2
1,5-2
10
35
At, с
0,3 - 0,5
0,3 - 0,5
0,3 - 0,5
0,3 - 0,5
5-20
21-90
148

Глава 6. Автоматическая частотная разгрузка по отклонению частоты
Даже такое незначительное повышение нижней частоты АЧР1 в ОЭС
Украины (с 46,8 Гц до 47,2 Гц) поставило её систему АЧР на передовые позиции в
странах СНГ, поскольку несколько приблизило её состояние к допустимому запасу
частоты по надежности работы современного оборудования ТЭС и АЭС. Однако,
такая нижняя уставка частоты устройств АЧР1, все же не обеспечивает (на 1 Гц)
необходимый запас частоты, соответствующий требованиям надежной работы
реакторов АЭС при глубоких снижениях частоты.
6.4. Основные принципы выполнения и работы системы АЧР.
Известно, что правильно настроенная система АЧР должна быть
самодостаточной в процессе балансировки мощности энергосистемы, чтобы при
использовании своих объемов самостоятельно ликвидировать дефицит мощности и
восстановить частоту до длительно допустимых уровней, без участия других
автоматик. При аварийных ситуациях с различными дефицитами мощности невозможно
добиться восстановления частоты в энергосистеме путем одного отключения
нагрузки. Для этого существует система настройки уставок частоты пуска на
срабатывание тех или иных видов АЧР, при снижении или восстановления частоты, а
также задержек времени на отключение нагрузки. Алгоритм последовательного
действия очередей системы АЧР при дефиците мощности в энергосистеме
представлен выше на рис. 6.2.
Рассмотрим графическую иллюстрацию последовательности работы
очередей АЧР при снижении частоты, представленной в работе [66] одного из
основоположников отечественной АЧР. Такое техническое решение по выполнению
очередей АЧР1 (с незначительными задержками времени на срабатывание)
обеспечивает четкую последовательную работу очередей АЧР, а также исключает
возможность совместного действия нескольких очередей при допустимой
скорости снижения частоты около 2,2 Гц/с (рис. 6.4.).
Щ
50,0
f
Момент срабатывания реле *
АЧР I очеоеди
Мом
гент
откл
ючен
ия i
"/
тете
^Момен!
чения i
ты
п отклю-
4$,S
Ш
46.0
О 1 2 3 4 5 6 7 8 9 Ю 11 12 13 f4 t
Рис. 6.4. Процесс отключения очередей АЧР с заданными уставками
частоты и времени.
149

Глава 6. Автоматическая частотная разгрузка по отклонению частоты
Рисунок выполнен в соответствии с существовавшей в те годы структурой
формирования АЧР, показанной в таблице 6.4, с начальной уставкой частоты
пуска - 48 Гц и четко демонстрирует принцип поочередного отключения
быстродействующих очередей АЧР. Так, при аварийном снижении частоты от номинального
значения и достижении уставки частоты пуска первой очереди АЧР в точке 48 Гц
(около 4 с), с задержкой времени срабатывания реле частоты, фиксируется
момент срабатывания самого реле частоты 1-й очереди АЧР (немногим более 4 с).
После этого запускается реле отсчета выдержки времени, по истечению
которой, совместно со временем отключения выключателя, частота опускается по
экспоненте до точки, равной времени 5 с, где фиксируется момент отключения
нагрузки первой очереди АЧР (A/Vi = 4 % от потребления энергосистемы).
Отключение такого объема нагрузки резко уменьшает скорость снижения частоты и
угол наклона графика частоты. Поэтому вторая очередь - 47,5 Гц запускается в
момент времени 7 с. Далее, с учетом собственного времени срабатывания самого
реле частоты (0,15 с), выдержки на срабатывание реле времени (0,5 с) и времени
отключения выключателя (0,15 с), фиксируется момент (немногим менее 10 с)
отключения нагрузки 2-й очереди АЧР (АЛг).
Отключение такого крупного объема нагрузки (5 % от суммарного
потребления) создает избыток активной мощности, который резко увеличивает скорость
повышения частоты выше начальной уставки частоты устройств АЧР, ликвидируя
аварийную ситуацию. Таким образом, в нормальном частотном переходном
процессе, грамотно настроенная система АЧР всегда обеспечивает стабильную
последовательность действия устройств частотной разгрузки.
Рисунок 6.4. четко иллюстрирует принцип работы очередей АЧР1:
- при одинаковых задержках времени срабатывания всех очередей, раньше
сработает та из них, у которой выше уставка частоты срабатывания;
- поскольку, в одно и то же время не может быть разных значений частоты, так не
может быть и одновременного срабатывания очередей АЧР1;
т.е. всегда соблюдается технический принцип последовательного срабатывания
очередей АЧР1 - в порядке снижения уставок частоты.
Данный рисунок убедительно доказывает несостоятельность утверждений
некоторых авторов [7, 59, 69, 74] о возможности одновременного отключения
нескольких очередей АЧР1 в переходном процессе. Они считают, что такие
суммарные действия автоматики разгрузки могут быть причиной значительного
"перерегулирования" частоты в процессе ликвидации дефицита мощности и дальнейшего
повышения частоты до недопустимых уровней.
Да, такие аварийные ситуации, действительно, возможны при глубоких
дефицитах мощности более 40% от потребления энергосистем, со скоростью
снижения частоты около 3 Гц/с (лавина частоты). В таких условиях, возможно
одновременное срабатывание нескольких последовательных очередей АЧР1 по частоте
и времени, но, только вслед частоте, "улетевшей" за это время, до уровня около
44 - 42 Гц, т.е. с замедленным, неэффективным действием очередей АЧР1.
Следует отметить, что этому, в значительной степени, содействуют
принципы формирования замедленной системы АЧР-ЧАПВ с примерно равномерными
объемами очередей, введенной в 1971 году по субъективным факторам, без каких-
150

Глава 6. Автоматическая частотная разгрузка по отклонению частоты
либо технических обоснований. В нормальных условиях частотного аварийного
процесса с допустимой скоростью снижения частоты, технически грамотная
настройка устройств АЧР, всегда четко обеспечивает заданную
последовательность срабатывания отдельных очередей АЧР1. При этом, может проявляться
избыточность, только последней отключенной очереди АЧР1, но такой избыток
мощности не может привести к резкому недопустимому повышению частоты.
Также, практически невозможно совместное действие объемов мобилизации
АВР ГЭС и избыточного отключения мощности очередей АЧРП, поскольку,
заданный коэффициент возврата реле частоты (+ 0,1 Гц от частоты срабатывания),
при достижении таких уровней частоты, возвращает устройства АЧРП в исходное
состояние. Кроме того, такой процесс возможен только при одностороннем
анализе частотного процесса - при действии устройств системы АЧР (без участия
устройств ЧАПВ), чем часто грешат научные теоретики. В практической
действительности, частотные переходные процессы происходят в комплексных
совместных действиях очередей системы АЧР и ЧАПВ. И при грамотной настройке
устройств АЧР и ЧАПВ, т.е., при наличии объема очередей ЧАПВ с малыми
задержками времени, не может быть речи о каком-то "перерегулировании" частоты.
Распределение по очередям АЧР, выбранных объемов частотной разгрузки,
может быть выполнено различными способами, из которых наиболее простым
является равномерное распределение объемов АЧР в принятых диапазонах частоты
и времени по числу имеющихся очередей.
Ранее, в технической литературе [13, 74] рекомендовались разные варианты
распределения нагрузки по очередям АЧР1 в виде:
1 - прямоугольника равномерных нагрузок очередей АЧР1;
2 - прямоугольного треугольника с возрастающим вниз объемом очередей;
3 - перевернутого прямоугольного треугольника с убывающим вниз объемом
очередей (рис. 6.5.).
'н
с
РлчР1
1 г . ъ
Рис. 6.5. Варианты распределения нагрузки по очередям АЧР1:
1 - равномерное распределение нагрузок по всем очередям,
2-е подключением основного объема к последним очередям,
3-е подключением основного объема к первым очередям.
В условиях технической эксплуатации практически невозможно добиться
полной равномерности распределения объемов нагрузки по очередям АЧР1 (вари-
151

Глава 6. Автоматическая частотная разгрузка по отклонению частоты
ант 1), из-за неравенства нагрузки различных узлов, т.е. возможна только
приблизительная равномерность. Кроме того, равномерность нагрузки всех очередей не
соответствует правилам прохождения частотного переходного процесса, когда
максимальное отключение нагрузки должно происходить в начале аварийного
режима, чтобы резко снизить скорость снижения частоты.
Вариант 2 для случая фигуры треугольника, с подключением объемов
нагрузки очередей, характеризующихся ростом объема нагрузки к последним
очередям. При его реализации в случае значительных дефицитов мощности имеет
место следующая качественная картина:
- отключение первых очередей АЧР1 с малым объемом нагрузки приводит к
глубокому снижению частоты и действию большего числа очередей АЧР1;
- глубокое снижение частоты (из-за малых объемов очередей) требует
отключения нагрузки АЧРП большего объема, для восстановления частоты.
Практически, вариант 2 не соответствует общепринятым требованиям
применения максимальных мер по ликвидации аварийного частотного переходного
процесса с начала его появления. Кроме того, при глубоких снижениях частоты,
отключение больших объемов нагрузки последними очередями АЧР1 может
привести к нерегулируемому повышению частоты в переходном процессе.
Вполне очевидно, что вариант 3 (перевернутый треугольник с убывающими
объемами нагрузки к последним очередям), улучшает начало переходного
процесса, но допускает нулевые (или близкие к ним) объемы нагрузки на нижних
очередях АЧР1.
Поэтому, в дальнейшем, следует рассматривать варианты распределения
нагрузки по очередям АЧР1, не в виде прямоугольных треугольников, а в виде
трапециевидных фигур, по-разному снижающихся к нижним очередям (рис. 6.6).
/„
X
/„
X
/„
I
а) "к б) " в)
Рис. 6.6. Варианты распределения объемов нагрузки по очередям АЧР1.
(а - равномерность, б - равномерное снижение, в - групповое снижение).
Рекомендованные варианты распределения объемов нагрузки по очередям
АЧР1 (/и-/к) должны иметь технические обоснования по их адаптации к
различным видам частотных переходных процессов и способам ликвидации дефицита
активной мощности.
Нецелесообразность равномерности объема очередей (вариант а) АЧР1
рассмотрена в предыдущих вариантах. Из тех же соображений, следует признать
приблизительным и вариант б) с равномерно снижающимся распределением объ-
152

Глава 6. Автоматическая частотная разгрузка по отклонению частоты
емов загрузки по очередям АЧР1. Этот вариант частично обеспечивает
необходимость отключения очередей АЧР1 большего объема в начале частотного
переходного процесса. Он больше соответствует прохождению частотного переходного
процесса снижения частоты, но при средних дефицитах активной мощности.
Вариант в), с распределением группового снижения объемов нагрузки по
очередям АЧР1, хоть такой же приблизительный в практическом исполнении, но в
большей степени соответствует требованиям прохождения частотного
переходного процесса при снижении частоты. Он наиболее настроен для ликвидации
любых, в том числе, и больших дефицитов активной мощности. Вариант в)
обеспечивает упреждающее отключение групп очередей большого объема и, тем самым,
ускоряет ликвидацию дефицита мощности при снижении частоты:
- отключением групп наиболее мощных очередей АЧР1 в начале частотного
переходного процесса (по отклонению частоты);
- удобством ускорения отключения этих наиболее мощных очередей вторым
пуском на уставках по скорости снижения частоты (АЧРС).
- отключением групп средних по мощности очередей АЧР1, снижающихся до
заданного минимума при дальнейшем прохождении частотного процесса.
В качестве примера рассмотрим практические отличия рекомендованных
вариантов распределения объемов нагрузки по тестовым 11-и очередям АЧР1, при
их суммарном объеме 38 % от потребления энергосистемы (таблица 6.8).
Таблица 6.8. Расчетные варианты распределения объема нагрузки.
Номер
очереди
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
Частота,
Гц
49
48,9
48,8
48,7
48,6
48,5
48,4
48,3
48,2
48,1
48
Время,
с
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
Объем очередей в вариантах, %
а) б) в)
3,50
3,45
3,45
3,45
3,45
3,45
3,45
3,45
3,45
3,45
3,45
5
4,6
4,3
4
3,7
3,4
3,2
2,9
2,6
2,3
2
5
5
5
4
4
3
3
3
2
2
2
Проведем аналитические расчеты действия устройств АЧР1 по каждому
варианту распределения объемов нагрузки при ликвидации заданных дефицитов
мощности: АР = 6 % - 35 %. Результаты расчетов установившихся значений
частоты при ликвидации заданных дефицитов мощности для каждого варианта
распределения мощности нагрузки очередей АЧР1 приведены в таблице 6.9.
Расчеты установившихся значений частоты для разных значений дефицита
активной мощности выполнены при общепринятых величинах динамических
параметров энергосистемы: Ц = 12 с, kn= 2, срабатывание АЧР кАЧР = 0,8.
153

Глава 6. Автоматическая частотная разгрузка по отклонению частоты
Таблица 6.9. Зависимость установившихся значений частоты и времени
нахождения частоты ниже 49 Гц при разных вариантах распределения
суммарного объема очередей АЧРТ (38%).
АР,
%
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
а)
Jvcm
49,170
49,192
49,350
49,375
49,357
49,264
49,288
49,491
49,485
49,467
49,693
49,397
49,378
49,610
49,593
49,836
49,520
49,501
49,752
49,735
50,000
49,661
50,266
49,916
50,552
50,189
49,824
49,807
49,729
49,650
t49
1,85
7,29
1,62
5,72
9,29
5,02
7,61
11,21
6,30
9,11
5,67
7,74
10,55
6,60
8,93
5,93
7,73
10,14
6,73
8,75
6,09
7,67
5,63
6,79
5,28
6,16
8,57
9,42
12,02
15,19
б)
Jvcm
49,150
49,295
49,277
49,428
49,540
49,524
49,463
49,625
49,339
49,502
49,438
49,373
49,496
49,477
49,411
49,538
49,520
50,170
49,843
49,828
50,522
50,179
50,855
50,500
50,552
50,189
49,824
49,807
49,729
49,650
t49
1,02
2,05
6,70
2,06
3,03
5,84
2,73
3,91
5,81
2,25
4,38
6,17
3,88
5,26
6,98
4,78
6,15
4,61
5,78
7,55
5,75
7,32
5,96
7,55
6,44
8,27
7,34
9,25
11,88
15,10
в)
Jvcm
49,476
49,213
49,235
49,728
49,454
49,480
50,000
49,715
49,429
50,059
49,764
49,466
50,122
49,816
49,851
49,937
49,974
50,065
49,739
49,775
49,865
49,904
50,111
49,762
49,971
49,957
49,824
49,807
49,729
49,650
t49
1,02
2,05
6,70
1,92
2,68
5,20
2,34
2,88
4,10
2,74
3,39
4,74
3,13
3,84
5,22
3,93
5,12
3,99
5,04
6,33
4,97
6,13
5,65
7,04
6,37
8,24
7,30
9,19
11,85
15,11
Расчеты, выполненные для рассматриваемых вариантов распределения
нагрузки очередей АЧР1:
а) прямоугольник, с равномерным распределением объемов очередей,
б) трапециевидный, с равномерным снижением объемов очередей,
показали, что при глубоких снижениях частоты, отключение больших объемов
нагрузки в конечных больших дефицитах мощности, может приводить к
повышению частоты до недопустимых аварийных уровней выше 50,5 Гц.
154

Глава 6. Автоматическая частотная разгрузка по отклонению частоты
Кроме того, в этих вариантах (оиб) время нахождения частоты ниже 49 Гц в
частотных переходных процессах (особенно, в варианте а) существенно выше,
чем в последнем рассматриваемом варианте в).
По наименьшему установившемуся значению частоты в конце частотного
переходного процесса и наименьшему времени нахождения частоты ниже 49 Гц в
частотном переходном процессе, вариант распределения нагрузки по очередям
АЧР1 с групповым снижением объемов нагрузки б), как, и следовало ожидать,
является наиболее оптимизированным. Поэтому вариант б) рекомендуется для
широкого практического применения системах АЧР с автоматической
саморазгрузкой (с применением устройств несовмещенной АЧРП).
В энергосистемах UCTE устройства несовмещенной АЧРП не применяются,
поэтому последние очереди АЧР, как правило, отключают повышенные объемы
нагрузки (12 - 14 %), чтобы значительным избытком отключенной мощности
быстрее поднять частоту энергосистемы до номинальных значений.
Действие составляющих системы АЧР с различными уставками частоты или
времени существенно отличается [42]:
- при ликвидации максимально допустимых аварийных дефицитов мощности;
- при ликвидации промежуточных аварийных дефицитов мощности.
Эти отличия зависят, прежде всего, от действия разных моментов сил на
роторы вращающихся масс турбоагрегатов:
- тормозящего момента ММТ турбин на этапе снижения частоты;
- ускоряющего момента Мт турбин на этапе повышения частоты.
- влияния на частотный процесс составляющих частотной разгрузки (АРдчр и кн),
образующих электрический момент нагрузки Мэл.
Действие составляющих разных моментов сил на роторы вращающихся масс
9 9
(с учетом квадратичной зависимости Мм = п , Мэ = U ) [87, 88], в зависимости от
величины избытка отключенной нагрузки последней очереди АЧР1 (на данном
этапе частотного процесса), показано на рис. 6.7.
АР
^АЧР1
АР
М,
му
АЧРП
3
Рис. 6.7. Действие тормозящих и ускоряющих моментов сил на роторы турбин
и генераторов при нижнем перегибе графика частоты и ее восстановлении:
1 - при малом избытке нагрузки последней отключенной очереди АЧР1,
2 - при большом избытке нагрузки последней отключенной очереди АЧР1,
3 - при восстановлении частоты отключением любой очереди АЧРП.
155

Глава 6. Автоматическая частотная разгрузка по отклонению частоты
Для определения зависимости уровня минимальной частоты от величины
избытка нагрузки, отключенной последней очередью АЧР1 (малого и большого),
принимаем одинаковые (в обоих случаях) величины частотного коэффициента
нагрузки кн и отрицательного механического (тормозящего) момента Ммт на валу
турбины. Для вариантов 7 и 2, переменный суммарный вектор малого и,
соответственно, большого избытка мощности нагрузки, отключенной последней
очередью АЧР1 (APa4pi) и частотного коэффициента нагрузки кн составляют
положительный электрический момент Мэл на валу генератора.
Алгебраическая сумма отрицательного механического тормозящего момента
Ммт и положительного электрического момента Мэл для вариантов 7 и 2,
показывают величину и угол наклона суммарного момента на ротор турбоагрегата (Мрез),
соответственно, при малом и большом избытке нагрузки, отключенной последней
очередью АЧР1. Это значит, что величина избытка последней отключенной
очереди АЧР1 в значительной степени определяет время последовательного
снижения торможения роторов турбоагрегатов (до полного прекращения торможения) и
последующего увеличения частоты вращения, а также минимальное значение
аварийной частоты в переходном процессе.
При восстановлении частоты (вариант 3) суммарный положительный вектор
нагрузки, отключенной очередью АЧРП (АРдчрп), которая по объему почти в 2 -
2,5 раза меньше очереди АЧР1, и отрицательный вектор частотного
коэффициента нагрузки кн (при повышении частоты ЧКН увеличивает нагрузку, уменьшая
эффект действия отключенной очереди АЧРП) составляют положительный
электрический момент Мэл на валу генератора.
Алгебраическая сумма положительного механического ускоряющего
момента Мт и положительного электрического момента Мэл для вариантов 3,
показывают величину и угол наклона суммарного момента на ротор турбоагрегата (Мрез),
способствующего ускорению частоты вращения роторов турбоагрегата, а значит,
и восстановления частоты. Пример динамического изменения частоты при
ликвидации максимально допустимого дефицита активной мощности действием
составляющих системы АЧР показан на рис. 6.8.
Следует отметить, что в условиях действительности частотного переходного
процесса, такого идеального графика снижения частоты и точки идеального
баланса активной мощности практически достичь невозможно. Объясняется это
невозможностью практически обеспечить равномерность последовательно
отключаемой нагрузки очередями АЧР и равномерность значений частотного
коэффициента нагрузки, зависящего от структуры потребления при снижении частоты, а
также невозможностью предусмотреть действительную величину аварийного
дефицита мощности в той или иной аварийной ситуации.
В момент времени t = О в энергосистеме возникает аварийный дефицит
активной мощности с определенной начальной скоростью снижения частоты по
экспоненциальному закону при уменьшении нагрузки. В точке а частота
достигает уровня уставки частоты срабатывания первой очереди быстродействующей
АЧР1, а также всех очередей медленно действующей (по уставкам времени)
АЧРП. После отработки задержки времени и срабатывания первой очереди АЧР1
(отключение части нагрузки), из-за большой скорости снижения частоты
переходный процесс замедляется незначительно. Срабатывание последующих очере-
156

Глава 6. Автоматическая частотная разгрузка по отклонению частоты
дей АЧР1 ведет к дальнейшему уменьшению дефицита мощности и замедлению
снижения частоты (по экспоненциальному закону) до полной ликвидации
дефицита мощности (точка б) и достижения баланса мощности энергосистемы на
установившемся аварийном значении частоты.
О1 |2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26" 28 30
АЧР1 ' суммарное время работы очередей АЧР1 '
Рис. 6.8. Действие системы АЧР при ликвидации максимально допустимого
дефицита мощности (с отработкой полного объема АЧР1).
Следует отметить, что точка полной ликвидации дефицита мощности в
динамическом процессе снижения частоты (АР = 0 - баланс активной мощности
генерации и нагрузки) не может быть точкой перегиба графика частоты от ее
снижения к восстановлению. Даже учитывая тот факт, что в динамике процесса
отключение нагрузки последней очередью АЧР1, точно равное оставшемуся
дефициту мощности, практически невозможно, поэтому последняя очередь АЧР1
всегда отключает некоторый (больший или меньший) избыток нагрузки. И, тем не
менее, под действием превалирующей (тормозящей) инерции вращающихся масс
роторов турбин и генераторов, частота в энергосистеме продолжает снижаться и
после полной ликвидации дефицита мощности [42].
Минимальный уровень частоты (в точке в) будет тем ниже, а длина процесса
снижения частоты (участок б - в) до времени срабатывания первой очереди АЧРП
- будет тем больше, чем меньше избыток мощности последней отключенной
очереди АЧР1. Соответственно, чем больше избыток последней отключенной
очереди АЧР1, тем быстрее закончится инерция торможения вращающихся масс
энергосистемы. Поэтому, участок кривой {б - в) не может быть горизонтальным, а
угол его наклона от горизонтали будет тем больше, чем меньше избыток
мощности последней отключенной очереди АЧР1.
В дальнейшем, к моменту времени, соответствующему точке в, отрабатывает
первая очередь АЧРП и, после её отключения, начинается эффективное повыше-
157

Глава 6. Автоматическая частотная разгрузка по отклонению частоты
ние частоты. Отключением нагрузки последующими очередями АЧРП при
достаточности их объема, восстанавливается уровень частоты до уставки возврата
устройств АЧРП. При достижении уровня частоты до уставки возврата реле
частоты все остальные очереди АЧРП возвращаются в исходное состояние
готовности к работе, а дальнейшее повышение частоты до номинального значения
выполняется плановым вводом оперативных мероприятий. Если же суммарный
объем очередей АЧРП недостаточен, то частота зависает на достигнутом послеава-
рийном уровне и требуются срочные неплановые оперативные мероприятия
повышения частоты.
Исходя из принципа минимизации аварийного состояния энергосистем, в
ОЭС Украины (1997 г.) суммарное время срабатывания очередей АЧРП было
снижено в 2 раза - с 5 - 40 с до 5 - 20 с.
Расчетное динамическое изменение частоты при ликвидации максимального
(в данном расчетном режиме) дефицита активной мощности действием системы
АЧР показано на рис. 6.9.
ар%АЧР11н=з
АР%АЧР11н=1
АР%АЧР1 = 6
АР%АЧИ= 4
\
х
-^__ АР%АЧИ=2
-^-^_ АР%,
'АЧР1 "
Время, с
Рис. 6.9. Классический вариант настройки системы АЧР
(ликвидация дефицита активной мощности устройствами АЧР1 и
восстановление частоты устройствами несовмещенной АЧРП).
Рисунок показывает, что в момент срабатывания последней (в данном
расчетном режиме) очереди АР%дчр1 = 6, дефицит мощности полностью
ликвидирован с некоторым избытком мощности отключенной нагрузки. Под действием
тормозящей инерции вращающихся масс энергосистемы, агрегаты "проваливаются"
ниже, несмотря на положительное действие избытка мощности, отключенной
последней очередью АЧРТ. Так, этот процесс происходит до полного прекращения
158

Глава 6. Автоматическая частотная разгрузка по отклонению частоты
процесса торможения и начала постепенного ускорения вращения роторов
турбогенераторов и нарастающего увеличения ЧКН кн.
В условиях незначительного избытка мощности, под действием момента
ускорения вращения роторов оборудования электростанций, частота
энергосистемы начинает медленно повышаться, достигая времени срабатывания первой
очереди АЧРП (АР%ачрп = 1)- Последовательное отключение трех очередей АЧРП
поднимает частоту энергосистемы до уровня уставки частоты возврата этих
устройств - 49,1 - 49,3 Гц (в системе АЧР с полупроводниковыми реле частоты).
Такой вариант настройки системы АЧР является практическим воплощением
принципа минимизации отключения потребителей, осуществленный в
существующей системе АЧР энергосистем ЕЭС России, Украины, стран СНГ и Балтии.
Известно, что большие дефициты активной мощности сопровождаются
повышенной скоростью снижения частоты. В таких условиях возможны режимные
частотные переходные процессы, когда при большой скорости снижения частоты
срабатывает, по уставкам частоты, больше очередей АЧР1, чем необходимо для
ликвидации дефицита мощности на этапе прекращения режима торможения.
В таком случае, 1-2 очереди АЧР1, ранее запустившиеся по уставкам
частоты, избыточно отключаются по задержкам времени, после ликвидации дефицита
мощности - на начальном этапе ускорения вращения роторов и восстановления
частоты (до срабатывания устройств АЧРП). Таким образом, они существенно
ускоряют переходный процесс повышения частоты энергосистемы, чем улучшают
условия для последующего начального действия устройств АЧРП. Пример такого,
не соответствующего устаревшим классическим представлениям, частотного
переходного процесса показан на рис. 6.10.
\ АР %АЧРПн — 3
\ ^ "^ "~ _ ^Р%АЧРПн_=_1
-- - \ ^*<Z-~ "" ~~" ^Р%АЧРПн = 1
- - \ J^'i"' ■"" __ _, —
\ "I |~^^"*- ~~""" ~~~~ АР%АЧР1= 12
tV_ '^<г^^-~~~~ ~~
\^ Гс4^1»-^- ^^^^^
^V4^4-. ~~~^ — АР%АЧР1=10
- \\ \ч -*-•-
\\ ч ^ ^^^^
- Ч\Чх ""--^ "^~~~- — - — __ АР%Ачт=8
\ \ ч ^ ~~
\ ч ^ ~^~~~~— АР%АЧР1= 6
ч ч ^^ —— —— -
4 ^ ^
\ Ч ^^
4 ^ ^^^^
ч ^ ^ — ~-^__AP%A4Fl=4
ч ^ ^ — -—
ч ^
ч ""- —
"^ v ~~ ~~ ~~ ^ AP%A4Fi= 2
^^ ~~ ~~ — ~ — __
^ -- ^АР%АЧР1= 0
"""~'- ~"—' -—- -^-^_ _,
i i i | i i i | i i i | i i i | ■ ■ i | i i i | ■ ■ i | i i i | i i i | i i i i i i i | i i i | i i ■ | i i i | i i i
Время, с
Рис. 6.10. Пример избыточного действия устройств АЧР1
при значительной начальной скорости снижения частоты.
159

Глава 6. Автоматическая частотная разгрузка по отклонению частоты
На рисунке показано, что в данном частотном процессе дефицит мощности
ликвидирован при отключении очереди АЧР1 (ЛР%Ачр1 = 10) с избытком
отключенной нагрузки, от которого частота энергосистемы начинает повышаться. Через
некоторую долю времени отключается, по задержке времени срабатывания,
нагрузка следующей очереди АЧР1 (ЛР%Ачи = 12), существенно увеличивая
избыток мощности. В это же время значительного избытка мощности,
отрабатывается задержка времени срабатывания первой очереди АЧРП (ЛР%АЧрп =1)-
Последовательное плановое отключение 2-й очереди АЧРП, а затем 3-й (с избытком
отключенной мощности) поднимает частоту энергосистемы значительно выше
уровня уставки частоты возврата этих устройств - до 49,4 - 49,6 Гц, прекращая
действие остальных устройств АЧРП.
Такой вариант настройки системы АЧР является практическим воплощением
принципа минимизации аварийного состояния энергосистем, осуществленного в
существующей АЧР энергосистем UCTE (без применения устройств АЧРП).
6.5. Технические изменения в энергетике и возникшие проблемы.
За последние десятилетия произошли существенные технические
изменения, повлиявшие на динамические свойства энергосистем и развитие автоматик,
регулирующих частоту и мощность турбоагрегатов [23, 64, 77].
1. С ростом единичной мощности турбоагрегатов возросли скорости
снижения частоты и глубины ее снижения в аварийных ситуациях, требующие
ускорения ликвидации частотной аварии по условиям надежности и устойчивости
работы современного оборудования электростанций.
2. С ростом единичной мощности турбоагрегатов возросли и объемы
первичного регулирования активной мощности турбин, что способствует более
ускоренной ликвидации дефицита активной мощности и ускорению процесса
восстановления частоты энергосистем..
3. Повышение нижних уставок очередей АЧР1 и сокращение их диапазона,
при сохранении суммарных объемов АЧР1 обеспечивает рост объемов очередей в
2 - 2,5 раза, что в аварийных ситуациях сокращает время ликвидации дефицита
активной мощности, а при избыточном отключении последней очереди АЧР1
приводит к ускоренному восстановлению частоты.
4. Проводящаяся реконструкция современных гидро- и турбоагрегатов
значительно повысила регулировочные и скоростные возможности турбин по
регулированию частоты и мощности при ликвидации частотных аварий.
5. С учетом технических и организационных изменений в ОЭС со
стабилизацией номинального уровня частоты 50 Гц, по условиям режима работы
энергосистем за последние годы начальные уставки времени несовмещенной АЧРП
снижены в 2 раза, что способствует ускоренному восстановлению частоты и
сокращению времени ликвидации дефицита активной мощности.
6. По условиям предотвращения автоматической разгрузки тепловой
мощности реакторов АЭС (10 %) действием предварительной защиты (ПЗ-1)
недопустимо длительное снижение частоты до уровня уставок частоты даже верхней
очереди совмещенной АЧРП, а тем более ее нижних очередей.
160

Глава 6. Автоматическая частотная разгрузка по отклонению частоты
Перечисленные выше факторы привели к необходимости перехода от
устаревшего принципа минимизации отключения потребителей на современный
принцип минимизации аварийного состояния энергосистем.
Рассмотрим более подробно последствия происшедших существенных
технических изменений [17, 23, 64], повлиявших на динамические свойства
энергосистем и породивших ряд технических проблем, а также проанализируем
возможные пути их решения.
1. Появление крупных электростанций с энергоблоками большой мощности,
электрически удаленных от потребителей, наряду с планомерным демонтажем
мелких электростанций, большая протяженность межсистемных и транзитных
связей ослабили концентрацию энергосистем. Это привело к образованию
целого ряда дефицитных по активной мощности регионов, которые
характеризуются при частотных авариях более быстрыми и глубокими снижениями
частоты, а также худшими условиями восстановления частоты при недостатке
резервов активной мощности.
В таких новых, усложненных условиях эксплуатации энергосистем требуется
разработка и выполнение необходимых организационных и технических
мероприятий для внедрения новых методов формирования структуры противоаварий-
ной автоматики, в том числе, реформирование системы АЧР. Также, требуется
разработка новых программных оперативно-расчетных комплексов для анализа
частотных переходных процессов при динамических изменениях частоты в
дефицитных энергосистемах или их частях.
2. С вводом в работу (с 70-х годов) на ТЭС крупных маломаневренных
энергоблоков критического и сверхкритического давления пара с единичной
мощностью 300, 500, 800, 1000 и 1200 МВт ухудшились регулирующие свойства
энергосистем при аварийных дефицитах активной мощности. Таким образом,
преобладающими в ЕЭС стали энергоблоки с прямоточными котлами,
имеющие малую аккумулирующую способность по пару при фактическом
отсутствии в работе регуляторов производительности котлов.
Допустимая длительность их работы при пониженной частоте меньше, чем у
агрегатов ТЭС с более низкими параметрами пара, из-за большей возможности
развития резонансных явлений лопаточного аппарата турбин, накопления
усталостных напряжений и возникновения опасности повреждения лопаток, а также
более существенного уменьшения генерируемой мощности из-за снижения
производительности механизмов собственных нужд.
Такие изменившиеся условия работы требуют разработки новых принципов
формирования системы АЧР, которая в аварийных ситуациях не должна
допускаться глубокие снижения частоты на время, превышающее новые, более жесткие
технологические ограничения по длительности работы агрегатов ТЭС и АЭС в
аварийных условиях.
3. В последние десятилетия значительную долю генерирующих мощностей
энергосистем составляют АЭС с реакторами ВВЭР-1000, которые:
161

Глава 6. Автоматическая частотная разгрузка по отклонению частоты
- при снижении частоты до 49 Гц и ниже автоматически разгружаются на 10 % от
номинальной тепловой мощности реактора, увеличивая дефицит активной
мощности турбоагрегатов на (13 - 18) %;
- при снижении частоты (до 47 Гц и ниже) оперативно отключаются от сети,
резко увеличивая дефицит мощности, вплоть до полного погашения ОЭС.
Следует отметить, что в 80-е годы прошлого века в ЕЭС СССР, при вводе
энергоблоков АЭС был введен более жесткий, по отношению к изменению
частоты, отраслевой "Технологический регламент безопасной эксплуатации (ТРБЭ)
реакторов АЭС", без экспертного участия соответствующих служб Минэнерго
СССР и ЦДУ ЕЭС СССР. Таким образом, более жесткие требования к уровням
снижения частоты для реакторов АЭС оказались не согласованными с
практическим действием сетевых устройств частотной ПА энергосистем (рис. 6.11).
Реакторы АЭС
при снижении частоты
Отключение
ВВЭР-440
■
1
Разгрузки и
отключение
ВВЭР-1000
♦
Системная автоматика
Отключение
РБМК-1000
■
Отключение
БН-600
i -1
частотной разгрузки
Очереди
ДАРС
Очереди
АЧР1
h
Очереди
АЧРС
т:
HJ
Очереди
АЧРПс
""Л
Очереди
АЧРПн
Очереди
ЧАПВ
Рис. 6.1 L. Структурная схема системной автоматики частотной разгрузки.
(линии с пунктиром - существующий, но подлежащий ликвидации вид АЧРП).
В таких условиях энергосистемы вынуждены отстраивать свои устройства
частотной ПА от автоматических аварийных защит указанных реакторов АЭС.
Таким образом, если раньше система АЧР рассматривалась, как отдельная
самостоятельная противоаварийная автоматика для предотвращения глубоких
снижений частоты, так теперь ее нужно рассматривать неотделимо связанной с
довлеющими над ней, аварийными защитами реакторов АЭС.
162

Глава 6. Автоматическая частотная разгрузка по отклонению частоты
В настоящее время система АЧР находится в полной зависимости, от
требований автоматик предварительной разгрузки реакторов или аварийных
отключений энергоблоков АЭС при глубоких снижениях частоты, которые значительно
увеличивают дефицит активной мощности энергосистем.
Известно, что первые энергоблоки АЭС с ВВЭР-1000 вводились с
оперативным (ручным) включением разгрузки тепловой мощности реакторов при
снижении частоты до 49 Гц и ниже - на протяжении нескольких секунд. Это значит, что
при вводе автоматической разгрузки реакторов действием предварительной
защиты (ПЗ-1) без задержки времени на срабатывание, была техническая возможность:
- предусмотреть задержку времени (до 1 - 2 с) на срабатывание ПЗ- 1;
- обеспечить упреждающее действие защитной очереди АЧР1 (ОЭС Украины) на
уставке частоты 49 Гц с задержкой времени на срабатывание до 0,5 с.
После отделения ОЭС Украины на автономную работу с пониженными
уровнями частоты, неоднократно (с 1994 по 2001 г.) обращались к главному
разработчику ядерных реакторов АЭС, о выполнении необходимой и возможной
селективности действия АЧР энергосистем и ПЗ-1 реакторов АЭС, которые не
принесли положительного результата. Безрезультатным было и последующее
обращение ЦДУ ЕЭС России к главному разработчику ядерных реакторов АЭС.
Технические, экономические, материальные и демографические результаты
техногенной аварии на Чернобыльской АЭС научили ядерщиков, отладивших выпуск
определенных вариантов оборудования для АЭС, не рисковать даже в таких,
казалось бы, мелочных вопросах, как незначительное увеличение допустимой
задержки времени на срабатывание ПЗ-1 реакторов АЭС.
Поэтому, единственным мероприятием по решению этой, наболевшей для
энергосистем, проблемы является реформирование (перенастройка) системы АЧР
энергосистем для упреждающего действия в аварийных ситуациях со снижением
частоты, не допускающего срабатывания аварийных защит реакторов АЭС.
4. В энергосистемах UCTE полный анализ частотных переходных процессов
выполняется с учетом, как положительного регулирующего влияния нагрузки,
так и отрицательного регулирующего влияния генерации при снижении
частоты [93]. В энергосистемах бывшего Союза ССР до сих пор анализ
динамического изменения частоты выполняется, только с учетом положительного
регулирующего влияния ЧКН (&н), без учета отрицательного регулирующего
влияния ЧКТ (кТ). Учет кт позволяет реально оценить балансные изменения
мощности энергосистем при изменении частоты сети.
Например, для энергоблоков с прямоточными котлами (с питательными
электронасосами), при изменении частоты в диапазоне 50 - 45 Гц (при отсутствии
РДС) зависимость мощности агрегата от частоты практически линейная [29, 74].
Эта зависимость может быть с достаточной для практических целей
точностью, определена по формуле:
р = р, ^-к,-г-
V Jin )
163

Глава 6. Автоматическая частотная разгрузка по отклонению частоты
Зависимость снижения генерации энергоблоков с прямоточными котлами
при снижении частоты, для практического анализа, представлена в таблице 6.10.
Таблица 6.10. Зависимость снижения генерации (% РНом) энергоблоков
с прямоточными котлами при снижении частоты (Гц).
/,Гц
АР,%
49,2
2,24
49,0
2,8
48,8
3,36
48,6
3,92
48,4
4,48
48,2
5,04
48,0
5,6
47,8
6,16
47,6
6,72
47,4
7,28
47,2
7,84
46,5
9,8
Таблица показывает, что для энергоблоков с прямоточными котлами (с ПЭН)
уменьшение генерации при снижении частоты до уровня нижней уставки частоты
системы АЧР составляет для устройств:
- АЧР адаптированной, в UCTE (48 Гц и выше) - 5,6 % и меньше;
- АЧР1 в ОЭС Украины (47,2 Гц) - 7,84 %; АЧР1 в ЕЭС России (46,5 Гц) - 9,8 %;
- нормативного допустимого отделения ЧДА (45 Гц) - 14 %.
Таким образом, чем больше допускается снижение частоты при действии
устройств АЧР (в ОЭС Украины - ниже 47,2 Гц, в ЕЭС России - ниже 46,5 Гц),
тем больше увеличивается дефицит активной мощности ОЭС или ЕЭС из-за
возрастания частотного снижения рабочей генерации ТЭС и АЭС.
При отказе от учета отрицательного регулирующего влияния частотного
коэффициента турбин (kj), из-за трудности его определения [16, 29, 74],
искусственно улучшаются характеристики частотного переходного процесса (без учета ЧКТ
аварийное снижение частоты меньше, чем при его учете). В значительной степени
это усиливается при глубоких снижениях частоты (вплоть до 46 Гц и ниже), где
возможными являются режимы лавины частоты.
Основным организационным и техническим мероприятием по снижению
влияния ЧКТ на дефицит активной мощности энергосистем (до 5 %) является
предотвращение глубоких снижений частоты:
- повышением нижней уставки частоты устройств АЧР (до 48 Гц и выше),
что давно применяется и успешно действует в энергосистемах UCTE.
Эти основные факторы не были отражены в директивных и руководящих
материалах по АЧР (1971, 1981, 1985 и 1992 г.г.), что создавало большую опасность
продолжения работы энергосистем при использовании АЧР, выполненной в
соответствии с требованиями действовавших нормативных документов. Ведь в этих
документах, без необходимых изменений, связанных с учетом мер по
обеспечению надежности реакторов АЭС, неоднократно повторялись устаревшие
принципы настройки 70-х годов с нижней уставкой частоты АЧР1 - 46,5 Гц, которые
директивно допускают аварийные отключения реакторов АЭС:
- ВВЭР-440 - при частоте ниже 49 Гц через 10 с;
- РБМК-1000 - при частоте ниже 48,4 Гц, немедленно;
- ВВЭР-1000 - при частоте ниже 47 Гц через 10 с.
Для ЕЭС России, с незначительной суммарной мощностью энергоблоков
АЭС (около 16 %), рассредоточенных на большой территории, это не составляет
особой проблемы. Но для ОЭС Украины, с мощностью энергоблоков АЭС,
составляющей почти 50 % суммарной генерации ОЭС и, сконцентрированных на
большей половине территории, такое соотношение является особо
проблематичным для надежной и безопасной работы.
164

Глава 6. Автоматическая частотная разгрузка по отклонению частоты
5. За более 70 лет практического применения система АЧР перенасыщена
составляющими АЧР, которые потеряли (уже отработали) свое давнее
практическое назначение или не имели практического смысла еще при их вводе в
действие. В наше время эти составляющие АЧР необходимо привести в
соответствие современным требованиям эксплуатации или ликвидировать. Это
упростит систему АЧР и повысит ее надежность, а также значительно снизит
количество комплектов АЧР и технологические расходы на их настройку,
контроль и периодическое обслуживание [56].
К сокращаемым составляющим системы АЧР следует отнести устройства
совмещенной АЧРП, которые уже десятилетия стоят без действия, но требуют
технологических расходов на их установку, настройку и обслуживание. А в ОЭС
Украины, к ним относятся еще и устройства автоматизированных специальных
графиков аварийных отключений (АСГАО).
Также следует отказаться от прежних специфических названий (спецочередь
АЧР1, защитная очередь АЧР1), а считать их обычными очередями системы АЧР.
6. Предотвращение действия предварительной защиты (ПЗ-1) автоматической
разгрузки тепловой мощности реакторов АЭС (на 10% от номинальной
мощности) при частоте 49 Гц и ниже, особенно необходимо в сетях, где, в
отличие от ОЭС Украины, не разнесены по времени срабатывания действия
несовмещенной АЧРП и совмещенной АЧРП (ЕЭС России и стран СНГ).
Рассмотрим работу устройств автоматики частотной разгрузки в таких сетях,
при значительном дефиците мощности, где первой срабатывает спецочередь АЧР
(объемом 3 - 4 % от потребления в ЕЭС России) на уставке частоты 49,2 Гц, но
дефицит мощности не ликвидирован и частота зависла на уровне ниже 49 Гц.
Последующее действие первой очереди совмещенной АЧРП на частоте 49 Гц
с задержкой времени 5 с и более, может предотвратить дальнейшую разгрузку
защиты ПЗ-1 реактора. Но, если этим действием она не ликвидирует имеющийся
дефицит мощности в энергосистеме, то, отключив объемы первых очередей АЧР1
на уставках частоты 48,8 Гц и ниже, этим она будет способствовать возможному
дальнейшему развитию аварийной ситуации [64].
Естественным и простейшим выходом из такой ситуации является (по
примеру ОЭС Украины) разделение по времени действия очередей несовмещенной
АЧРП (5 - 20 с) и совмещенной АЧРП (23 - 70 с). Тогда, будет выполняться:
- ликвидация аварийного дефицита мощности - объемом устройств АЧР1;
- восстановление частоты - только устройствами несовмещенной АЧРП.
6.6. Недостатки существующей системы АЧР.
Известно, что в начале 70-х годов прошлого века в ЕЭС СССР была введена
замедленная система АЧР в диапазоне действия очередей на уставках частоты
АЧР1 - (48,5 - 46,5) Гц, которая в аварийных режимах допускает снижение
частоты до 45 Гц. В директивных документах по АЧР [1,2], автоматику по частоте для
отделения тепловых электростанций с примерно сбалансированной нагрузкой
района, рекомендовалось выполнять с частотой срабатывания 45 - 46 Гц и
задержкой времени на срабатывание 0,5 с.
165

Глава 6. Автоматическая частотная разгрузка по отклонению частоты
К сожалению, дальнейшее развитие данной системы АЧР проводилось не
комплексными научно обоснованными и технически проверенными решениями, а
спонтанно, по ходу появления отдельных проблем.
Так, в последующем диапазон уставок частоты был обоснованно расширен
до (48,8 - 46,5) Гц. Но, особым несоответствием научных подходов явился ввод
спецочереди АЧР - 49 Гц, позже переведенной на 49,2 Гц, для регулирования
потребления в постоянных режимах работы ЕЭС со сниженными уровнями частоты.
Технически, более обоснованным, был ввод защитной очереди АЧР1 на
уставке частоты 49 Гц в ОЭС Украины для предотвращения разгрузки ядерных
реакторов ВВЭР-1000 (позже переведенной на 49,1 Гц).
Таким образом, к концу 90-х годов прошлого века сформировалась система
АЧР со свободными разрывами в последовательном снижении очередей АЧР1 по
уставкам частоты. Причем, эти разрывы ступеней частоты, образовались именно в
наиболее важной, верхней части очередей АЧР1, где по условиям частотного
переходного процесса при ликвидации дефицита активной мощности требуется
отключение максимальных объемов нагрузки очередей АЧР1 (таблица 6.11.).
Таблица 6.11. Существующие разрывы ступеней частоты АЧР1
в энергосистемах ЕЭС России и ОЭС Украины.
№
пп.
1.
2.
3.
4.
5.
19
25
АЧР1,
Гц
49,2
49,1
49,0
48,9
48,8
47,2
46,5
Название
очереди
спецочередь АЧР1
защитная АЧР1
(свободная)
(свободная)
основной массив АЧР1
нижняя АЧР1
нижняя АЧР1
Введена
(свободная)
ЕЭС России (ОЭС Украины)
ОЭС Украины (ЕЭС России, свободная)
(свободная)
(свободная)
ЕЭС России (ОЭС Украины)
ОЭС Украины
ЕЭС России
Таким образом, в существующих структурах систем АЧР энергосистем
бывшего Союза ССР имеется разрыв ступеней частоты АЧР1:
- в энергосистемах ОЭС Украины на 0,2 Гц (49 и 48,9 Гц)
- в энергосистемах ЕЭС России на 0,3 Гц (49,1, 49 и 48,9 Гц).
Естественно, что такие пустоты в заполнении верхних очередей АЧР1
неблагоприятно влияют на ликвидации дефицита мощности, когда именно в начале
переходного процесса необходимо последовательное отключение повышенных
объемов нагрузки, для ускоренного уменьшения скорости снижения частоты.
В качестве противоречащего примера, не следует приводить энергосистемы
европейского объединения UCTE, где между уставками частоты очередей АЧР
применяются разрывы на 0,3 - 0,5 Гц. Это объясняется тем, что в UCTE принята
совершенно иная идеология действия очередей АЧР - с повышенными объемами
отключаемой нагрузки очередей (без самонастройки действия, в нашем
понимании), а также совсем другие, традиционно установившиеся, принципы
оперативного и автоматического управления нагрузкой и генерацией энергосистем.
166

Глава 6. Автоматическая частотная разгрузка по отклонению частоты
6.6.1. О структуре использования потребления энергосистем.
Энергосистемы ЕЭС СССР многие годы постоянно работали с
упорядоченной структурой разгрузок потребления (без учета аварийной и технологической
брони), которая и сейчас осталась в энергосистемах ЕЭС России, стран СНГ и
Балтии. Структура использования свободного от брони потребления для
подключения к: графикам ограничений (ГО), графикам аварийных отключений (ГАО),
устройствам специальной автоматики ограничения нагрузки (САОН),
устройствам автоматической разгрузки (АЧР), четко определяла границы (допустимые
объемы) различных разгрузок потребления без совмещения их действия.
Но во время работы ОЭС Украины в автономном режиме были изменены не
только названия графиков разгрузок, но и необоснованно увеличены их
допустимые объемы, что привело к сильному совмещению действия разгрузок и
автоматик на одних и тех же потребителей (таблица 6.12).
Таблица 6.12. Сравнение структур разгрузок энергосистем
при снижении частоты, в % от потребления.
ЕЭС СССР
ОЭС Украины
ГО
25
25
ГАО
15
40
САОН
5
6
АЧР
55
61
Сумма
100
132
Из-за такого сильного совмещения действий автоматик разгрузки (32 %) в
ОЭС Украины не может идти речь об определении эффективности системы АЧР в
аварийных ситуациях, поскольку большая часть потребителей, подключенных к
АЧР, может быть предварительно отключена при вводе графиков разгрузки, до
момента наступления аварийной ситуации.
Анализ совмещенного действия всего объема ГАО, СГАО и САОН в ОЭС
Украины (2001 г.) показал, что в работе оставалось только 47,6 % АЧР. Для
сохранения эффективности системы АЧР в аварийных ситуациях, объемы любых
графиков предварительной разгрузки необходимо вернуть на сбалансированную
структуру необходимой и достаточной разгрузки потребления энергосистем.
Кроме того, в последние годы проявилась тенденция технически
необоснованного повышения расчетных суммарных объемов системы АЧР, хотя
действующими нормативными документами по АЧР [1,2] рекомендован суммарный
объем системы АЧР - не более 55 % от суммарного потребления энергосистем или
объединений. Например, в ЕЭС России, при нижней уставке частоты устройств
АЧР1 - 46,5 Гц, еще можно согласиться с суммарным объемом отключаемой
нагрузки системы АЧР - 61 %.
В то же время, в ОЭС Украины, с нижней уставкой частоты устройств АЧР1
- 47,2 Гц, требующей снижения суммарного объема АЧР, такой же суммарный
объем системы АЧР - 61 %, является просто избыточным плагиатом, не имеющим
никаких технических обоснований. Суммарный объем системы АЧР энергосистем
ОЭС Украины необоснованно завышен, поэтому сокращение этого объема не
только освободит часть комплектов АЧР, но и поможет упорядочить структуру
возможного использования потребления для разгрузок и автоматик.
167

Глава 6. Автоматическая частотная разгрузка по отклонению частоты
6.6.2. О необходимости ликвидации устройств совмещенной АЧРП.
Новые "Правила по АЧР" в ЕЭС России и ОЭС Украины, как и [1, 2]
рекомендуют совмещать действие устройств АЧРТ и АЧРП до 100 % нагрузки
основного массива АЧРТ с максимальными выдержками времени до 90 с, для
повышения эффективности работы и гибкости действия системы АЧР.
Поскольку устройства АЧРПсовм выполняются на отдельных комплектах
реле частоты, естественно, чем больше задан ее объем, тем больше комплектов реле
частоты требуется для его выполнения. Следует отметить, что требования данных
нормативных документов и методических указаний по АЧР о 100 % совмещении
действий на общую нагрузку, изначально не соответствовали технической работе
задержек времени устройств АЧРПсовм (таблица 6.13).
Таблица 6.13. Пример уставок частоты и времени совмещенной АЧРП.
Частота, Гц
49,0
48,9
48,8
48,7
Время, с
21, 24, 27, 30, 33, 36
39, 42, 45, 48, 51, 54
57, 60, 63, 66, 69, 72
75, 78, 81, 84, 87, 90
В этих документах не было учтено, что при восстановлении частоты
происходит быстрый возврат реле частоты при достижении частоты выше заданной
уставки срабатывания (+ 0,1 Гц). В аварийной ситуации, этот факт не
обеспечивает срабатывание всего набора задержек времени очередей АЧРПсовм, причем,
чем больше задан объем её очередей, тем больше её комплектов не будет
работать.
Рассмотрим технологию действия устройств АЧРПсовм в аварийном
процессе с зависанием частоты на примере её уставок частоты и времени. Допустим, что
после ликвидации дефицита мощности действием устройств АЧР1, отключены
нагрузки 2-х очередей АЧРПсовм (на уставках частоты 49 и 48,9 Гц) и частота
зависла на уровне 48,8 Гц. При этом, необходимо учитывать непременное условие
работы устройств АЧРПсовм, что обязательно должны отсутствовать устройства
несовмещенной АЧРП или их объем очень незначительный [74]. Тогда, по
утверждению авторов АЧРПсовм [1, 2, 74], должны сработать оставшиеся устройства
очередей АЧРПсовм на уставках частоты 48,8 и 48,7 Гц со временем 57 - 90 с и
последовательным отключением нагрузки восстановить частоту до длительно
допустимого уровня.
Практически (например, в условиях ОЭС Украины), отключение
устройствами АЧРПсовм нагрузки очереди со временем 57 с может оказаться достаточным
для подъема частоты на величину 0,2 - 0,3 Гц выше коэффициента возврата (Кв =
+ 0,1 Гц) реле частоты (не учтенного ни в нормативных документах, ни в
методических указаниях, ни в существующей технической литературе). В условиях
восстановления частоты до уровня выше 48,8 Гц оставшиеся устройства АЧРПсовм
со временем 60 - 90 с вернутся в исходное состояние готовности к работе на
уставках частоты 48,8 и 48,7 Гц и дальнейшее восстановление частоты
остановится.
168

Глава 6. Автоматическая частотная разгрузка по отклонению частоты
Это значит, что требования 100 % совмещения действия разных устройств
АЧР на одну и ту же нагрузку изначально были технически неправомерны и
некорректны. Тем более, элементарный арифметический расчет показывает, что при
учете коэффициента возврата реле частоты суммарный объем АЧРПсовм не
должен был бы превышать 30 % объема основного массива АЧР1 [17, 19, 64].
Технические изменения в энергетике последних десятилетий (ввод мощного
оборудования электростанций, резкие и глубокие аварийные снижения частоты, а
также ускорение ее восстановления) значительно ускорили переходные процессы
снижения и восстановления частоты в аварийных ситуациях. Так, раньше
расчетная ликвидация аварийных частотных процессов происходила в течении 60 - 90 с.
В современных условиях, расчетное время ликвидации аварийных частотных
процессов составляет не более до 15 - 30 с, что привело к техническим условиям
невозможности срабатывания устройств АЧРП совм. После марта 1985 года [92],
в ЕЭС СССР частота сети уже поддерживается на номинальном уровне 50 Гц
(вместо прежних 49 Гц). И во всех происшедших частотных авариях в
энергосистемах (при достаточном объеме несовмещенной АЧРП) не были зафиксированы
условия для срабатывания устройств АЧРПсовм (рис. 6.12).
||Рг|
:|:Рн[:[
АРГ
ИргМ
...Рн...
!■■!■■■
"АРГ
МРг \
Ьн
АРН1
|::|:Рн]::
АРГ
Рг
кн
АРН1
АРНП
:::Рн:::
а) 6) в) г)
Рис. 6.12. Режимы работы по частоте при действии системы АЧР:
а) сбалансированный режим с номинальными параметрами сети;
б) небалансный режим с аварийным дефицитом активной мощности (АРг);
в) сбалансированный, на аварийном уровне частоты, установившийся режим
после ликвидации дефицита мощности действием частотного
коэффициента нагрузки кн и устройств АЧР1 (ЛЛд);
г) режим аварийного восстановления частоты, действием устройств
несовмещенной АЧРП (АРнц), до длительно допустимого уровня частоты.
Приведенные диаграммы показывают, что основными средствами
ликвидации дефицита мощности и последующего восстановления частоты являются,
соответственно, устройства АЧР1 и несовмещенной АЧРП. Таким образом,
устройства АЧРПсовм являются только резервной АЧР, на случай маловероятного
зависания частоты, невозможного в условиях номинальных уровней частоты и
достаточности объема несовмещенной АЧРП для восстановления частоты.
Это доказывает и более чем 8-летний период автономной работы ОЭС
Украины с дефицитом активной мощности и минимальной рабочей частотой на уровне
49,12 - 49,08 Гц. В таких условиях аварийные снижения частоты при малых
дефицитах мощности успешно ликвидировались без срабатывания устройств АЧРП
169

Глава 6. Автоматическая частотная разгрузка по отклонению частоты
совм. При частотных авариях с большим дефицитом активной мощности
выделяемых районов (июль 1996 г, февраль и июль 2001 г.) тем более не было условий
для срабатывания устройств АЧРП совм. Расчеты динамического изменения
частоты в дефицитных режимах ОЭС подтверждают, что при повышении нижней
уставки частоты АЧР1 и достаточном объеме несовмещенной АЧРП в сети не
возникают условия для срабатывания устройств АЧРП совм.
Таким образом, устройства АЧРПсовм, уже более 40 лет вхолостую стоят под
напряжением, фактически "мертвыми железками", требующими периодического
контроля, настройки и технического обслуживания. Подобная инерция персонала
объясняется тем, что такая давняя техническая несуразность постоянно
диктовалась требованиями по увеличению объемов АЧРП совм, не только устаревшими
директивными материалами, но и некоторыми, так называемыми "новыми"
"Правилами по АЧР" [13, 56].
В книге [74] указано, что устройства АЧРПсовм могут работать только при
отсутствии необходимого объема устройств несовмещенной АЧРП, т.е. только в
качестве резерва для восстановления частоты. Тогда, ввод АЧРПсовм, следует
считать абсурдным, т.к. такой резерв замедляет восстановление в 3 - 4 раза.
При соблюдении современных требований к условиям надежности и
устойчивости работы энергосистем, обеспечивающих стабильные номинальные уровни
частоты 50 Гц, в т.ч. достаточность объемов несовмещенной АЧРП, устройства
АЧРПсовм необходимо ликвидировать за их технической ненадобностью.
6.6.3. О необходимости ликвидации устройств АСГАО.
В качестве одной из условных разновидностей АЧР в ОЭС Украины были
введены автоматизированные специальные графики аварийного отключения
(АСГАО) отдельных присоединений на подстанциях энергосистем. Предысторией
внедрения устройств АСГАО был долговременный режим работы ОЭС Украины
со сниженными уровнями частоты из-за дефицита активной мощности, что в
мировой практике считается технически неграмотными и недопустимыми
взаимоотношениями с потребителями.
Однако, для энергосистем бывшего СССР режим с уровнями частоты около
49 Гц на протяжении многих десятилетий являлся постоянным и привычным.
Только в конце марта 1985 г. [92] (приложение 1), энергосистемы СССР в
одночасье перешли на режим с номинальными уровнями частоты. Этим убедительно
доказано, что работа ЕЭС СССР с низкими уровнями частоты, была не технической
проблемой, а непродуманными техническими решениями, низкой оперативной и
технической дисциплиной руководства энергетики на всех уровнях.
После разделения бывшего Союза ССР, это привычное отсутствие
оперативной и диспетчерской дисциплины, проявилась в режимах работы энергосистем
бывших советских республик, в том числе, и в ОЭС Украины.
Устройства АСГАО (49,05 Гц/0,5 с), были внедрены в качестве
дополнительной разгрузки для предотвращения срабатывания ПЗ-1 энергоблоков АЭС,
которая при уровнях частоты 49 Гц и ниже, действует на 10% разгрузку тепловой
мощности реактора ВВЭР-1000. АСГАО размещаются на опорных подстанциях
170

Глава 6. Автоматическая частотная разгрузка по отклонению частоты
энергосистем напряжением 220 - 330 кВ и отключают присоединения 35, 110 и
150 кВ (с запретом АПВ). Почти третья часть устройств АСГАО действует на
присоединения с двусторонним режимом питания, и вводятся в действие только
оперативно, после предварительной подготовки схем сети 110 - 150 кВ. Поэтому
их можно назвать только частично автоматизированными и условно отнести к
устройствам автоматической разгрузки в аварийных режимах.
Необходимость такого дополнения возникла из-за того, что в автономном
режиме ОЭС Украины защитная очередь АЧР1, в сумме с спецочередью АЧР1 -
10 %, ежедневно регулировали потребление. Таким образом,, технически
необоснованная длительная работа ОЭС Украины со сниженными уровнями частоты
рождала технические решения такого же уровня.
По оперативным условиям и техническому принципу действия устройств
АСГАО, их применение возможно только при длительной работе энергосистем с
дефицитом активной мощности и уровнями рабочей частоты - 49,12 - 49,08 Гц,
т.е. при предполагаемом медленном "сползании" частоты. Но, нет смысла ловить
ничтожные 0,05 Гц, если устройства системы АЧР, выполненные на устаревших
реле частоты РЧ-1, работают с эксплуатационной погрешностью ± (0,2 - 0,3) Гц.
Зона действия устройств АЧР1 в 4 - 6 раз "грубее" уставки частоты АСГАО, за
счет чего они полностью перекрывают зону действия устройств АСГАО. То есть,
зона действия устройств АСГАО по отклонению на 0,05 Гц сильно сужается,
поэтому их ввод не имеет практического смысла.
Авторы АСГАО не учли, что при отключении одного блока АЭС (1000 Мвт)
скорость снижения частоты может достигать 0,17 - 0,25 Гц/с. В таком случае, за
время работы реле частоты, задержки времени и времени отключения
выключателей (0,05 + 0,5 + 0,15 = 0,7 с), частота "улетает" вниз на 0,12 - 0,18 Гц.
Отключение АСГАО произойдет при частоте (с 0,12 Гц) 49,05 Гц - 0,12 Гц = 48,93 Гц, а с
0,18 Гц АСГАО работают уже при разгрузке АЭС - до частоты 48,87 Гц. Расчеты
показывают, что при частотной аварии работа АСГАО происходит во время
разгрузки, действием ПЗ-1, каждого энергоблока АЭС до 50 - 80 МВт.
Большей эффективности в предотвращении разгрузки энергоблоков АЭС
можно было добиться переводом защитной очереди АЧР1 на ее "родную" уставку
частоты 49 Гц с выдержкой времени 0,3 с. Действие защитной очереди АЧР1 (5 %)
в аварийной ситуации остановит разгрузку каждого энергоблока АЭС на уровне
20 - 30 МВт с большим эффектом ликвидации частотной аварии.
Таким образом, АСГАО только частично пригодны только в режимах
автономной работы ОЭС с медленным снижением частоты, что маловероятно. А при
работе ОЭС Украины с номинальным уровнем частоты, при аварийной ситуации
с резким снижением частоты, полезное действие устройств АСГАО технически
невозможно. Поэтому, устройства АСГАО с таким принципом действия вообще
не следовало внедрять и необходимо их ликвидировать в первую очередь.
6.7. Адаптированная система АЧР.
Сложившаяся техническая ситуация превалирующего действия
технологических и аварийных автоматик защиты реакторов АЭС при глубоких снижениях
частоты, не согласованного с действием режимных автоматик энергосистем в таких
171

Глава 6. Автоматическая частотная разгрузка по отклонению частоты
условиях, создала до сих пор не решенные проблемы в настройке и работе
системы АЧР.
В настоящее время, существующая система АЧР не может защитить
реакторы АЭС при глубоких снижениях частоты, поскольку при вводе в эксплуатацию
реакторов АЭС, не была проведена перенастройка (реформирование) системы
АЧР и ныне она занимает место за спиной реакторов АЭС (рис. 6.13).
Частотная
авария
Частотная
авария
П
Система АЧР
Частотная
авария
П
Реакторы АЭС
П
Система АЧР
П
Система АЧР
Энергосистема
Реакторы АЭС
П
Энергосистема
Энергосистема
Действующая
система АЧР
с 70-х гг.
Действующая
система АЧР
с 80-х гг.
Адаптированная
система АЧР
а) б) в)
Рис. 6.13. Изменение функционального места системы АЧР
при частотных авариях (П - провал частоты, 3 - защита при снижении частоты).
Так, введенная после 70-х годов прошлого века действующая система АЧР,
как балансирующая автоматика последней надежды, настраивалась таким
образом, чтобы она первой принимала на себя удар частотной аварии (а) и защищала,
находившуюся за ее спиной, энергосистему.
Техническая надежность действия системы АЧР резко изменилась, когда в
80-х годах прошлого века в эксплуатацию широко вводились реакторы АЭС.
Технологические и аварийные частотные автоматики реакторов АЭС оказались более
чувствительными к глубоким снижениям частоты, чем энергосистема, и по этим
параметрам заняли место перед системой АЧР и энергосистемой (б). Таким
образом, теперь они первыми принимают удар частотной аварии, с возможным
аварийным отключением реакторов АЭС от сети, последующим завалом работы
системы АЧР и погашением самой энергосистемы.
Система АЧР с нижней уставкой частоты 48 Гц и выше (в), адаптирована
для контроля и защиты надежности реакторов АЭС, является ускоренной и
упреждающей по объемам отключения нагрузки, а значит, более эффективной в
предотвращении снижения частоты и, по такому принципу действия, становится
перед реакторами АЭС. Таким образом, адаптированная система АЧР занимает
свое законное первое место, поэтому она первой принимает удар частотной
аварии и, автоматически отключая заданный объем разгрузки, с достаточным
запасом частоты надежно защищает как реакторы АЭС, так и саму энергосистему.
172

Глава 6. Автоматическая частотная разгрузка по отклонению частоты
Примером, неординарной, реальной частотной аварии (к счастью, не
развившейся в каскадную аварию с полным погашением ОЭС) может послужить
аварийное нарушение в южной части ОЭС Украины (июль 2001 года), во времена
автономной работы ОЭС Украины с пониженными рабочими уровнями частоты
немногим выше 49 Гц.
Аварийная ситуация началась с отключения двух линий электропередачи
напряжением 330 кВ при низовом пожаре в охранной зоне линий, что привело к
последующим отключениям других перегруженных связей энергосистем и
возникновению каскадных асинхронных режимов. В конечном итоге, аварийно
отделилась большая часть южных областей и Крыма с дефицитом мощности около 45
% от потребления выделившегося района с неэффективным действием устройств
АЧР1 и ЧДА, что привело к полному погашению отделившихся дефицитных
частей энергосистем.
Основная часть ОЭС Украины, после отделения такого сравнительно
большого аварийного дефицита мощности и, соответственно, внезапного наброса
активной мощности оказалась избыточной, с максимальным установившимся
аварийным уровнем рабочей частоты 50,66 Гц. В соответствии с технологическим
регламентом, допустимое время работы реакторов ВВЭР-1000, при аварийной
частоте выше 50,5 Гц, не должно превышать 10 с. Однако, недопустимый
аварийный режим реакторов ВВЭР-1000, при аварийных уровнях частоты выше 50,5 Гц
длился больше допустимого времени (145 с) и был прекращен автоматическим и
оперативным снижением мощности агрегатов электростанций.
По результатам указанной частотной аварии в июле 2001 года, техническим
отраслевым решением Национальной компании "Энергоатом" Украины [94, март
2003 года], почти на всех энергоблоках АЭС введена частотная автоматика
постоянно включенного режима АВСН. Такая автоматика четко прослеживает
заданные уровни частоты и задержки времени и больше не допустит режима работы
реакторов ВВЭР-1000 при аварийном уровне частоты выше 50,5 Гц или ниже 47
Гц на время - более 10 с.
В условиях возможного частотного действия введенного режима АВСН
реакторов ВВЭР-1000 при недопустимых аварийных уровнях частоты, основной
задачей автоматики ограничения изменений частоты в ОЭС Украины является
необходимость предотвращения глубоких аварийных снижений или повышений
частоты. Единственным и безальтернативным мероприятием для выполнения этой
задачи является кардинальное реформирование существующей системы АЧР,
адаптированной к требованиям надежной и безопасной работы реакторов АЭС с
нижней уставкой частоты срабатывания АЧР1 - 48 Гц и выше.
Эффективные действия адаптированной системы АЧР полностью исключают
отключение реакторов АЭС от сети:
- действием включенного режима АВСН при аварийных уровнях частоты;
- действием аварийных защит (A3) реакторов АЭС при частоте ниже 47 Гц;
и обеспечивают надежное выделение энергоблоков на район нагрузки и
собственных нужд устройствами ЧДА АЭС при глубоких снижениях частоты;
173

Глава 6. Автоматическая частотная разгрузка по отклонению частоты
Для простоты и удобства рассмотрим фрагмент таблицы частотных рабочих
и аварийных режимов (табл. 2.6.), с отображением только аварийных режимов,
при отклонении частоты до 49 Гц и ниже, в таблице 6.14.
Таблица 6.14. Аварийные режимы при отклонении частоты.
Частота, Гц
49,0 и ниже
48,4 и ниже
48,0
(не ниже)
47,99- 47,0
46,99- 46,0
Режим
аварийный
допустимый
аварийный
допустимый
аварийный
допустимый
аварийный,

кратковременно
допустимый
аварийный
недопустимый
Ограничения
разгрузка ПЗ-1
ВВЭР-1000
на 10 % Np,
через 10 сек-
отключение
ВВЭР-440
немедленное
заглушение
РБМК-1000
через 2 мин
откл. (АВСН)
ВВЭР-1000
через 30 с
откл. (АВСН)
ВВЭР-1000
через 10 с-
откл. (A3)
ВВЭР-1000
Средства регулирования
ввод защитной очереди АЧР1
для предотвращения
действия ПЗ-1 АЭС,
действие устройств
ДАРС, АЧРС,
АЧР1, АЧРП
Действие устройств
ДАРС, АЧРС,
АЧР1, АЧРП
нормативный
запас частоты,
действие нижних очередей
АЧР1 (нижняя f > 48 Гц),
АЧРП и ЧДА
действие
A3 реакторов
Данный фрагмент таблицы аварийных частотно-временных диапазонов,
показывает техническую несостоятельность применения в современных условиях
очередей АЧР1 с нижней уставкой частоты - 46,5 Гц в энергосистемах с
энергоблоками ВВЭР-1000 (в зоне действия A3 реакторов). Следует учитывать также тот
факт, что в энергосистемах, имеющих в составе суммарной генерации
энергоблоки с РБМК-1000, адаптированная к требованиям надежности их работы нижняя
уставка частоты АЧР1 должна быть не ниже 48,5 Гц.
А в ОЭС Украины, действующая АЧР1 с нижней уставкой частоты 47,2 Гц, в
зоне неустойчивой работы реакторов (без необходимого запаса частоты),
технически не способна предотвращать "просадку" частоты в аварийно-недопустимую
зону работы реактора АЭС с ускоренным действием включенного режима
автоматического выделения собственных нужд (АВСН).
Поскольку, основную долю суммарной мощности АЭС в ОЭС Украины
составляют энергоблоки с ВВЭР-1000, то необходима система АЧР:
- адаптированная к требованиям надежности работы современного оборудования
ТЭС и АЭС,
- не допускающая глубоких снижений частоты с возможным действием
включенного режима АВСН реакторов ВВЭР-1000, при нижней уставке частоты АЧР1
48 Гц и выше [17, 19, 21, 23, 35, 42, 43, 49, 54].
174

Глава 6. Автоматическая частотная разгрузка по отклонению частоты
Такая система АЧР далее называется адаптированной, поскольку, она
учитывает работу автоматических устройств, выполненных, согласно требованиям
регламентов безопасной эксплуатации реакторов АЭС и в аварийном частотном
режиме энергосистемы обеспечивает допустимое время работы:
- с частотой ниже 49 Гц - не более 60 с;
- с частотой ниже 48 Гц - не более 15 с;
- с частотой ниже 47 Гц - полностью исключается.
Этим обеспечивается одно из основных требований к системе АЧР: уровень
частоты сети после действия устройств АЧР не должен приводить к
нарушениям режима работы энергосистем.
Срабатывание последней очереди АЧР1 адаптированной системы АЧР
(нижняя 48 Гц и выше) при больших дефицитах мощности:
- не допускает длительную "просадку" частоты переходного процесса в
кратковременно допустимом диапазоне (47,99 - 47 Гц);
- обеспечивает возможный аварийный уровень частоты ниже 48 Гц на время не
более 10 - 15 с (при допустимом времени - 30 с).
Адаптированная система АЧР обеспечивает необходимый нормативный
запас частоты при ликвидации частотной аварии с предотвращением действия
включенного режима АВСН реакторов АЭС и улучшенные условия устойчивости
оборудования электростанций для эффективности возможного действия
устройств ЧДА.
Этим выполняется еще одно из основных требований к системе АЧР:
предотвращение развития аварий с глубоким снижением частоты до уровня
возможного возникновения лавины частоты.
Именно такой запас частоты по надежности работы современного
оборудования электростанций (с нижней уставкой АЧР - 48 Гц) принят в европейских
странах управления UCTE с учетом наличия энергоблоков АЭС и оборудования
электростанций на критических и сверхкритических параметрах пара [93].
Вводом устройств частотной автоматики включенного режима АВСН за
последние годы (с 2003 г.), почти на всех энергоблоках с ВВЭР-1000 (кроме 2-х
реакторов ЮУАЭС), атомщики Украины выполнили большую и важную работу по
обеспечению их безопасной и надежной работы. По законам элементарной
технической логики, в ОЭС Украины должны были предварительно ввести
адаптированную систему АЧР для предотвращения работы частотной автоматики
включенного режима АВСН реакторов АЭС при глубоких снижениях частоты и их
губительных последствий. Поэтому, до ввода адаптированной системы АЧР в ОЭС
Украины, все реакторы ВВЭР-1000, оборудованные устройствами и программой
включенного режима АВСН, следует рассматривать, как "бомбы замедленного
действия" с угрозой для надежного энергоснабжения обслуживаемых регионов. А
возможное суммарное действие частотной автоматики включенного режима
АВСН всех АЭС (при частотной аварии, подобной до событий июля 2001 года) -
как угрозу надежности и безопасности существования ОЭС Украины.
В соответствии с техническим уровнем руководителей, принимающих
решения о формировании той или иной структуры системы АЧР, имеет право на
существование любая структура системы АЧР. Например, система АЧР (с автоматиче-
175

Глава 6. Автоматическая частотная разгрузка по отклонению частоты
ской самонастройкой, но не адаптированная к требованиям надежности АЭС) с
нижней уставкой частоты АЧР1 46,5 Гц (в ЕЭС России и других странах СНГ) или
с нижней уставкой частоты АЧР1 47,2 Гц (ОЭС Украины).
Это может быть простая АЧР в диапазоне частоты срабатывания 49 - 48 Гц,
без свойств автоматической самонастройки, из-за применения малого количества
очередей большого объема, но с развитой системой управления генерацией и
нагрузкой, адаптированной к требованиям надежности АЭС (UCTE).
Система АЧР, адаптированная к требованиям надежности реакторов АЭС,
диапазоном частоты срабатывания очередей 49 - 48 Гц и выше, отличается
наибольшей надежностью по отношению к реакторам АЭС и эффективной
работой в частотных переходных процессах. Но, в отличие от грубой АЧР
энергосистем UCTE, отключающей малое количество очередей с большими объемами
нагрузки, адаптированная система АЧР сохраняет принцип эффективного
действия с автоматической самонастройкой отечественной системы АЧР [17, 35].
6.8. Технические требования к системе АЧР.
Технические требования к работе составляющих системы АЧР при
ликвидации частотных аварий позволяет сформулировать всесторонний анализ:
- условий работы электростанций и потребителей при снижении частоты,
- особенностей возникновения и развития аварийных ситуаций с небалансом
мощности в условиях современных крупных энергетических объединений.
Многие авторы прошлых десятилетий в своих работах [11, 56, 68, 71, 74], в
той или иной степени глубины познаний, формулировали общие технические
требования к системе АЧР. Но наиболее широко и объемно эта работа выполнена в
книге [74], где автор сформулировал шесть основных требований к АЧР в аспекте
понимания этих вопросов на уровне 80-х годов прошлого века. Приведем эти
формулировки в порядке их следования (курсив) с добавлением их анализа с
точки зрения современных научно-технических понятий.
1. АЧР должна успешно ликвидировать все многообразие возможных аварий
с дефицитом мощности в энергообъединениях, начиная от локальных и кончая
общесистемными авариями. Она должна обеспечить нормальное
функционирование энергосистем независимо от значения дефицита, характера развития
аварии (простая авария или каскадная), значения и темпа мобилизации резерва
мощности на электростанциях и т.д. АЧР должна быть ориентирована на
вероятностный характер возникновения и протекание аварий.
С точки зрения современных познаний уже не корректно повторять
"ликвидировать все многообразие возможных аварий с дефицитом мощности..." ,
"независимо от значения дефицита,... значения и темпа мобилизации резерва
мощности на электростанциях...".
Естественно, что система АЧР не может ликвидировать все многообразие
аварий, тем более, независимо от дефицита мощности. Ведь давно известно, что
при существующей настройке устройств АЧР1 (с нижней уставкой частоты 46,5
Гц или 47,2 Гц), могут, гарантировано ликвидировать дефицит активной
мощности, не выше 40 % от потребления, поскольку при большем дефиците мощности
176

Глава 6. Автоматическая частотная разгрузка по отклонению частоты
скорость снижения частоты настолько велика, что устройства АЧР1 не могут
работать эффективно [18, 64]. Да и сам автор [74, стр. 116] утверждает, что "...в
большинстве случаев максимальный расчетный дефицит в энергосистеме не
превосходит 30 - 40 %".
Также нельзя согласиться и с размышлениями о значении и темпе
мобилизации резерва электростанций, поскольку начало активного действия мобилизации
вращающегося резерва агрегатов ГЭС проявляются только через 3 - 5 с, от начала
частотного переходного процесса. А начало активной мобилизации вращающихся
резервов турбоагрегатов ТЭС - через 5 - 6 с, от начала переходного процесса, т.е.,
после действия устройств АЧР1, на этапе восстановления частоты устройствами
АЧРП. Кроме того, известно (глава 4), что при дефиците мощности, приводящем к
действию устройств АЧР1, не может быть речи о резерве мощности.
Поэтому, подобные преувеличенные утверждения п. 1 следует отнести к
теоретическим размышлениям известного автора и рецензента книги [74], а с
последним утверждением - следует согласиться. Только напрашивается сугубо
практическая мысль, что может лучше признать малую вероятность возможного
максимального дефицита мощности 40 % и не гоняться за рекордными, но
бессмысленными расчетными дефицитами активной мощности и глубокими
снижениями частоты. Для решения этой проблемы, лучше всего, провести оптимизацию
прохождения частотных процессов - повышением нижней уставки частоты
устройств АЧР1 (48 Гц и выше) и рассматривать не максимально возможные, а
более вероятные, расчетные дефициты мощности 30 - 35 % от потребления.
Естественно, что в таких условиях, необходимо снижать суммарные объемы АЧР, как
это принято в энергосистемах технически высокоразвитых стран Европы.
2. Автоматическая частотная разгрузка не должна допускать снижения
частоты ниже определенного уровня на время t, большее, чем некоторое
предельное допустимое для этого уровня, т.е. при работе АЧР должна обеспечиваться
некоторая предельно допустимая частотно-временная зона.
Требование технического обеспечения определенной частотно-временной зоны
объясняется тем, что при снижении частоты: реакция отдельных агрегатов,
узлов и энергосистем, в целом, проявляется не мгновенно, а с некоторой
постоянной времени, а накопление устачостных напряжений в лопатках турбин имеет
интегральный временной характер.
С точки зрения надежности работы энергосистем в целом, к системе АЧР
должны предъявляться особые требования, исходя из наиболее тяжелых условий
работы электростанций (наименьших допустимых длительностей работы при
пониженной частоте). В прежние времена предельно допустимая частотно-
временная зависимость при снижении частоты определялась в основном работой
механизмов собственных нужд, лопаточного аппарата турбин ТЭС и ГЭС, а также
требованиями возможного массового хаотического отключения потребителей в
узлах нагрузки из-за сопутствующего снижения напряжения. Поэтому, в [74]
устанавливалась частотно-временная зона, в которой допускалось время работы:
- с частотой ниже 48,5 Гц - не более 60 с;
- с частотой ниже 47 Гц - не более 20 с;
177

Глава 6. Автоматическая частотная разгрузка по отклонению частоты
- с частотой ниже 45 Гц - полностью исключалась
и нижняя граница этой зоны показана пунктирной кривой (рис. 6.14).
± ц
49-
48-
47-
46-
4V
\\\Ч^\Ч^^^
ч%
^\ jr^ N
Л\/
,\7
£ ^
хо\/
\ >■*
1
1
1
1
1 1 1 1
1
\N>
ч nJj
О 10 20 30 40 50 60 70 t с
Рис. 6.14. Предельно допустимые частотно-временные зоны при работе
действующей системы АЧР и адаптированной системы АЧР.
(пунктирная кривая - нижняя граница системы АЧР 70-х годов,
сплошная кривая - нижняя граница адаптированной системы АЧР).
В более поздние времена установлено, что при отключении смешанной
нагрузки потребителей устройствами АЧР, в энергосистеме уменьшается
потребление реактивной мощности, что приводит к некоторому повышению напряжения
в начальный момент снижения частоты, а в дальнейшем - к его последующему
снижению. В таких условиях, лавина частоты наступает при дефиците мощности
более 40 %, а лавина напряжения - при дефицитах мощности около 70 %
(вторична). Таким образом, в процессе снижения частоты, самостоятельные отключения
нагрузки возможны только в узлах или районах с явными дефицитами реактивной
мощности, поэтому, в общесистемном анализе они не характерны.
В настоящее время, как было сказано в главе 2, предельно допустимая
частотно-временная зона при работе системы АЧР определяется более жесткими
требованиями технологического регламента безопасной эксплуатации реакторов
АЭС, прежде всего, работой главных циркуляционных насосов (ГЦН) реакторов.
Поэтому, принципами формирования адаптированной системы АЧР
установлена предельно допустимая частотно-временная зона с большим запасом частоты
для обеспечения безопасной и надежной работы реакторов АЭС, в которой
допускается минимальное время работы:
- с частотой ниже 49 Гц - не более 60 с;
- с частотой ниже 48 Гц - не более 15 с;
- с частотой ниже 47 Гц - полностью исключается.
Нижняя граница предельно допустимой частотно-временной зоны
адаптированной системы АЧР, полностью обеспечивающей надежную и безопасную
работу реакторов АЭС, показана сплошной линией на рис. 6.14. Сравнение данных
конечных точек показывает, что увеличение верхней части частотно-временной
178

Глава 6. Автоматическая частотная разгрузка по отклонению частоты
зоны на 0,5 Гц дает значительное улучшение нижней аварийной части - на 2 Гц.
Такой результат говорит о несравнимо большей эффективности и технической
надежности адаптированной системы АЧР.
Прежние нормативные документы по АЧР ЕЭС СССР, ЕЭС России и ОЭС
Украины [1, 2, 13], не учитывали требования ТРБЭ реакторов АЭС и
устанавливали следующие допустимые частотно-временные зоны (таблица 6.15).
Таблица 6.15. Допустимые частотно-временные зоны разных систем АЧР.
АЧР СРМ-92
Гц
<48,5
<47
<45
С
<60
<20
не допуск.
АЧР России
Гц
<49
<47
<46
с
<40
<10
не допуск.
АЧР Украины
Гц
<48
<47
<46
С
<60
<10
не допуск.
Адаптированная
Гц
<49
<48
<47
с
<60
<15
не допуск.
АЧР1 в СССР (СРМ-92), и её действующие аналоги в ЕЭС России и ОЭС
Украины, по принципу минимизации отключения потребителей, искусственно
замедляют переходный процесс и не способны предотвращать "просадку"
частоты в аварийно недопустимую зону работы реакторов АЭС (ниже 47 Гц).
Следует отметить неточности, заданные в допустимых параметрах частоты и
времени системы АЧР ЕЭС России:
- при частоте < 49 Гц - указано не обоснованное снижение времени < 40 с,
поскольку, длительность работы ВВЭР-1000, разгруженного на 10 % тепловой
мощности реактора, при частоте до 48,7 Гц - вообще, не ограничивается, а до
уровня частоты, равного 48 Гц, допускается большее время работы;
- при частоте < 48 Гц - допустимое время, по необъяснимой причине, вообще не
указано, хотя является одним из основных параметров переходного процесса,
тем более, при нижней уставке частоты АЧР1 46,5 Гц;
- при частоте < 47 Гц - допустимое время работы (< 10 с) выбрано по реактору
ВВЭР-1000 (без запаса частоты), хотя при действии АЧР1 с нижней уставкой
частоты 46,5 Гц, возможны не только превышения этого диапазона времени, ни
и снижения частоты меньше 46 Гц (указанного, как недопустимого);
- при частоте < 46 Гц - не допускается, но указывает, что уровень частоты
равный 46 Гц - допустимый, а реальное время переходного процесса от 47 Гц до
46 Гц будет намного превышать 10 с (см. выше).
Также имеются неточности и в нормативно заданных допустимых
параметрах частоты и времени системы АЧР ОЭС Украины:
- при частоте < 48 Гц - не обосновано допустимое время < 60 с, поскольку, эта
величина выбрана по турбине, а по ГЦН реакторов АЭС допускается < 30 с;
- при частоте < 47 Гц - допустимое время работы (< 10 с) выбрано по реактору
ВВЭР-1000 (без запаса частоты), хотя при действии АЧР1 с нижней уставкой
частоты 47,2 Гц, превышения этого диапазона времени - неизбежны;
- при частоте < 46 Гц - не допускается, но указывает, что уровень частоты
равный 46 Гц - допустимый, а реальное время переходного процесса от 47 Гц до
46 Гц будет намного превышать 10 с (см. выше).
В адаптированной системе АЧР частотно-временные зоны заданы с
достаточным запасом от допустимого времени работы ГЦН реакторов АЭС.
179

Глава 6. Автоматическая частотная разгрузка по отклонению частоты
3. Объем потребителей, отключенных АЧР в процессе аварии, должен быть
по возможности минимальным, при условии обеспечения нормального
функционирования энергосистемы. 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. В предельном случае (при отсутствии
резерва или невозможности их мобилизации) объем отключаемых потребителей
не должен, как правило, превосходить дефицит, а в большинстве случаев должен
быть меньше его. Это требование распространяется на все многообразие
возможных аварий, т.е. АЧР должна обладать "приспособляемостью" к аварии,
"самонастройки " с точки зрения объема отключаемой нагрузки.
В современных условиях формирования структуры генерации
электростанций на энергоблоках большой мощности резко изменились подходы к объему
нагрузки, отключаемой устройствами системы АЧР. Прежний принцип
аварийного отключения минимального объема потребителей устройствами АЧР (меньше
величины дефицита мощности - за счет действия ЧКН кн) является искусственно
замедленным - вслед снижению частоты.
В нынешних условиях, с учетом возможного аварийного отключения
генераторов большой мощности и повышенной начальной скорости снижения частоты,
требуется аварийное отключение устройствами АЧР повышенных объемов
потребителей, для упреждающего уменьшения начальной скорости снижения частоты.
В замечаниях к п. 1 уже сказано, о практической необходимости
быстродействия устройств АЧР1 при более поздней мобилизации вращающегося резерва
агрегатов ГЭС и ТЭС. Следует подчеркнуть, что в современных условиях
быстродействующие устройства АЧР] всегда начинают и заканчивают свою работу по
ликвидации дефицита мощности, до начала мобилизации вращающихся резервов
электростанций. Таким образом, система АЧР должна рассчитываться на
самостоятельную достаточность, т.е., обеспечивать ликвидацию дефицита мощности и
восстановление частоты до длительно допустимых уровней, собственными
объемами отключаемых потребителей, без дополнительного участия других автоматик
разгрузки энергосистем.
Таким образом, даже в те давние времена, требования [1, п. 3], чтобы САЧР
вступала в работу только после того, как полностью или хотя бы частично
реализуются вращающиеся резервы на тепловых и атомных электростанциях в
результате действия АРЧВ", не соответствовали практическому выполнению
существовавшей системы АЧР. Система АЧР всегда должна работать, и работает
первой, как балансирующая автоматика последней надежды, не ожидая действия
каких-либо других автоматик и устройств регулирования мощности и разгрузки.
Больше того, требование, чтобы ссобъем отключаемых потребителей не
должен, как правило, превосходить дефицит, а в большинстве случаев должен
быть меньше его", в нынешних условиях опровергается повышенными
требованиями обеспечения надежной работы реакторов АЭС и энергосистем.
В современных условиях эксплуатации мощных энергоблоков [64, 77], более
подверженных влиянию снижения частоты, установлено требование, что объем
180

Глава 6. Автоматическая частотная разгрузка по отклонению частоты
потребителей, отключаемых устройствами системы АЧР, должен превосходить
дефицит активной мощности, для упреждающего отключения нагрузки с целью
минимизации аварийного состояния энергосистем и предотвращения аварийного
отключения энергоблоков АЭС от сети.
4. Действие АЧР, обеспечивающее ликвидацию аварии, должно
удовлетворять требованию минимизации угцерба при отключении потребителей. Это
требование может быть обеспечено, если последовательность отключения
потребителей будет такова, что в первую очередь, отключаются менее
ответственные потребители, а более ответственные остаются в работе.
Принцип минимизации отключения нагрузки потребителей в существующей
"самонастраивающейся" системе АЧР, директивно введенный в энергосистемах
бывшего Союза ССР в 70-е годы прошлого века [1, 2, 71, 74], спасает отдельных
потребителей, но энергосистемы с остальными потребителями, длительное время
(до 60 - 90 с) могут находиться на аварийных уровнях частоты (ниже 49 Гц). А
затем, еще большее время (АВР и оперативное регулирование баланса активной
мощности) - энергосистемы находятся на уровнях частоты немного выше 49 Гц.
Практически, это был большой шаг назад в научной теории развития АЧР,
когда авторы [1,2, 74] отказались от совершенствования методов анализа
частотных режимов и настройки уставок ускоренной АЧР 60-х годов прошлого века с
избыточными объемами отключения нагрузки для упреждения аварийного
снижения частоты. Они ввели искусственно замедленную систему АЧР с
минимальными объемами отключения нагрузки, "вдогон" резкому снижению частоты.
Недаром специалисты энергосистем технически высокоразвитых стран
Европы и Америки, переняв идею специалистов СССР, при вводе АЧР на своих
объектах, в своих энергосистемах адаптировали ее к новым условиям эксплуатации,
при использовании принципа минимизации аварийного состояния энергосистем.
Этот принцип основан на обеспечении необходимого избыточного
отключения нагрузки потребителей на определенной уставке частоты срабатывания
очереди АЧР1, т.е., упреждая дальнейшее снижение частоты. Таким образом, это
прогрессивный метод искусственного ускорения ликвидации дефицита мощности
ради сокращения времени аварийного состояния всей энергосистемы [17, 35, 49, 54].
5. Автоматическая частотная разгрузка должна обеспечивать подъем
частоты до значений, при которых энергосистема может длительно работать
нормально. К системе АЧР не предъявляется требование восстановления
частоты до номинального уровня или исходного. Система АЧР, сформированная на
полупроводниковых реле частоты (типа РЧ-1), может обеспечить
восстановление частоты до уровня возврата устройств А ЧРП с учетом погрешности их
срабатывания - 49,2 Гц.
Дальнейший подъем частоты до номинального (или исходного) уровня после
работы системы АЧР выполняется оперативными мерами персонала
энергосистем или энергообъединений путем восстановления необходимого баланса
активной мощности (ограничения ряда потребителей, кратковременной
перегрузкой оборудования, пуском резервных агрегатов и т.д.). Поскольку эти операции
требуют достаточно большого времени (от нескольких минут до нескольких де-
181

Глава 6. Автоматическая частотная разгрузка по отклонению частоты
сятков минут), уровень частоты после работы системы АЧР не должен
приводить к нарушениям режима работы энергосистем.
В современных условиях работы энергосистем формулировки этого пункта
до сих пор не устарели и в полном объеме остаются такими же правильными и
актуальными при настройке и эксплуатации устройств системы АЧР. Система АЧР,
сформированная на высокоточных микропроцессорных реле частоты, с
регулируемым коэффициентом возврата, может обеспечить подъем частоты до значений,
при которых энергосистемы длительное время могут работать нормально (без
ущерба для энергосистем и потребителей) - до 49,5 Гц и выше.
6. Автоматическая частотная разгрузка не должна, по возможности, ложно
срабатывать при процессах, отличных от переходных процессов в
энергосистеме при дефиците мощности, но также сопровождающихся изменением частоты
(при синхронных качаниях, а также в асинхронных режимах, если нет
необходимости в работе АЧР для обеспечения ресинхронизации).
Предотвращение ложной работы устройств АЧР при синхронных качаниях
или асинхронных режимах в энергосистемах обеспечивается (не по возможности,
а по обязанности):
- эффективным действием модулей выделения основной гармоники и подавления
гармонических составляющих тока в конструкции реле частоты;
- правильной настройкой уставок частоты и времени срабатывания реле частоты.
А в большей степени, предотвращение ложной работы устройств АЧР1
обеспечивается задержкой времени срабатывания (не ниже 0,25 с), в соответствии с
принятыми методиками, а также блокировкой действия устройств АЧР1 при
выбеге двигательной нагрузки [41, 45, 46, 52, 74].
Применение устройств АЧР для ресинхронизации частей энергосистемы,
является чисто теоретическим, надуманным предложением авторов [74] и их
последователями [7]. Это чисто теоретическое предложение подтверждается только на
бумаге (аналитическим способом), но не имело и не может иметь практического
применения, поскольку синхронизация - это достаточно тонкий процесс
оперативной или автоматической точной подгонки уровней частоты, напряжения и,
особенно, фазового угла, которые нельзя доверить непредсказуемым условиям
действия устройств АЧР. Кроме того, частотные вопросы при асинхронных
режимах нельзя рассматривать упрощенными математическими приемами, без
учета различных технических закономерностей изменения режимных параметров.
Рассмотрим основные характеристики асинхронного режима [27, 43] и
действие электродвижущих сил (ЭДС) по эквивалентной схеме сети (рис. 6.15).
ЕГ^ Хг "г Хл U* Хс £С /Чй>
] Г^-Л /8,
\
\"~ном
* 1,2,
Рис. 6.15. Эквивалентная схема работы электростанции на приемную
энергосистему и векторная диаграмма ЭДС при синхронной работе.
182

Глава 6. Автоматическая частотная разгрузка по отклонению частоты
В нормальном режиме векторы ЭДС электростанций ЕГ и энергосистемы Ес
вращаются с синхронной угловой скоростью и угол между ними пропорционален
активной мощности, передаваемой линией электропередачи.
Нарушение устойчивости параллельной работы электростанций происходит,
когда передача активной мощности от электростанции в энергосистему
нарушается (перегруз линии) и, поскольку, мощность турбин остается прежней, то частота
вращения турбин электростанций увеличивается. В энергосистеме происходит
противоположный процесс: возникает дефицит мощности и ее генераторы
уменьшают частоту вращения.
Характерные признаки асинхронного режима:
- периодическое, с частотой скольжения, изменение угла между несинхронными
ЭДС от 0 до 360°;
- периодическое, с частотой скольжения, изменение (колебание) напряжения во
всех точках электропередачи;
- периодическое, с частотой скольжения, изменение (колебание) тока во всех
элементах, которые связывают несинхронные ЭДС;
- периодическое изменение, с удвоенной частотой, скольжения активной
мощности генераторов (рис. 6.16).
Рис. 6.16. Изменение зависимости тока и активной мощности
при асинхронном режиме от угла 8^2 между ЭДС Е\ и Е^.
Диаграмма показывает, что при асинхронном режиме, в отличие от
напряжения и тока, которые зависят от половинного угла Ъ\^11, активная мощность
зависит от полного угла 8^2. Таким образом, периодическое изменение активной
мощности при асинхронном режиме происходит с двойной частотой скольжения.
Так, при асинхронном режиме, в доказательство своих утверждений авторы,
соглашаясь в наличии несинхронного характера изменения параметров режима,
принимают следующие допущения:
- фиксированная математическая условная точка электрического центра качаний
(ЭЦК), в которой основные параметры режима, зависящие от величины
сопротивления линий, равны нулю (U=0,I=0,P = 0);
183

Глава 6. Автоматическая частотная разгрузка по отклонению частоты
- началом синусоиды повышенной частоты является точка условного нуля;
- началом синусоиды сниженной частоты является точка условного нуля;
- в электрическом центре качаний частота постоянна и равна среднему
арифметическому двух частот;
- зависимость изменения параметров в точке ЭЦК рассматривается за один цикл
асинхронного режима.
При таком многообразии допущений авторы не совсем логично утверждают,
что в точке ЭЦК наблюдается скачок средней частоты, равный половине суммы
разных частот избыточной и дефицитной частей энергосистемы {f\+fi)l2. Правда,
если принять сумму этих частот (например, 50 + 49,3 Гц), то средняя частота
(49,65 Гц) по отношению к низшей частоте (49,3 Гц), действительно, можно
считать незначительным скачком на 0,35 Гц. Но для номинальной частоты 50 Гц -
это будет падение частоты, на те же 0,35 Гц, не рассматриваемое авторами.
Далее, авторы приводят математические преобразования и аналитические
выражения, по которым определяются необходимые объемы отключения
нагрузки устройствами системы АЧР, для успешной ресинхронизации рассматриваемых
частей энергосистемы. В таком случае, логично предположить, что при
асинхронном режиме на линии связи с основной частью энергосистемы, в дефицитной
части энергосистемы должны быть и соответствующие условия для эффективного
отключения вычисленных объемов отключения нагрузки устройствами АЧР1:
- уровни частоты, ниже уставок частоты срабатывания всех или большей части
очередей АЧР1;
- длительность импульса снижения частоты, выше задержки времени
срабатывания реле.
Но расчеты этих параметров при асинхронных режимах не представлены, да
и не могут быть определены в таком случае. Нельзя говорить о практической
ресинхронизации электрического режима (действием устройств АЧР) при
асинхронных режимах, если из-за множества взаимно зависимых величин, нельзя
заранее предположить (а тем более, рассчитать) даже схему возможного выделения
дефицитного района, а также амплитуду и длительность асинхронных колебаний
частоты двух разных частей энергосистемы. Тем более, нельзя заранее
аналитически определить возможные суммарные низкие амплитуды частоты и их
длительность при наложении двух разных частот.
В условной точке ЭЦК асинхронного режима, разделяющей избыточную и
дефицитную части энергосистемы, равны нулю все параметры электрического
тока, которые зависят от сопротивления линии (напряжение, ток, мощность) и
определяются по закону Ома. Именно, на этих постулатах основаны все принципы и
методики расчета уставок сопротивления или фазового угла автоматики
ликвидации асинхронного режима.
Но, в физическом смысле, частота электрического тока - это
электромагнитная волна, которая не зависит от сопротивления линий (по закону Ома), а зависит
только от среды распространения и скорости распространения этой
электромагнитной волны. В данном случае, для электромагнитной волны частоты, средой
распространения является проводник линии электропередачи 330 кВ и для нее не
184

Глава 6. Автоматическая частотная разгрузка по отклонению частоты
может быть препятствием условная математическая точка ЭЦК асинхронного
режима, где основные режимные параметры равны нулю.
Элементарной теоретической и арифметической ошибкой авторов [7, 74]
является тот факт, что они даже среднюю частоту определяют неправомерно,
поскольку арифметически суммировать можно только однозначные и конечные
величины. В данном случае, по выражению (f\ + fi) /2, определяется только средне
арифметическая максимальная амплитуда импульсов двух разных частот.
Но, ведь эти две разные кривые частоты асинхронного режима отличаются (в
любой момент времени) не только величиной амплитуд импульсов, а и
длительностью, углом наклона и сдвигом фазы синусоид, которые и создают
несинхронные колебания в энергосистеме. Поэтому суммирование этих параметров должно
выполняться не простым арифметическим сложением и делением на количество
параметров, а алгебраическим суммированием всех параметров двух
несинхронных синусоид в реальном времени их наложения и направления (векторов).
Рассмотрим физический смысл этого процесса наложения разных синусоид
на электрической схеме сети с последовательным перемещением асинхронного
режима, предшествовавшего частотной аварии с отделением и погашением
глубоко дефицитной части энергосистемы (рис. 6.17).
50 Гц ЭЦК 49,3 Гц
© © 1 © © ©
Q Q
н@ О—
47,2 Гц J
Рис. 6.17. Схема электрической сети с линией асинхронного режима.
Практическим примером такой ситуации является частотная авария в южной
части ОЭС Украины (июль 2001 г.), когда при аварийных отключениях в сети 330
кВ и определенном аварийном сочетании реактансов линий электропередачи, на
сильной линии 330 кВ возник замедленный асинхронный режим с увеличенной
длительностью низкой частоты в дефицитной части энергосистемы.
Уникальность этой частотной аварии состоит в том, что во время
асинхронного режима на линии 1 -2, в дефицитной части энергосистемы установился
уровень частоты, выше уставок частоты действия устройств АЧР1. Однако, вблизи
линии с асинхронным режимом 1-2, по неизвестной причине, произошли
локальные отключения только некоторых устройств АЧР1.
Эти отключения произошли на подстанциях 110 кВ дефицитной части,
расположенных на расстоянии 5 - 70 км от конечной подстанции 2 линии 330 кВ с
асинхронным режимом. Суммарная мощность отключенной нагрузки составила
незначительную часть от суммарного дефицита мощности, что явно недостаточно
для ресинхронизации энергосистемы при асинхронном режиме.
?
185

Глава 6. Автоматическая частотная разгрузка по отклонению частоты
На рис. 6.13 эквивалентный генератор основной части схемы Г1
вырабатывает в сеть 330 кВ номинальную частоту 50 Гц, для которой условная точка ЭЦК
асинхронного режима на линии 1 - 2 не является препятствием, поскольку
остается среда распространения - проводник линии электропередачи.
В то же время, эквивалентный генератор дефицитной части Г2 вырабатывает
в свою сеть 330 кВ сниженную частоту 49,3 Гц, которая тоже подходит к
условной точке ЭЦК - границе разделения между избыточной и дефицитной частями
энергосистемы (рис. 6.18).
Рис. 6.18. Суммирование двух различных синусоид в дефицитной части
энергосистемы при асинхронном режиме (справа - сверху вниз): верхняя - 49,3 Гц,
средняя - 50 Гц, нижняя - суммарное значение двух волн.
Рисунок показывает, что при алгебраическом суммировании синусоид двух
почти одинаковых частот (разность - 0,7 Гц), суммарная синусоида равна,
фактически, двукратному значению частоты, а не средне арифметическому значению
двух частот, как считалось раньше. Естественно, что максимальная (двукратная)
амплитуда этих несинхронных колебаний мощности будет наблюдаться при
условии совпадения их начальных значений.
Поскольку электромагнитные волны номинальной (высокой) частоты более
сильные и плотные, чем волны сниженной частоты, то они выдавливают волны
низкой частоты с линии асинхронного режима 1-2 в дефицитную часть
энергосистемы, на соседнюю линию 2-3. Это переменное расстояние примерного
равновесия и столкновения волн двух разных частот, на котором происходит
геометрическое наложение их амплитуд и синусоид, определяется множеством зависимых
факторов и условий, поэтому не подлежит аналитическому анализу.
186

Глава 6. Автоматическая частотная разгрузка по отклонению частоты
В результате алгебраического сложения синусоид двух разных встречных
частот, на участке линии 2-3 образовались суммарные несинхронные импульсы
частоты с перемежающимся дефицитом активной мощности (рис. 6.19.).
Время. Сек
Рис. 6. L9. Фрагмент суммарного сложения двух несинхронных частот.
Таким образом, при асинхронном режиме в сети 330 кВ временно (до
действия устройств АЛАР) существуют три разных частотных зоны:
- зона установившейся номинальной частоты 50 Гц от эквивалентного генератора
Г1 в основной части энергосистемы;
- зона установившейся частоты 49,3 Гц от эквивалентного генератора Г2 в
дефицитной части энергосистемы;
- зона неустойчивых суммарных несинхронных колебаний двух встречных частот
на линии 2-3 в дефицитной части энергосистемы.
На рис. 6.19 показаны суммарные значения амплитуд алгебраической суммы
гармоник несинхронных колебаний двух разных частот, в периоде от одного
максимального значения до следующего максимума.
Соответственно, минимальное (нулевое) значение амплитуды
математической суммы гармоник для этих двух несинхронных процессов будут наблюдаться
через период времени, равный единице, деленной на разность частот (рис.6.20):
At = 1/ (/J -f2) = 1/ (50 - 49,3) Гц = 1/ 0,7 = 1,43 с.
Это следует из условия равенства фазных углов для двух генераторов,
работающих с разной частотой, где при скольжении величина разности углов
достигает 2тг (360°):
coi • At - <»2 • At = 2к, значит, 2л/i • At - 2л/2 • At = 2к,
187

Глава 6. Автоматическая частотная разгрузка по отклонению частоты
откуда, после сокращения 2%, получаем
(/i ~fi)-At =1 или At = 1/ (A -f2).
Рис. 6.20. Промежуточное суммирование двух различных синусоид в дефицитной
части энергосистемы при асинхронном режиме (слева - сверху вниз): верхняя -
49,3 Гц, нижняя - 50 Гц, средняя - суммарное значение двух волн.
Рассмотрим, в каких условиях, и в каком месте схемы могла установиться
частота на уровне уставок частоты действия устройств АЧР1.
При несинхронных колебаниях суммарной частоты на линии 2-3 (330 кВ),
большой, перемежающийся дефицит активной мощности через
автотрансформаторы перешел в сеть 110 кВ, где наиболее близко расположены генераторы
маломощной потребительской электростанции ГЗ нефтеперерабатывающего завода.
От такой перемежающейся перегрузки её генераторы резко притормозили
скорость частоты вращения до уровня около 47,2 Гц с длительностью импульсов
выше установленной задержки времени срабатывания АЧР1 - 0,3 с.
Естественно, что при таких параметрах частоты и задержки времени
локально сработали устройства АЧР1 на подстанциях дефицитной части, расположенных
только в зоне действия маломощной электростанции ГЗ.
В дальнейшем, дополнительное аварийное отключение одной из линий 330
кВ, подходящих к узлу 2, привело к резкому увеличению дефицита мощности и
перемещению условной точки ЭЦК на более слабую линию электропередачи 2-3.
На этой линии, ускоренный асинхронный режим с малой длительностью низкой
частоты, привел к аварийному отключению линии 2-3 и отделению резко
дефицитного района с дальнейшим его полным погашением. Таким образом, в
результате аварийного отделения дефицитной части энергосистем, некоторые потреби-
188

Глава 6. Автоматическая частотная разгрузка по отклонению частоты
тели, отключенные устройствами АЧР1 при первом асинхронном режиме на
линии 1-2, оказались в избыточной основной части ОЭС Украины.
Это является достаточным практическим доказательством того факта, что
при асинхронном режиме на связи между основной и дефицитной частями
энергосистемы, невозможно срабатывание устройств АЧР1 всей дефицитной части.
Аварийное срабатывание устройств АЧР1 при асинхронном режиме возможно
только в местах, расположенных в непосредственной близости к концу линии с
асинхронным режимом. Причем, такие отключения возможны только при
наличии, в этой зоне, перемежающегося дефицита мощности генераторов
маломощных электростанций. Естественно, что суммарная мощность отключенной
нагрузки в этой локальной зоне будет явно недостаточной для ресинхронизации.
Таким образом, для системы АЧР любой асинхронный режим является
нерасчетной ситуацией, от которой необходимо только отстраиваться по задержкам
времени срабатывания, а не приписывать системе АЧР мифические возможности
и требовать от нее выполнения несвойственных функций ресинхронизации
режима при дефиците мощности энергосистем.
В устаревших нормативных документах и методических указаниях по АЧР
[1, 2, п. 9], а также в украинских "Правилах по АЧР - 2003" [п. 5.1.5.], т.е., на
протяжении более 40 лет, существовало указание:
"Устройства АЧР необходимо размещать так, чтобы при их работе по
возможности не нарушалась устойчивость межсистемных связей... ".
Следует уточнить, что непременным условием работы устройств системы
АЧР является возникновение значительного дефицита активной мощности в
аварийно отделившейся части энергосистемы, возможного, только при отключенных
межсистемных связях с основной частью энергосистем.
Кроме того, по своему принципу действия, любая, правильно настроенная
система АЧР, является балансирующей автоматикой, поскольку, отключая
нагрузку потребителей устройствами АЧР1, она разгружает любые перетоки
мощности выделенного района и балансирует режим на аварийном уровне частоты, а
затем, отключая нагрузки потребителей устройствами АЧРП, повышает баланс
активной мощности до длительно допустимого уровня частоты. Таким образом,
балансирующее действие грамотно настроенных устройств АЧР никаким образом
не может создать возможность нарушения устойчивости межсистемных связей.
В статьях украинских технических журналов, аргументы непричастности
действия системы АЧР на устойчивость межсистемных связей, были раскрыты
более подробно, в результате чего в новых российских "Правилах по АЧР" (2008
г.) эти устаревшие утверждения уже отсутствуют.
6.9. Анализ действия существующей системы АЧР.
Рассмотренная в начале главы последовательность совершенствования
перехода от простой структуры отечественной АЧР до структуры формирования
системы АЧР показывает, что процесс дальнейшего развития и совершенствования
системы АЧР, с 70-х годов прошлого века практически застыл на протяжении
последних десятилетий. Исключением из этого застойного явления следует признать
189

Глава 6. Автоматическая частотная разгрузка по отклонению частоты
только, разработки Института проблем моделирования в энергетике (ИПМЭ)
имени Г.Е. Пухова НАЛ Украины о необходимом вводе адаптированной системы
АЧР для обеспечения надежной и безопасной эксплуатации ректоров АЭС.
В предыдущих разделах подробно рассмотрены технические изменения,
происшедшие в энергетике за последние десятилетия и возникшие при этом
проблемы, прежде всего, организационного характера, а также практические выводы
и рекомендованные решения по ликвидации этих проблем.
Данный раздел посвящен техническому анализу недостатков существующей
системы АЧР на основании расчетов, выполненных программными средствами
разработанного специалистами ИПМЭ имени Г.Е. Пухова НАЛ Украины
оперативно-расчетного комплекса программного анализа частотных электрических
режимов (ОРК ПАНЧЭР).
Рассмотрим основные технические характеристики и различия
существующих структур формирования АЧР (UCTE) и систем АЧР в энергосистемах ЕЭС
России и ОЭС Украины, а также адаптированной системы АЧР (таблица 6.16).
Таблица 6.16. Различие структур формирования систем АЧР.
Виды АЧР
и их параметры
АЧР1
спецочередь (Гц) / объем (%)
защитная очередь (Гц) / (%)
верхняя уставка массива (Гц)
нижняя уставка массива (Гц)
интервал меж очередями (Гц)
количество очередей (шт.)
мощность очереди (%)
сумм, объем (% потр.)
АЧРП не совмещенная
уставка частоты (Гц)
уставки времени (с)
количество очередей (шт)
мощность очереди (%)
сумм, объем АЧРП (% потр.)
суммарный объем АЧР (%)
АЧРП совмещенная
уставки (Гц) и объем (% сум.)
уставки времени (с)
очереди времени (шт)
суммарный объем (% АЧР1)
ЕЭС
России
ОЭС
Украины

Адаптированная АЧР
АЧР
UCTE
49,2 / 3-4
—
48,8
46,5
од
25
1,2...2
51
49,2 / 5
49,1 / 5
48,8
47,2
од
19
1,5...2,5
51
—
—
49,2
48,2
од
11
2...6
44...46
—
—
49
48
0,3-0,5
3...6
8...20
32...50
49,1
5...40
11
1-1,2
10
61
49,1
5...20
6
1 -1,5
10
61
49,1
3...18
6
0,5...2
6
50...52
—
—
—
—
—
—
49,0 -10
48,9 - 30
48,8 - 30
48,7 - 30
5...70
35
63
49,0 - 21
48,9 - 21
48,8 - 30
48,7 - 30
21...90
24
67
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
Выполним сравнение параметров существующих систем АЧР в ЕЭС России,
190

Глава 6. Автоматическая частотная разгрузка по отклонению частоты
ОЭС Украины, адаптированной АЧР и энергосистем UCTE, для определения их
идентичности и отличий структуры формирования.
Системы АЧР ЕЭС России и ОЭС Украины не учитывают требований
безопасной эксплуатации реакторов АЭС, поэтому подобны по многим
параметрам, а их различие, лишь в том, что:
- в ЕЭС России - нижняя уставка частоты АЧР1 - 46,5 Гц и действие АЧРП
(несовмещенной и совмещенной) одновременно, на начальных уставках
времени;
- в ОЭС Украины - нижняя уставка частоты АЧР1 - 47,2 Гц и несовмещенная
АЧРП действует на начальных задержках времени срабатывания (5 - 20 с), а
совмещенная АЧРП - с большими задержками времени (21 - 90 с).
Системы АЧР UCTE и перспективной адаптированной системы АЧР ОЭС
Украины обеспечивают требования безопасной эксплуатации реакторов АЭС и
показывают большую аналогию:
- отсутствие устройств совмещенной АЧРП, необоснованно введенной в 70-е
годы прошлого века и ныне, не имеющей условий для срабатывания;
- одинаковый диапазон частоты действия устройств АЧР1 - 49 - 48 Гц и
сниженные суммарные объемы АЧР.
А основное отличие между этими системами АЧР, состоит в том, что в
адаптированной системе АЧР:
- сохраняется интервал между очередями АЧР1 0,1 Гц (против 0,3 - 0,5 Гц);
- значительная разница количества очередей АЧР111 шт. (против 3-5 шт.);
- сохраняются очереди (6 шт.) устройств АЧРП, для автоматической
"самонастройки" действия, при восстановлении частоты.
Таким образом, адаптированная система АЧР - это не копия АЧР
UCTE, а усовершенствованный вариант упреждающей АЧР энергосистем
СССР 60-х годов прошлого века (технически более прогрессивной, чем
введенная в 70-х годах замедленная система АЧР), с современным ускорением
действия верхних очередей АЧР1 по скорости снижения частоты.
Принятый в энергосистемах UCTE официальный диапазон частоты действия
АЧР (49 - 48 Гц), в достаточной степени обеспечивает запас частоты, по
надежности работы современного оборудования ТЭС и АЭС. Такой запас частоты
позволяет энергосистемам европейских стран, по условиям надежности их режима
работы, самостоятельно принимать нижние уставки частоты АЧР (Гц - в странах):
49,2 - 1, 48,5 - 1, 48,4 - 1, 48,3 - 1, 48,25 - 1, 48,2 - 3, 48,1 - 2, 48,0 - 1, 47,7 - 4.
С учетом этих параметров, перед выделением "Бурштынского острова" ОЭС
Украины на параллельную работу с UCTE в конце прошлого века, его устройства
АЧР1, по требованию UCTE, были переведены на диапазон действия с нижней
уставкой частоты АЧР соседней энергосистемы Словакии - 47,7 Гц.
Приведенные факты являются обоснованным доказательством того, что
разработанная специалистами ИПМЭ им. Г.Е. Пухова НАН Украины,
адаптированная система АЧР не имеет аналогов принципа формирования и,
поэтому её нельзя сравнивать с АЧР UCTE или США.
191

Глава 6. Автоматическая частотная разгрузка по отклонению частоты
В любом случае, отличие представленных систем АЧР ЕЭС России и ОЭС
Украины заключается в том, что они относятся к одному разряду - систем АЧР по
отклонению частоты без учета действия особенностей требований надежности и
безопасности работы реакторов АЭС. Динамическое изменение частоты при
ликвидации дефицита активной мощности действием такой системы АЧР по
отклонению частоты, не соответствующей современным условиям надежности
эксплуатации оборудования электростанций, показано на рис. 6.21.
АЧРИ
Рис. 6.21. Действие системы АЧР по отклонению частоты
при ликвидации дефицита активной мощности.
В момент времени to в энергосистеме возникает аварийный дефицит
активной мощности с определенной начальной скоростью снижения частоты по
экспоненциальному закону / при уменьшении нагрузки. В точке а, к моменту времени
t\ частота достигает уровня уставки частоты срабатывания первой очереди
быстродействующей АЧР] и запуска, по уставкам времени, всех очередей медленно
действующей АЧРП.
После отработки задержки времени и срабатывания первой очереди АЧР1
(отключение части нагрузки) снижение частоты замедляется. Срабатывание
последующих очередей АЧР1 ведет к дальнейшему уменьшению дефицита
мощности и замедлению снижения частоты (по экспоненциальному закону) до полной
ликвидации дефицита мощности и достижения баланса мощности энергосистемы
на установившемся аварийном значении частоты.
Следует отметить, что в условиях действительности частотного переходного
процесса, такого идеального графика снижения частоты и точки идеального
баланса активной мощности практически достичь невозможно. Объясняется это
невозможностью практически обеспечить равномерность последовательно
отключаемой нагрузки очередями АЧР, а также невозможностью предусмотреть
действительную величину аварийного дефицита мощности в аварийной ситуации.
Как правило, полная ликвидация дефицита мощности и торможения
вращающихся масс агрегатов происходит не при равенстве баланса активной мощности,
а при некотором избытке мощности последней отключенной очереди АЧР1. При-
192

Глава 6. Автоматическая частотная разгрузка по отклонению частоты
чем, чем больше избыток последней отключенной очереди АЧР1, тем быстрее
закончится торможение в частотном процессе и начнется процесс восстановления
частоты. Поэтому, и установившееся значение частоты после действия устройств
АЧР1, может превышать минимальное значение частоты переходного процесса в
зависимости от избытка мощности, отключенной её последней очередью.
В дальнейшем, по истечению времени достижения аварийного баланса
мощности tA4Pii(i),в момент времени ti отрабатывает выдержка времени первой очереди
АЧРП и, после её отключения, начинается эффективное повышение частоты.
Отключение нагрузки в моменты времени t^, U, £5, при срабатывании последующих
очередей АЧРП и достаточности ее объема, восстанавливает уровень частоты до
уставки возврата устройств АЧРП.
При достижении уровня частоты до уставки возврата реле частоты все
остальные очереди АЧРП возвращаются в исходное состояние готовности к
работе, а дальнейшее повышение частоты до номинального значения выполняется
плановым вводом оперативных мероприятий. Если же суммарный объем очередей
АЧРП недостаточен, то частота зависает на достигнутом после аварийном уровне
и требуются срочные неплановые оперативные мероприятия повышения частоты.
Известно [17, 19, 23, 54], что применение в современных условиях работы
энергосистем с реакторами ВВЭР-1000, устаревшей (с 70-х годов прошлого века)
системы АЧР с нижней уставкой частоты АЧР1 - 46,5 Гц, технически
несостоятельно. В связи с этим, вместо анализа возможностей действующей системы АЧР
ЕЭС России, проведем анализ работы ее дочерней системы АЧР в ОЭС Украины,
более приближенной к необходимому запасу частоты для обеспечения
надежности работы реакторов АЭС, с нижней уставкой частоты АЧР1 - 47,2 Гц.
Проведем оценочные расчеты действия существующей системы АЧР ОЭС
Украины при дефиците мощности, который вызывает максимальное
срабатывание составляющих ее устройств, при суммарных объемах системы АЧР (АЧР1 +
АЧРП = 45%+ 10% = 55 %), рекомендованных директивными материалами. В
исходных данных расчетов предусмотрено последовательное утяжеление
дефицита мощности, вызывающего максимальное срабатывание устройств АЧР1 и АЧРП,
учет автоматической разгрузки тепловой мощности на реакторах ВВЭР-1000 в
течении 15 с и учет автоматического отключения одного реактора ВВЭР-440 при
снижении частоты до 49 Гц и ниже (> 10 с).
Для примера рассмотрим графики тестовых расчетов 3-х частотных
процессов при максимальном дефиците мощности (1), а также при последовательном
ухудшении условий работы энергосистемы вводом технологических мероприятий
на реакторах ВВЭР-1000 (2) и ВВЭР-440 (3), представленных на рис. 6.22.
На графике 1 показан классический (без учета технологического регламента
АЭС) режим с действием системы АЧР по отклонению частоты при
максимальном дефиците активной мощности. В данном режиме большой дефицит
мощности, вызвавший глубокое снижение частоты, ликвидируется последовательным
отключением очередей АЧР1, а действием устройств АЧРП частота сети
восстанавливается до уровня частоты возврата этих устройств (выше 49 Гц).
На графике 2, продолжительное пребывание энергосистемы при уровнях
частоты 49 Гц и ниже приводит к пуску предварительной защиты (ПЗ-1) по техно-
193

Глава 6. Автоматическая частотная разгрузка по отклонению частоты
логической разгрузке тепловой мощности реакторов ВВЭР-1000 АЭС. В данном
случае, длительная зона сниженной частоты, является предельной,
предусмотренной регламентом безопасной эксплуатации реакторов. Это может объясняться как
высокими объемами снижения мощности реакторов ВВЭР-1000, так и
недостаточным суммарным объемом системы АЧРП или завышенными уставками
задержки времени на отключение нагрузки устройств АЧРП.
Отключение
ВВЭР-440
Время, с
Рис. 6.22. Сравнительные графики частотных переходных процессов
при максимальном дефиците активной мощности:
1 - без учета технологических особенностей работы реакторов АЭС;
2-е учетом автоматической разгрузки ВВЭР-1000 при частоте 49 Гц и ниже;
3-е учетом автоматической разгрузки ВВЭР-1000 и отключения ВВЭР-440.
На графике 3, в зоне технологической автоматической разгрузки реакторов
ВВЭР-1000, отрабатывает уставка времени (10 с) на аварийное отключение
реактора ВВЭР-440, которое настолько увеличивает дефицит мощности, что
энергосистема погашается по уровню частоты.
После 2003 года суммарный объем системы АЧР в ОЭС Украины был
повышен на 7 % и составил 61 % от потребления (АЧР1 + АЧРП = 51 % + 10 % = 61 %).
Основным руководящим обоснованием для такого значительного повышения
суммарного объема АЧР являлось фактическое увеличение суммарной мощности
АЭС (на 2000 МВт) в общей генерации ОЭС. Анализ действия существующей
системы АЧР по отклонению частоты с необоснованным повышением суммарных
объемов АЧР и учетом автоматической разгрузки реакторов ВВЭР-1000 при
аварийном снижении частоты, будет рассмотрен в последующих главах.
194

Глава 6. Автоматическая частотная разгрузка по отклонению частоты
6.10. Адаптация системы АЧР к современным условиям надежности.
С учетом изменившихся условий работы энергосистем, требующих
кардинального реформирования системы АЧР, разработаны принципы формирования,
адаптированной к повышенным требованиям по надежности работы
современного оборудования АЭС с реакторами ВВЭР-1000, имеющие автоматику разгрузки
тепловой мощности реактора при снижении частоты до 49 Гц и ниже.
Для компенсации этих объемов разгрузки АЭС, в 1994 году в сети ОЭС
Украины была введена защитная очередь АЧР1 (49 Гц/0,5 с), когда под действием
автоматики разгрузки реакторов ПЗ-1 находились 8 энергоблоков с ВВЭР-1000. В
настоящее время количество ВВЭР-1000 с ПЗ-1 в ОЭС почти удвоилось и
прежний объем защитной очереди АЧР1 уже не может компенсировать суммарную
разгрузку всех ВВЭР-1000 при снижении частоты.
Поэтому, для предотвращения таких аварийных частотных переходных
процессов потребовалось ввести дополнительную очередь АЧР1 на, ранее свободной,
уставке частоты 48,9 Гц, без увеличения суммарной мощности АЧР1. В связи с
тем, что при повышении нижней уставки частоты АЧР1 объем очередей,
естественно, возрастает, то в такой ситуации образуется сплошной массив очередей
АЧР1 на уставках частоты 49 - 48 Гц при групповом снижении объемов
отключаемой нагрузки от 5 % до 3 % от потребления.
Концепция кардинального реформирования системы АЧР предполагает:
1. Приведение полного нормативного соответствия новых директивных
материалов техническим требованиям стандартов и регламентов к надежности и
устойчивости работы современного оборудования электростанций на критических
и сверхкритических параметрах пара - ограничением нижней уставки частоты
АЧР1 на уровне 48 Гц и выше. Это обеспечивает допустимые время работы
энергосистем в частотном переходном процессе: не более 5 минут - для турбин и не
более 2 минут - для реакторов АЭС.
2. Убрать названия спецочереди АЧР1 и защитной очереди АЧР1, а считать их
начальными очередями адаптированной АЧР1.
3. Сохранение очередей АЧРПнес (далее, АЧРП) и ее технологических
функций по восстановлению частоты после ликвидации дефицита мощности.
4. Ликвидацию очередей АЧРПсовм, как не имеющую условий для
срабатывания ее устройств снижает комплекты системы АЧР более, чем на 30 %. Кроме
того, структура адаптированной системы АЧР упрощает и рационализирует
моделирование и программный анализ динамических процессов аварийных снижений
частоты (таблица 6.17).
Таблица 6.17. Структура формирования адаптированной системы АЧР.
Очереди АЧР
АЧРП-я
2-я
11-я
АЧРП
£Гц
49,0
48,9
48,9
49,0
Роткл, % потр.
5
5
2
6-7
At, с
0,3 - 0,5
0,3 - 0,5
0,3 - 0,5
5-20
195

Глава 6. Автоматическая частотная разгрузка по отклонению частоты
Для проверки, эффективности адаптированной системы АЧР по отклонению
частоты (в диапазоне частоты 49-48 Гц) для предотвращения действия частотной
автоматики включенного режима АВСН реакторов ВВЭР-1000, принимаем
следующий вариант ее формирования:
- суммарный объем системы АЧР = АЧР1 + АЧРП = 38% + 6% = 44%от
потребления энергосистемы;
- очереди АЧР1 - 11 шт., с уменьшающимися (сверху вниз) объемами;
- очереди АЧРП - 6 шт., с уменьшающимися (снизу вверх) объемами;
- задержки времени срабатывания устройств АЧР1 - 0,3 с, а устройств АЧРП - в
пределах от 3 до 18 с (таблица 6.18).
Таблица 6.18. Структура формирования адаптированной системы АЧР
по отклонению частоты, без учета разгрузки реакторов ВВЭР-1000.
Тип и
Очередь
1-1
2-1
2-2
2-3
2-4
2-5
2-6
1-2
1-3
1-4
1-5
1-6
1-7
1-8
1-9
1-10
1-11
Всего
АЧР1
Гц
49,0
с %
0,3
потр.
5
48,9
48,8
48,7
48,6
48,5
48,4
48,3
48,2
48,1
48,0
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
5
5
4
4
3
3
3
2
2
2
38
АЧРП
Гц
49,0
49,0
49,0
49,0
49,0
49,0
с %
3
6
9
12
15
18
потр.
2
1
1
1
0,5
0,5
6
ЧАПВ
Гц
50,0
49,2
Снижение уставок времени АЧР1 и интервала между уставками времени
АЧРП вызвано наличием в ЭС турбогенераторов с критическими и
сверхкритическими параметрами пара, которые создают более глубокие дефициты активной
мощности. Такие режимные условия работы требуют активного опережения
действия предварительных и аварийных защит блоков АЭС, а также минимизации
времени ликвидации частотных аварий.
Данная подробная структура соответствует требованиям действующих
нормативов, стандартов и технологических регламентов по допустимым режимам
работы современного оборудования ТЭС и АЭС, а также принципам выполнения
АЧР в объединении UCTE, при возможных условиях параллельной работы [17,
19, 54, 93].
196

Глава 6. Автоматическая частотная разгрузка по отклонению частоты
В качестве примера, для условий ОЭС Украины, выполним расчеты
частотных переходных режимов при дефицитах активной мощности от 5 % от
потребления энергосистемы и до максимально возможного дефицита мощности,
который может быть ликвидирован заданным объемом системы АЧР (таблица 6.19).
Таблица 6.19. Результаты расчетов необходимого объема адаптированной си-
стемы АЧР по отклонению частоты, в диапазоне - 49 - 48 Гц.
АР,
%
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
Очереди, шт.
АЧР1
1
1
1
2
2
2
2
3
3
3
4
4
4
5
5
5
6
6
7
7
7
8
8
9
9
10
10
11
11
11
11
11
11
АЧРП
-
-
-
-
-
-
1
-
-
-
-
-
-
-
-
1
-
1
-
-
1
-
1
1
1
1
1
1
2
3
4
5
6
/дош
Гц
<49
<49
<49
<49
<49
<49
<49
<49
<49
<49
<49
<49
<49
<49
<49
<49
<49
<49
<49
<49
<49
<49
<49
<49
<49
<49
<49
-■- 48
-- 48
-■- 48
-■- 48
-■- 48
~48
^Трез,
С
0,67
1,03
2,10
6,14
1,92
2,69
5,20
2,35
2,90
4,12
2,38
3,41
4,73
3,13
3,86
5,24
3,91
5,13
4,00
5,05
6,15
4,99
6,00
5,60
6,77
6,22
7,71
0,40
0,90
0,89
1,17
6,03
9,70
/мин,
Гц
48,98
48,95
48,94
48,92
48,88
48,84
48,81
48,78
48,75
48,71
48,68
48,64
48,61
48,57
48,53
48,50
48,46
48,42
48,38
48,34
48,30
48,25
48,21
48,16
48,12
48,07
48,03
47,98
47,93
47,88
47,82
47,77
47,64
t,
с
9,74
6,79
5,30
4,42
4,27
3,73
3,32
3,00
3,00
2,77
2,56
2,39
2,43
2,28
2,15
2,05
2,03
1,98
1,85
1,93
1,85
1,77
1,81
1,74
1,77
1,71
1,65
1,68
1,62
1,65
1,69
1,63
5,70
/уст
Гц
49,74
49,48
49,21
49,36
49,73
49,45
49,61
50,00
49,76
49,43
50,06
49,76
49,47
50,12
49,82
50,00
49,94
50,13
50,06
49,74
49,93
49,87
50,07
50,28
49,93
50,14
49,78
50,00
49,93
49,85
49,77
49,54
49,30
Эти оценочные расчеты проводим при общепринятых динамических
параметрах энергосистемы (постоянная момента инерции 7] = 12 с, частотный коэф-
197

Глава 6. Автоматическая частотная разгрузка по отклонению частоты
фициент нагрузки кн = 2, коэффициент срабатывания устройств АЧР kA4P = 0,8).
Второй и третий столбики таблицы показывают, соответственно, количество
очередей устройств АЧР1 и АЧРП, которые сработали в частотном переходном
процессе с указанным в данной строке дефицитом активной мощности АР %.
В четвертом и пятом столбиках таблицы показаны, соответственно,
допустимая частота по требованиям технологического регламента ВВЭР-1000 и
результирующее время пребывания энергосистемы в зоне снижения заданного уровня,
если они проявились в частотном переходном процессе с указанным в данной
строке дефицитом активной мощности АР %.
В шестом и седьмом столбиках таблицы, показаны, соответственно,
минимальное значение частоты и текущее время, которые наблюдались в каждом
частотном переходном процессе с указанным в данной строке дефицитом активной
мощности АР %. В последнем восьмом столбике таблицы показана
установившаяся частота в каждом частотном переходном процессе с указанным в данной
строке дефицитом активной мощности АР %.
Расчеты частотных переходных процессов при последовательно
нарастающих дефицитах мощности (с интервалом 1 %) показывают, что заданная
настройка адаптированной системы АЧР по отклонению частоты полностью соблюдает
принцип минимизации аварийного состояния энергосистем. Она обеспечивает
время аварийного состояния энергосистем менее 10 с, на всем диапазоне
изменения дефицита активной мощности (5-37 %), преимущественно только действием
устройств АЧР1. Необходимая помощь 1-й очереди АЧРП в частотном процессе,
проявляется только при дефицитах мощности 11, 20, 22, 25 и с 27 до 32 %.
И только при расчете последних дефицитов активной мощности - от 33 % и
до конечного дефицита - 37 %, последовательно добавляется действие остальных
очередей АЧРП (2, 3, 4, 5 и 6). Строка последнего расчета частотного переходного
процесса при срабатывании всех очередей устройств АЧР1 и АЧРП показывает
максимально возможный дефицит активной мощности (37 %), который может
ликвидировать данная адаптированная система АЧР по отклонению частоты.
6.11. Граничные уставки частоты и времени адаптированной системы АЧР.
Адаптированная система АЧР, как и существующие системы АЧР,
выполняется применительно к условиям работы ОЭС с учетом многообразия
вероятностных значений дефицита активной мощности, его территориального
распространения, возможности срабатывания различных устройств режимной автоматики в
зависимости от характера развития аварийных процессов и т.д.
Устанавливаются следующие три основных вида автоматической разгрузки:
а) АЧР1 - быстродействующая (не более 0,3 с) с различными уставками по
частоте (49 - 48 Гц) - для прекращения снижения частоты, в том числе:
первые очереди - (49 - 48,7 Гц / 0,3 с) - для предотвращения срабатывания
предварительной защиты (ПЗ-1) блоков АЭС при снижении частоты, их
объём (каждая - 5 - 6 % от потребления энергосистемы) не должен заводиться
под графики ограничений и отключений и действие устройств ПА;
остальные очереди - (48,6 - 48 Гц / 0,3 с) - для ликвидации аварийного
дефицита мощности;
198

Глава 6. Автоматическая частотная разгрузка по отклонению частоты
б) АЧРП - медленнодействующая разгрузка (49 Гц/3-18с-с интервалом 3 с,
объёмом 6 - 7 % от потребления энергосистем) - для восстановления частоты
после действия устройств АЧР1;
в) дополнительная автоматическая разгрузка (локальная) - для ускорения
частотной разгрузки и увеличения её объёма, при местных глубоких дефицитах
активной мощности, в т.ч. по скорости снижения частоты (ДАРС).
Снижение уставок времени АЧР1 и интервала между уставками времени
АЧРП вызвано наличием в энергосистемах турбогенераторов с критическими и
сверхкритическими параметрами пара, создающих глубокие дефициты активной
мощности, требующие опережения действия аварийных защит блоков АЭС и
минимизации времени ликвидации частотных аварий.
Естественно, что в каждом энергетическом объединении, с учетом
конкретных условий структуры генерации ОЭС, типов реакторов АЭС и соотношения
величины генерации их энергоблоков в суммарной генерации ОЭС и др., могут
быть различные диапазоны действия устройств АЧР1, отличающиеся от выше
указанного диапазона 49 - 48 Гц. Например, для энергосистем ОЭС Украины, с
учетом возможной технологической разгрузки реакторов АЭС, наиболее
оптимальным является диапазон действия устройств АЧР1 - 49,2 - 48,2 Гц.
6.12. Методика расчета объемов системы АЧР.
В годы начального периода становления системы АЧР, математическое
моделирование сложного алгоритма частотного переходного процесса впервые было
представлено в работе [66], в 1959 г. В дальнейшем, в разной технической
литературе последующих лет [26, 59, 68] приводились научные и практические
рекомендации применения упрощенных математических выражений для раздельных
практических расчетов:
- необходимого количества очередей АЧР1 и АЧРП;
- уставок частоты, времени срабатывания и объемов устройств АЧР1;
- уставок частоты, времени срабатывания и объемов устройств АЧРП;
- уставок частоты, времени срабатывания и объемов устройств ЧАПВ.
Таким образом, в те времена, аналитический выбор уставок и объемов
составляющих системы АЧР выполнялся на местах, самостоятельно в каждой
энергосистеме. Основной выбор уставок и объемов системы АЧР-ЧАПВ выполнялся в
режиме максимальных нагрузок энергосистем, который затем проверялся в
режиме летних нагрузок и в одном или двух промежуточных режимах. Естественно,
что такой ручной режим работы был достаточно громоздким и трудоемким, хотя
и давал возможность исполнителю прочувствовать результат своей работы по
каждой очереди и её объему.
Известно, что директивные материалы по АЧР [1, 2] в 70-х годах прошлого
века впервые законодательно установили общую структуру формирования
системы АЧР на уставках частоты 48,5 - 46,5 Гц. Незначительные изменения структуры
уставок системы АЧР были введены в 90-х годах прошлого века, которые
ежегодно дублировались службами ОДУ для энергосистем и, далее, предприятиям
электрических сетей. Это значительно упростило проблемы расчетов и выбора уста-
199

Глава 6. Автоматическая частотная разгрузка по отклонению частоты
вок и объемов всех составляющих системы АЧР, поскольку представляемая
типовая структура системы АЧР исключает необходимость выбора уставок частоты и
времени её составляющих. Выбор уставок системы АЧР, в настоящее время,
возможен только при изменении структуры формирования системы АЧР, например,
в ОЭС Украины, при переходе от устаревшей системы АЧР (19 очередей АЧР1) на
адаптированную систему АЧР (11 очередей АЧР1).
В дальнейшем, с внедрением электронных вычислительных машин,
появилась первая комплексная программа анализа динамического изменения частоты в
аварийных ситуациях, с помощью которой постепенно накапливался
практический опыт сложных расчетов уже не отдельных уставок и объемов очередей, а
одновременно, очередей всей системы АЧР [72, 74].
Но, наиболее совершенный уровень анализа действия системы АЧР в
частотных электрических режимах, был обеспечен только при внедрении компьютерной
техники с её широкими сервисными возможностями и переходе на расчеты
упрощенных одноузловых моделей энергосистем [22, 91]. Исходными данными для
таких оперативно-расчетных комплексов (ОРК) является типовая структура
очередей системы АЧР и действие сопутствующих ей других автоматик, при разных
дефицитах мощности, например, с АР = 5 % - до максимально возможного.
Корректировки объемов и повторные оценочные расчеты выполняются до получения
удовлетворительных результатов по всем дефицитам мощности.
Только такая система АЧР, соответствующая нормативным параметрам
аварийных частотных переходных процессов во всем диапазоне изменения
аварийных дефицитов мощности, может быть принята для внедрения в энергосистемах.
В соответствии с указаниями действовавших директивных материалов [1, 2],
в технической литературе прошлого столетия [69, 71, 74], при анализе частотных
процессов авторы допускали равномерное распределение объемов нагрузки АРдчр
по очередям АЧР. На основании такого теоретического утверждения они вводили
искусственное понятие "плотности" АЧР, в качестве характеристики темпа
автоматического отключения нагрузки в частотном переходном процессе.
На самом деле, допущения равномерности объемов очередей АЧР не
соответствуют действительности. Математически, так называемая "плотность" АЧР
является, это всего лишь, средне арифметическая величина дискретных очередей
АЧР и не может иметь применения в практике работы энергосистем.
В практической действительности объемы очередей адаптированной системы
АЧР не могут быть равномерными из-за необходимости отключения очередей:
- АЧР1 максимального объема (6 - 7 %) в начале переходного процесса (для
резкого уменьшения скорости снижения частоты);
- АЧР1 среднего объема (3 - 5 %) в процессе снижения частоты (для ускоренной
ликвидации дефицита активной мощности);
- АЧРП максимального объема в начале восстановления частоты (для
обеспечения максимальной скорости повышения частоты);
- АЧРП минимального объема в конце переходного процесса (для обеспечения
плавного уменьшения скорости повышения частоты).
Поэтому, в настоящее время, единственной характеристикой темпа
автоматического отключения нагрузки является обеспечение четкой последовательности
200

Глава 6. Автоматическая частотная разгрузка по отклонению частоты
срабатывания дискретных очередей системы АЧР. А такое искусственное, чисто
теоретическое понятие, как "плотность" АЧР, не может применяться.
В соответствии с [1, 2] при анализе возможных дефицитов мощности, как
правило, следует рассматривать:
а) для изолированно работающих электростанций - отключение наиболее
мощного генератора или блока, или секции сборных шин;
б) для изолированно работающих энергосистем - полное отключение
наиболее мощной электростанции;
в) для частей энергосистем или энергосистем, входящих в ОЭС - отключение
питающих линий, а при наличии связей малой пропускной способности -
отключение генерирующей мощности для последующего отключения этих связей,
вследствие наброса мощности сверх предела устойчивости;
г) для ОЭС в целом:
- возможность их разделения на части из-за аварийного отключения
межсистемных связей или контролируемых сечений;
- возможность отключения генерирующей мощности с последующим
отключением межсистемных связей из-за наброса мощности;
- возможность возникновения асинхронного режима по отдельным связям с
последующим развитием аварии с отключением генерирующей мощности.
Уставки частоты и времени устройств системы АЧР, отключаемая ими
мощность и места их размещения выбираются так, чтобы исключалась возможность
развития частотной аварии до возникновения явления "лавины частоты" и
"лавины напряжения" в любых реально возможных ситуациях:
- разделение ОЭС или отдельной энергосистемы на не синхронно работающие
части, с дефицитом активной мощности;
- аварийное выделение с дефицитом активной мощности группы энергосистем,
одной из них или района, являющегося частью энергосистемы.
Известно [27, 69, 74], что чем больше дефицит активной мощности, тем
больше скорость снижения частоты и больше нагрузки потребителей должна
отключить система АЧР для ликвидации дефицита мощности. Поэтому, суммарный
объем АЧР должен превышать объем дефицита активной мощности, чтобы
избыточным отключением нагрузки предотвращать глубокие снижения частоты.
Поэтому, мощность потребителей, подключаемых к системе АЧР,
выбирается из условия ликвидации любых реально возможных дефицитов активной
мощности и принимается с некоторым запасом (таблица 6.20).
Таблица 6.20. Зависимость объема АЧР от дефицита активной мощности.
Дефицит мощности (% потр.)
Объем АЧР (% потр.)
Разность (запас)
20
30
10
30
40
10
40
55
15
50
70
20
60
100
40
Необходимость запаса в объеме АЧР обуславливается:
- вероятностным характером величины дефицита мощности (не исключено такое
развитие аварии, при котором возникающий дефицит мощности может
превысить максимальный расчетный);
201

Глава 6. Автоматическая частотная разгрузка по отклонению частоты
- требованиями успешной ликвидации дефицита мощности при разнообразии
режимов дней недели, времени суток и т.д.;
- требованиями успешной работы АЧР в особых условиях эксплуатации
оборудования электростанций и сетей (останов, ремонт и др.).
Поэтому, при выборе объема АЧР1 в каждом районе, энергосистеме или
группе энергосистем, ОЭС в целом следует принимать дефицит активной
мощности больше расчетного (по результатам анализа различных реально возможных
аварийных ситуаций) на 5 % нагрузки энергосистемы (узла). Дефицит мощности,
который по своим техническим характеристикам могут гарантированно
ликвидировать устройства АЧР, действующие по величине снижения частоты, примерно
равен 40 % суммарного потребления энергосистемы (района, узла). При большем
дефиците мощности возможна такая скорость снижения частоты, а также
напряжения, что действие системы АЧР может оказаться неэффективным (лавина
частоты). В таких условиях должна предусматриваться дополнительная
автоматическая разгрузка, в т.ч. по скорости снижения частоты.
Мощность нагрузки, подключаемой к очередям системы АЧР, определяется
наибольшим возможным дефицитом мощности в данном районе. Поэтому, при
анализе возможных аварийных режимов для района, энергосистемы или
объединения в целом, для каждого из них определяется расчетный максимальный
дефицит мощности. Далее, по величине расчетного максимального дефицита
мощности определяются необходимые объемы системы АЧР и выполняется размещение
частотной разгрузки по энергосистеме или ОЭС.
Расчетные объемы системы АЧР и её размещение в отдельных районах,
энергосистемах, ОЭС и ЕЭС целесообразно определять, начиная от анализа местных
(локальных) аварий, последовательно, к все более общим (более крупный район,
часть энергосистемы, энергосистема, несколько энергосистем и т.д.).
При анализе выбранных объемов частотной разгрузки и их размещении по
отдельным районам, следует учитывать разнообразие режимов, обусловленное
сезонностью, днями недели, временем суток, проведением возможных ремонтов на
электростанциях и в сетях и т.д. Ведь одни и те же потребители могут составлять
различную долю нагрузки соответствующего узла в разные периоды года, месяца,
недели и суток. Так, на предприятиях с двусменным режимом работы, доля
нагрузки в период ночного провала может падать до нуля.
Таким образом, объем нагрузки, подключенной к АЧР, определенный по
максимальному дефициту мощности (например, в вечерний максимум), может
быть недостаточным для ликвидации меньшего дефицита мощности в режиме
ночного минимума. Именно, с учетом таких ситуаций, должен закладываться
определенный запас объемов различных видов системы АЧР, проверяться для
характерных периодов года, дней, часов и корректироваться по отдельным районам
и энергосистемам в целом.
Если суммарный объем АЧР энергосистемы меньше заданного вышестоящей
организацией, то он должен быть увеличен до заданного объема, который
является определяющим, выбранным по общесистемным требованиям ликвидации
дефицитов мощности. Если суммарный объем АЧР энергосистемы больше
заданного вышестоящей организацией, то он не может быть уменьшен, поскольку именно
202

Глава 6. Автоматическая частотная разгрузка по отклонению частоты
он является определяющим, выбранным по собственным, местным требованиям
ликвидации дефицитов мощности.
При эксплуатации выбранной системы АЧР, в энергосистеме необходимо
ежегодно, в характерные периоды года, дни и время суток, проводить
контрольные замеры фактической мощности, подключенной к устройствам АЧР, для
анализа и проверки достаточности объемов разгрузки и обеспечения эффективности
её действия в аварийных ситуациях.
Объем АЧР в отдельных узлах (районах) энергосистем определяется по
наиболее жесткому из требований предотвращения развития местных и
общесистемных аварий. В соответствии с указаниями СРМ-92, "при расчете мощности
потребителей, подключенных к устройствам АЧР1 в каждом районе,
энергосистеме, группе энергосистем, ОЭС:
- вращающийся резерв тепловых электростанций относится к запасу и в расчете
не учитывается.
- возможность мобилизации мощности ГЭС, как правило, относится к запасу и в
расчете не учитывается".
Таким образом, еще с 70-х годов прошлого века, по объемам отключаемой
нагрузки, система АЧР рассматривалась (и всегда должна рассматриваться), как
самодостаточная противоаварийная автоматика. Она должна самостоятельно, без
помощи других автоматик регулирования частоты, выполнить свое
предназначение в энергосистеме - ликвидировать аварийный дефицит мощности и
восстановить частоту до длительно допустимых уровней, что подробно и обстоятельно
показано в работе [2].
Объем потребителей (как правило, малоответственных), отключаемых
устройствами АЧРП, должен быть достаточным для подъема частоты после
действия устройств АЧР1 с учетом возможной одновременной автоматической
разгрузки блоков АЭС при снижении частоты. Для этих очередей отводятся
начальные уставки по времени - для сокращения длительности подъема частоты после
действия АЧР1 при более частых (не максимальных) дефицитах активной
мощности.
Необходимые объемы частотной разгрузки должны быть обеспечены и в тех
случаях, когда значительную долю нагрузки составляют ответственные
потребители. Выбранные объемы системы АЧР следует по возможности равномерно
распределить по очередям (в принятых диапазонах частоты и времени) или
увеличить их на уставках более высоких частот. При укрупнении очередей отдельных
энергосистем и районов необходимо проверять величину мощности
потребителей, подключенных к первым очередям АЧР1 по условию предотвращения
срабатывания этих очередей с превышением номинального уровня частоты.
В энергосистемах могут быть дефицитные по активной мощности районы с
более высоким объемом АЧР, а также избыточные по мощности районы со
сниженными объемами АЧР, но суммарный объем АЧР, по системным требованиям
надежности энергосистем, должен обязательно выполняться.
Нагрузка потребителей, подключаемых к устройствам системы АЧР должна
быть достаточной для успешной ликвидации многообразия возможных аварий с
203

Глава 6. Автоматическая частотная разгрузка по отклонению частоты
дефицитом активной мощности в сложных энергообъединениях, при любых
условиях их возникновения и сложности развития.
Минимальный объём отключения АЧР1 [74], очередями мощности АРдчръ
необходимый для предотвращения снижения частоты ниже минимального
значения (/min), определяется по формуле:
Г f . \
J mm
АРГ-РН
Р = ЛР =
1 АЧР\ £Ai АЧРХ с
1-
mm
1
50
kH
1
f .
J mm
50
kH
В качестве примера, проведем практический расчет, в котором принимаем:
- суммарное потребление крупного энергообъединения Ри = 30 000 МВт;
- оптимальный по условиям срабатывания устройств АЧР максимальный
допустимый дефицит мощности АРГ = 40 % (12 000 МВт);
- минимально допустимый уровень снижения частоты (нижняя уставка частоты
АЧР1)Лш, = 48 Гц;
- величина частотного коэффициента нагрузки кн = 2.
В результате расчета получим требуемый максимальный объём отключения
нагрузки устройствами адаптированной АЧР1 примерно равный 37 - 34 % от
суммарного потребления энергетического объединения. Напомним, что в
соответствии с [1, 2, 74], при нижней уставке частоты АЧР1 - 46,5 Гц максимальный
допустимый дефицит мощности составляет 40 % от потребления, от которого
суммарный объем АЧР1 должен составлять 45 % от потребления. Таким образом, чем
выше минимальная уставка частоты устройств АЧР1, тем меньше требуется
максимальный объем системы АЧР.
В технической литературе прежних лет [1,2, 74] расчет объемов АЧР1
энергосистем выполнялся с учетом максимально допустимого дефицита мощности
(АРг) и запаса (5 %) при нижней уставке частоты 46,5 Гц: Р (АЧР1) > АРт + 0,05.
Объем АЧРП по условию восстановления частоты, по формуле: Р (АЧРП) > 0,1.
Суммарная мощность нагрузки, подключаемой к системе АЧР:
Р (АЧР) > Р (АЧР1) + Р (АЧРП) = АРг + 0,05 + 0,1 = АРт + 0,15.
т.е. 40 % дефициту мощности соответствовал 55 % суммарный объём АЧР.
Конечно, многие специалисты понимали приближенность таких оценок в
директивных указаниях. Реальный суммарный объем АЧР должен рассчитываться с
запасом, учитывающим зависимость дефицита мощности от разных условий
аварийных ситуаций, а также возможного несрабатывания некоторой части
устройств АЧР. Но в те годы и до недавних пор не существовали способы
выполнения расчетов зависимостей режимных частотных параметров и объемов систем
АЧР, а также методики их анализа.
В начале нового века научными специалистами Института проблем
моделирования в энергетике им. Г.Е. Пухова НАН Украины, в содружестве с
практическими специалистами ОЭС Украины, разработан оперативно-расчетный комплекс
программного анализа частотных электрических режимов (ОРК ПАНЧЭР) [18, 21,
22]. ОРК ПАНЧЭР позволяет выполнять частотные расчеты при любых частотно-
204

Глава 6. Автоматическая частотная разгрузка по отклонению частоты
временных динамических параметрах энергосистем и с учетом требований
технологического регламента безопасной эксплуатации реакторов АЭС, в заданном
диапазоне дефицитов или избытков активной мощности.
В настоящее время, только расчеты частотных переходных процессов с
помощью ОРК ПАНЧЭР позволяют более точно определять необходимые запасы
мощности составляющих АЧР, вместо рекомендованных (на все случаи жизни)
величин в директивных указаниях [1, 2]. Наглядным примером применения ОРК
ПАНЧЭР является расчет зависимости объемов разных существующих систем
АЧР (ЕЭС России, ОЭС Украины и адаптированной системы АЧР) при:
- равномерном распределении объема очередей;
- обобщенной постоянной момента инерции 7] = 12 с;
- частотном коэффициенте нагрузки кн = 2;
- коэффициенте срабатывания АЧР кАЧР = 0,8);
- задержки времени срабатывания АЧРТ (рис. 6.23).
ЛР%\
60
50
40
АЧРПн - 10%
т63%(0,3с)
^^+60% (0,5 с)
Ш
АЧРПн -10%
т 61% (0,3 с)
t 54% (0,5 с)
ш
АЧРПн - 6%
\ш
т44% (0,3 с)
40% (0,5 с)
46,5 47,2
- средний объем очереди АЧР1, % от потребления
48,0 /н,Гц
Рис. 6.23. Максимально допустимые суммарные объемы различных
систем АЧР при разных задержках времени очередей АЧР1
(объем несовмещенной АЧРП в суммарном объеме АЧР выделен отдельно).
В системе АЧР ЕЭС России (46,5 Гц) отдельно выделена спецочередь АЧР1
объемом 4 % и средний объем очереди АЧР1 составляет 2 % от потребления. В
системе АЧР ОЭС Украины отдельно выделена спецочередь и защитная очередь
АЧР1 (по 5 %) и средний объем АЧР1 составляет 2,3 % от потребления. В
перспективной адаптированной системе АЧР средний объем очереди АЧР1
составляет 3,4 % от потребления. Задержка времени на срабатывание устройств АЧР1 в
ЕЭС России и ОЭС Украины - 0,5 с, а в адаптированной АЧР1 - 0,3 с, но для
корректного сравнения полученных результатов, расчеты для всех вариантов
выполнены с общими одинаковыми условиями по задержкам времени - 0,5 с и 0,3 с.
Результаты сравнительных расчетов объемов систем АЧР.
205

Глава 6. Автоматическая частотная разгрузка по отклонению частоты
Система АЧР ЕЭС России:
- нижняя уставка АЧР1 46,5 Гц/0,5 с и заданный суммарный объем системы АЧР
(61 %), превышен на 1%, поскольку расчетный максимально допустимый
суммарный объем системы АЧР составляет (АЧР! + АЧРП = 50 % + 10 % = 60 %);
- переход на сниженную задержку времени срабатывания 0,3 с, потребует
увеличения суммарного объема системы АЧР до 63 %.
Система АЧР ОЭС Украины:
- нижняя уставка АЧР1 47,2 Гц/0,5 с и заданный суммарный объем системы АЧР
(61 %), превышен на 7 %, поскольку расчетный максимально допустимый
суммарный объем системы АЧР составляет (АЧР1 + АЧРП = 44 % + 10 % = 54 %).
- переход на сниженную задержку времени срабатывания 0,3 с, потребует
увеличения суммарного объема системы АЧР до 61 %.
Адаптированная система АЧР:
- нижняя уставка АЧР1 48 Гц/0,3 с и расчетный максимально допустимый
суммарный объем системы АЧР составляет (АЧР1 + АЧРП = 38 % + 6 % = 44 %).
- переход на повышенную задержку времени срабатывания 0,5 с, при снижении
суммарного объема системы АЧР до 40 % - не предусматривается, но
приведен для объективного сравнения.
Применение способа группового снижения нагрузки очередей АЧР1
увеличивает ликвидируемый дефицит мощности на 1-2% от потребления энергосистемы.
Таким образом, при адаптированной системе АЧР, ликвидация допустимого
дефицита активной мощности устройствами АЧР1 и допустимого
восстановления частоты устройствами АЧРП, может быть реально выполнена
значительно меньшим суммарным объемом АЧР, по сравнению с ныне действующими
системами АЧР ЕЭС Росси и ОЭС Украины.
Соответствие заданного объёма АЧР должно проверяться в режимах,
определяемых сезоном, днями недели, часами работы и режимами отключаемых
потребителей (сменная работа, общие выходные дни, нагрузка в вечерние, ночные и
дневные часы). При таком расчетном анализе нормативный коэффициент
срабатывания (кср) устройств АЧР, учитывающий их отказ из-за неисправности,
неточной настройки, вывода из работы, а также сменного режима работы потребителей,
подключенных к действию устройств АЧР и других причин, принимается: в
системе АЧР, выполненной на полупроводниковых реле частоты - кср = 0,8 - 0,85,
выполненной на современных микропроцессорных реле частоты - кср = 0,9 - 0,95.
6.13. Размещение устройств системы АЧР и их действие.
Во всех возможных аварийных режимах размещение устройств системы АЧР
должно обеспечивать ликвидацию как местных, так и общесистемных дефицитов
активной мощности. Поэтому, определяя их размещение, целесообразно идти от
анализа местных аварий к все более общим (более крупный район, энергосистема,
группа энергосистем и т.д.).
Устройства АЧР, как правило, должны находиться на объектах
энергокомпаний и (частично) на объектах энергосистем, для облегчения их настройки и
обслуживания, что способствует повышению надежности действия системы АЧР в
206

Глава 6. Автоматическая частотная разгрузка по отклонению частоты
целом. Отключение полного объема нагрузки присоединений на подстанциях
энергосистем позволяет выполнить частотную разгрузку меньшим количеством
комплектов АЧР, но не обеспечивает избирательного отключения потребителей в
зависимости от степени их ответственности.
Допускается, при соответствующем обосновании, установка устройств АЧР
непосредственно у потребителей любых уровней управления и форм
собственности. Этим увеличивается число комплектов АЧР, зато обеспечивается
возможность отключения электроприемников с большей избирательностью в
зависимости от степени их ответственности, чем значительно сокращается ущерб от
перерыва электроснабжения ответственных потребителей при работе системы АЧР.
Устройства АЧР на объектах потребителей устанавливаются:
- на новых объектах - по техническим условиям выполнения монтажа автоматик
и актом ввода объекта;
- на существующих объектах - по договору на электроснабжение объекта.
Устройства АЧР, установленные на объектах потребителей, рекомендуется
резервировать на объектах энергосистем устройствами с меньшими уставками
частоты и большими уставками времени срабатывания. При этом в плановых и
отчетных данных нагрузка, отключаемая основными и резервными комплектами
АЧР, не должна суммироваться, а учитываться только один раз - по данным
основного комплекта.
Персонал энергокомпаний и энергосистем должен систематически
контролировать уставки частоты и времени, объемы отключаемой нагрузки и состояние
устройств АЧР на объектах потребителей.
Для повышения надежности работы системы АЧР при возможном падении
напряжения в отдельных районах энергосистем при снижении частоты,
устройства АЧР с применением реле частоты, зависимых от уровня напряжения сети,
следует устанавливать на подстанциях:
- с переменным оперативным током - с высшими уставками частоты очередей;
- с постоянным оперативным током - с низшими уставками частоты очередей;
- с длинными транзитами электропитания уставки частоты очередей должны
повышаться по мере удаления от источника питания.
Система АЧР формируется из нагрузок потребителей любой категории по
надежности энергоснабжения (кроме электроприемников особой группы I
категории, которые в аварийных ситуациях переключаются на независимые источники
питания). Ответственные потребители должны подключаться к системе АЧР,
когда без них необходимый объем не может быть выполнен, поскольку, при
недостаточном объеме АЧР они все равно будут погашены вместе со всеми
потребителями энергосистемы. По мере возрастания категории ответственности
потребителей они присоединяются к более далеким по вероятности срабатывания
очередям АЧР (имеющим более низкие уставки по частоте очередям АЧР1 и большие
выдержки времени очередям АЧРП). При этом следует стремиться к тому, чтобы
потребители технологической и аварийной брони, потребители I категории,
ущерб от отключения которых наиболее существен, или совсем не подключались
к устройствам АЧР или их объем был минимальным.
207

Глава 6. Автоматическая частотная разгрузка по отклонению частоты
Определенные категории потребителей, исключенные из ГО и ГАО,
допустимо подключать к АЧР, действующей лишь при ухудшении режима работы,
угрожающем надежности энергоснабжения потребителей и развитию аварий.
Недопустимо подключение к системе АЧР крупных предприятий,
потребляющих тепло от турбин электростанций, если их аварийное отключение сокращает
потребление пара и снижает генерируемую мощность, а значит, и частоту в
электрической сети. В подобных случаях следует переносить устройства АЧР на
подстанции, где возможны отключения потребителей, которые не связаны с
большими объемами потребления тепла.
На предприятиях, где после действия АЧР сохраняется часть источников
питания, необходимо согласовывать с энергосистемой:
- расстановку и взаимодействие устройств АВР с действием устройств АЧР;
- одностороннее действие АВР на источники питания, не отключаемые АЧР;
- блокировки действия АВР при снижении частоты, чтобы ими не
восстанавливалось питание, отключенной устройствами АЧР нагрузки, от тех же или других
связанных источников питания.
Оперативному персоналу предприятий категорически запрещается
переключать нагрузки, отключенные устройствами АЧР, на оставшиеся в работе
связанные источники питания. Переключение нагрузки особо ответственных
потребителей I категории на автономные источники питания - это обеспечение их
надежного энергоснабжения и улучшения баланса мощности энергосистемы.
Самовольный вывод потребителей из действия системы АЧР или
невыполнение указаний энергосистем и энергокомпаний в этой части является грубым
нарушением "Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей"
и "Правил пользования электрической энергией", поскольку может привести к
развитию аварии в энергосистеме или ее частях. Вывод в ремонт (наладку,
испытания и др.) устройств АЧР высших уставок частоты (49 Гц и выше), при
значительных объемах единовременно отключаемой суммарной мощности
присоединений, должен выполняться по разрешению диспетчера ОЭС.
Длительность отключенного состояния нагрузки потребителей, действием
устройств АЧР, на аварийных уровнях частоты (49 Гц и ниже) определяется
временем переходного процесса снижения и восстановления частоты при
ликвидации аварийной ситуации. По техническим условиям надежной работы
оборудования электростанций, технологическим условиям режима энергосистем, а также,
по экономическим условиям энергорынка, длительность отключенного состояния
потребителей должна быть минимальной.
6.14. Практические решения проблем системы АЧР
в современных условиях.
Уже прошло время колебаний во мнениях, дискуссий и поиска оптимального
варианта реформирования системы АЧР, когда в условиях "научного и
технического застоя" 80 - 90-х годов прошлого века, при отсутствии методик выбора
уставок разных видов частотных автоматик, в вопросах АЧР просто предлагались
различные, мало обоснованные варианты.
208

Глава 6. Автоматическая частотная разгрузка по отклонению частоты
В настоящее время в арсенале специалистов по АЧР уже имеются
необходимые научные разработки для практического применения в энергосистемах:
1. Разработаны научно обоснованные методики выбора уставок разных видов
частотной разгрузки по отклонению частоты и по скорости снижения частоты
(ДАРС, АЧР-АЧРС), а также блокирования действия АЧР по скорости снижения
частоты (БССЧ) при выбеге двигательной нагрузки.
2. Определен необходимый нормативный запас частоты, учитывающий
повышенные требования надежной работы современного оборудования ТЭС и АЭС
при снижении частоты - нижняя уставка частоты АЧР1 должна быть 48 Гц и
выше. Именно такой запас частоты принят в странах UCTE с учетом наличия блоков
АЭС и оборудования электростанций на сверхкритических параметрах пара [5].
Он обеспечивает условия адаптации АЧР при возможной параллельной работе
ЕЭС России с UCTE по межгосударственным связям ОЭС Украины.
3. С учетом нормативного запаса частоты определены необходимые уровни
повышения нижней уставки частоты АЧР1 (до 48 Гц и выше) в разных условиях
работы ОЭС с учетом требований надежной работы современного оборудования
ТЭС и АЭС, а также рассчитаны допустимые частотные режимы при
необходимых объемах всех составляющих различных видов частотной разгрузки.
4. В электрических сетях ОЭС Украины широко внедрены современные,
высокоточные и надежные, но предельно упрощенные в исполнении и эксплуатации
микропроцессорные реле частоты (МПРЧ) с 3-я каналами по отклонению
частоты. На каждом из этих каналов программно скомбинировано действие АЧР и
ЧАПВ и задание скорости изменения частоты (УРЧ-ЗМС, ОАО
Электротехнический завод "РЕЛаС" г. Киев).
5. Разработаны научно обоснованные "Методические указания по расчету
скорости изменения частоты для частотных автоматик, блокировок и защит", а
также "Методические указания по расчетам ЧДА в несбалансированных
выделяемых районах" (Институт проблем моделирования в энергетике (ИПМЭ) имени
Г.Е. Пухова НАН Украины, ОРК ПАНЧЭР).
6. Повсеместное внедрение в энергосистемах ОРК ПАНЧЭР дает им
возможность технологам самостоятельно выполнять:
- выбор уставок и настройку локальных и системных АЧР-ЧАПВ;
- необходимые объемы АЧР-ЧАПВ, в т.ч. по скорости изменения частоты;
- необходимый объем системной АЧР-ЧАПВ в локальных схемах ЧДА;
- выбор уставок, настройку и объемы локальной АЧР-ЧАПВ в схемах ЧДА;
- моделирование и научно обоснованный анализ любых частотных аварий.
Такие расчеты выполняются, по требованиям, как обеспечения ликвидации
местных частотных аварий, так и согласованного участия энергосистем в
ликвидации системных частотных аварий. Результаты расчетов энергосистем, по
зимнему и летнему замерам АЧР, обеспечивающие совместное участие всех
энергосистем в ликвидации системных частотных аварий, представляются, как
обоснованное задание для всех энергосистем по системе АЧР на текущий год.
7. Научными специалистами проведен доскональный анализ особенностей
состава генерации ОЭС Украины, где преобладающую часть суммарной
генерации составляют энергоблоки АЭС с реакторами ВВЭР-1000, имеющие автоматику
209

Глава 6. Автоматическая частотная разгрузка по отклонению частоты
разгрузки мощности реактора при снижении частоты до 49 Гц и ниже, а также
аварийное отключение реакторов при снижении частоты ниже 47 Гц.
Поэтому, для предотвращения таких частотных аварийных ситуаций
необходимо ввести дополнительные очереди АЧР1 на ныне свободных уставках частоты
49 Гц и 48,9 Гц, без увеличения суммарной мощности АЧРГ Естественно, что при
повышении нижней уставки частоты АЧР1 до 48 Гц и выше, возрастает объем
очередей сплошного массива АЧР1 на уставках частоты 49 - 48 Гц при объемах
отключаемой нагрузки от 5 % до 3% от потребления.
Рассмотрим графики частотных процессов в ОЭС Украины, в существующей
системе АЧР (нижняя 47,2 Гц) с контролем снижения мощности ВВЭР-1000 и
технологического отключения энергоблоков ВВЭР-440 и ВВЭР-1000 на рис. 6.24.
Ц- М . , . : . . . , . . : . . : . . , , = . . ■ Н
О Е 10 15 20 25 30 35 40 45 50
Время, сек.
Рис. 6.24. Действие АЧР ОЭС Украины при 10 - 55 % дефицитах мощности
с отключением блоков ВВЭР (2005 г, объем АЧР - 61%, в т.ч. АЧР1 - 51%).
При дефицитах мощности 15 %, 20 % и 25 % от потребления ОЭС, из-за
разгрузки блоков ВВЭР-1000 (пологая часть графиков после 1-й с и 12-й с) и
отключения блоков ВВЭР-440 (резкое снижение графиков после 10-й с), аварийное
состояние, даже при таких больших избытках АЧР, прекращается примерно за 30 с.
При дефицитах мощности 30%, 35%и40% (невозможных в ОЭС) большие
избытки отключенной мощности АЧР сокращают аварийное состояние до 10 с, а
при дефицитах мощности более 40%, естественно, возникает лавина частоты,
которая погашает работу ОЭС.
В тех же условиях дефицитов мощности рассмотрим графики частотных
процессов в перспективной адаптированной системе АЧР ОЭС Украины с
дополнительной уставкой частоты АЧР1 - 48,9 Гц и нижней уставкой частоты 48 Гц
(рис.6.25).
210

Глава 6. Автоматическая частотная разгрузка по отклонению частоты
Ь4 Щ . .«. ■« . Г-* *=-*-!-• ■* 1 J\J
~ф 1 »-_.
•~"*T ' ' ' ЙГ . •
26 30 32 34 36 38
40 42
Время, сек.
Рис. 6.25. Действие адаптированной АЧР ОЭС Украины с отключением
блоков ВВЭР при дефицитах 5 - 30 % (2005 г, АЧР - 47 %, в т.ч. АЧР1 - 39 %).
Такая нижняя уставка частоты АЧР1 полностью исключает возможность
действия автоматик снижения мощности и отключения энергоблоков ВВЭР-ЮОО при
снижении частоты, а отключение энергоблоков ВВЭР-440 наблюдается только
при дефиците мощности 10%, когда совпадение отключенных очередей АЧР
немного затягивает процесс восстановления частоты.
Сравнительный анализ графиков частотных переходных процессов
существующей системы АЧР на рис. 6.24 и адаптированной системы АЧР рис. 6.25
показывает, большую эффективность работы последней, с большей скоростью
восстановления частоты при более благоприятных ее конечных уровнях для работы
ЭС, даже при объемах системы АЧР, меньших на 14%.
До сих пор при формировании системы АЧР используется устаревшее
требование соответствия суммарного объема АЧР максимально допустимому дефициту
мощности около 45% от потребления (гарантия по техническим характеристикам
реле РЧ-1 - 40%). Но подобный дефицит мощности практически невозможен в
крупном объединении, поэтому пора уже и нашим специалистам, по примеру
специалистов дальнего зарубежья, рассматривать дефициты активной мощности,
допустимые в ОЭС, только на уровне 25 - 30 % от потребления. Тогда в ЭС с
избытком генерации достаточно иметь суммарный объем отключаемой нагрузки
системы АЧР - 38 - 40 % от потребления. А дефициты мощности, превышающие 40
- 55 % потребления и требующие суммарного объема нагрузки системы АЧР - 60
- 70 %, рассматривать только для дефицитных энергосистем.
211

Глава 6. Автоматическая частотная разгрузка по отклонению частоты
В таких случаях суммарные объемы системы АЧР в ОЭС не будут
превышать 45 - 48 % от потребления, что обеспечит значительную экономию реле
частоты и сокращение объемов их обслуживания, а также возможность
рационального выбора нагрузки под действие системы АЧР и других автоматик.
Рассмотрим работу адаптированной системы АЧР при больших дефицитах
активной мощности для модельной ЭС с суммарным потреблением 3000 МВт, где
в суммарной генерации участвует 1 энергоблок с ВВЭР-1000, с учетом разгрузки
мощности реактора при снижении частоты до 49 Гц и ниже, на рис.6.26.
0 2 4 6 8 10 12 14 16 16 20 22 24 26 28 30 32 34 36 38 40 42 44 46
Время, сек.
Рис. 6.26. Действие АЧР модельной ЭС (3000 МВт) при дефицитах мощности
25 % - 50 % (с объемом АЧР - 54 %, в т.ч., АЧР1 - 45 % , АЧРП - 9 %).
Графики показывают, что при указанных объемах АЧР и дефицитах
мощности 25%, 30%и35% частота восстанавливается до допустимых уровней без
разгрузки ВВЭР-1000, только при дефиците мощности 40 % разгрузка ВВЭР-1000
затягивает аварийный режим почти до 30 с, а при дефицитах мощности выше 40 %,
естественно, возникает лавина частоты с погашением энергосистемы.
Таким образом, для предотвращения частотных аварий при больших
дефицитах мощности (50 - 60 %) требуется ввод устройств дополнительной
автоматической разгрузки по скорости снижения частоты (ДАРС).
А для большей эффективности предотвращения частотных аварий
необходимо применять адаптированную комбинированную система АЧР с уставками по
отклонению частоты и по скорости снижения частоты (АЧР-АЧРС).
Внедрение современных научно-технических и практических разработок
украинских ученых в проблемах системы АЧР, наличие соответствующих мето-
212

Глава 6. Автоматическая частотная разгрузка по отклонению частоты
дик выбора уставок всех видов частотной разгрузки, а также концепции и
принципов их формирования, создали все необходимые предпосылки для ее возврата
на новый объективный этап развития.
6.15. АЧР по отклонению частоты при аварийной разгрузке АЭС.
Рассмотренные выше основные принципы формирования, настройки уставок
и суммарных объемов существующей системы АЧР и адаптированной системы
АЧР по отклонению частоты, в современных условиях насыщенности
энергоблоков АЭС в суммарной генерации энергосистем, не могут быть принятыми на
все случаи жизни, как это выполнялось в прежние времена, в 60 - 70-е годы
прошлого века.
Внедрение в эксплуатацию большого количества энергоблоков АЭС с 80-х
годов прошлого века (например, в ОЭС Украины - около 50 % суммарной
генерации), требует кардинального усложнения настройки и суммарных объемов
действующей или адаптированной системы АЧР. Основной причиной нарушения
прежнего соответствия вероятных аварийных режимов и противоаварийной
работы систем АЧР при снижении частоты, является, указанная в предыдущих главах,
большая чувствительность реакторов АЭС к аварийным изменениям частоты.
В отличие от энергоблоков ТЭС, турбины которых обладают способностью
работать при аварийных повышенных или сниженных уровнях частоты на
протяжении сравнительно длительного времени (минуты), допустимые ограничения
работы реакторов АЭС при аварийных повышенных или сниженных уровнях
частоты исчисляются в секундах (таблица 6.21).
Таблица 6.21. Сравнение допустимой продолжительности работы
турбин ТЭС и допустимых ограничений работы реакторов АЭС
_^ при отклонениях частоты.
Частота,
Гц
51 - 50,5
49-48
48-47
47-46
ТЭС
время
3 мин
5 мин
1 мин
Юс
за год
17 мин
25 мин
6 мин
1 мин
АЭС
время
Юс
Юс
0-20 с
30 с
Юс
Мероприятия
- аварийное отключение
реакторов ВВЭР-1000
- аварийное отключение
реакторов ВВЭР-440,
- аварийная разгрузка
реакторов ВВЭР-1000
- аварийное отключение
реакторов ВВЭР-1000
- аварийное отключение
реакторов ВВЭР-1000
за год
1 мин
12 мин
4 мин
1 раз за
3 года
При аварийном повышении частоты до указанного в таблице первого
диапазона частоты (51 - 50,5 Гц), требуется снижение суммарной мощности генерации
энергосистем за время не более 10 с. Как правило, такая аварийная ситуация
должна предотвращаться действием частотной автоматики разгрузки
(отключения) агрегатов ГЭС и ТЭС или действием устройств ЧАПВ в частотном переход-
213

Глава 6. Автоматическая частотная разгрузка по отклонению частоты
ном процессе.
При аварийном снижении частоты до указанного в таблице последнего
диапазона (47 - 46 Гц), требуется аварийное отключение турбоагрегатов ТЭС и
реакторов АЭС. Предотвращение такой аварийной ситуации может быть выполнено
только внедрением устройств адаптированной системы АЧР с нижней уставкой
частоты АЧР1 - 48 Гц и выше, которая по своему конструктивному исполнению
не допускает длительного снижения частоты ниже 47 Гц.
Особое влияние на необходимость перенастройки любой системы АЧР
оказывает не применявшаяся на энергоблоках ТЭС, а ныне широко распространенная
по требованиям регламента безопасной эксплуатации реакторов АЭС,
автоматическая разгрузка тепловой мощности реакторов ВВЭР-1000 при уровнях частоты
49 Гц и ниже. В условиях длительного пребывания энергосистемы в частотном
переходном процессе на уровнях частоты ниже 49 Гц, происходит резкое
увеличение дефицита мощности, для ликвидации которого объема обычной АЧР по
отклонению частоты может быть недостаточно.
Таким образом, продолжительное время пребывания частоты за пределами
диапазона длительно допустимой работы реакторов при снижении частоты
свидетельствует о недостаточном объеме системы АЧР или несвоевременном
отключении нагрузки устройствами АЧР.
Возникшая противоречивая ситуация объясняется тем, что системы АЧР по
отклонению частоты, построенные на принципе раздельного действия АЧР1 и
АЧРП (когда после ликвидации дефицита мощности быстродействующими
очередями АЧР1, подъем частоты осуществляется отключением нагрузки очередями
АЧРП с большими задержками времени), гарантируют медленный процесс
восстановления частоты после ликвидации дефицита мощности. Такое
конструктивное замедление процесса восстановления частоты является причиной того, что на
энергоблоках АЭС с реакторами ВВЭР-1000 происходит существенная, а в
некоторых случаях и максимальная (предусмотренная технологическим регламентом
АЭС) автоматическая разгрузка мощности реакторов.
Таким образом, ранее, при отсутствии разгрузки энергоблоков ТЭС при
снижении частоты, время подъема частоты до уровня длительно допустимой работы
ограничивалось лишь максимально допустимым временем пребывания
турбоагрегатов энергосистем в разных диапазонах частоты. Теперь же, при наличии в
энергосистемах автоматической разгрузки реакторов ВВЭР-1000, система АЧР по
отклонению частоты, построенная на принципе разделения действия АЧР1 и АЧРП в
частотном переходном процессе, должна учитывать соотношение:
- темпа отключения нагрузки АЧР, повышающих генерацию энергосистем;
- темпа разгрузки реакторов ВВЭР-1000, снижающих генерацию энергосистем.
Такое существенное и противоречивое усложнение принципов
формирования и настройки адаптированной системы АЧР может быть реализовано
выполнением следующими организационных и технических мероприятий:
- увеличения объема АЧР1 для компенсации разгрузки энергоблоков АЭС;
- увеличения объемов верхних очередей АЧР1 и уменьшения нижних;
- применения группового снижения мощности очередей АЧР1 и АЧРП;
- уменьшения задержки времени срабатывания устройств АЧРП.
214

Глава 6. Автоматическая частотная разгрузка по отклонению частоты
Естественно, что такую многовариантную работу по выбору уставок
частоты, времени и объемов, настройке и формированию адаптированной системы АЧР
по отклонению частоты, с учетом разгрузки реакторов АЭС, нельзя выполнить
простой директивной формулой или ручным математическим расчетом. Эту
сложную и кропотливую работу можно выполнить только с помощью
специального компьютерного оперативно-расчетного комплекса (ОРК) программного
анализа частотных электрических режимов (например, ОРК ПАНЧЭР),
Выполнение указанных организационных и технических мероприятий, при
формировании и настройке адаптированной системы АЧР с учетом
автоматической разгрузки реакторов ВВЭР-1000, позволяет получить необходимую
структуру формирования адаптированной системы АЧР, с избыточным отключением
нагрузки для минимизации аварийного состояния энергосистемы (таблица 6.22).
Таблица 6.22. Структура формирования адаптированной системы АЧР
при учете автоматической разгрузки реакторов АЭС.
Тип и
очередь
1-1
2-1
2-2
2-3
2-4
2-5
2-6
1-2
1-3
1-4
1-5
1-6
1-7
1-8
1-9
1-10
1-11
Всего
АЧР1
Гц
49,0
с %
0,3
потр.
6
48,9
48,8
48,7
48,6
48,5
48,4
48,3
48,2
48,1
48,0
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
6
5
5
4
4
3
3
3
3
2
44
АЧРИ
Гц
49,0
49,0
49,0
49,0
49,0
49,0
с %
3
6
9
12
15
18
потр.
2
1
1
1
0,5
0,5
6
ЧАПВ
Гц
50,0
49,2
Следует отметить, что определение адаптированной системы АЧР с нижней
уставкой частоты АЧР1 48 Гц и выше, не означает, что диапазон действия
очередей АЧР1 должен быть только в пределах 49 - 48 Гц. В зависимости от
конкретных условий работы ОЭС и структуры оборудования электростанций, этот
диапазон может составлять 49,1 - 48,1 Гц, и 49,2 - 48,2 Гц, и выше.
Выполним расчеты действия адаптированной системы АЧР по отклонению
частоты с учетом автоматической разгрузки ВВЭР-1000 при аварийном снижении
частоты в частотных переходных процессах. Эти оценочные расчеты проводим
при общепринятых динамических параметрах энергосистемы: постоянная момен-
215

Глава 6. Автоматическая частотная разгрузка по отклонению частоты
та инерции Ц = 12 с, частотный коэффициент нагрузки кн = 2, коэффициент
срабатывания устройств АЧР кАЧР = 0,8, реакторов ВВЭР-1000 - 10 шт., с
максимальной автоматической разгрузкой каждого энергоблока - 150 МВт (таблица 6.23).
Таблица 6.23. Результаты расчетов адаптированной системы АЧР (АЧР1 +
АЧРП = 44 % + 6 % = 50 %) с учетом разгрузки реакторов АЭС,
_^ в диапазоне очередей АЧР1 - 49 - 48 Гц.
АР,
%
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
Очереди, шт.
АЧР1
1
1
1
1
2
2
2
2
3
3
3
4
4
4
5
5
5
6
6
7
7
7
8
8
9
9
9
10
10
11
11
11
АЧРП
—
—
—
1
—
—
—
6
—
—
1
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
1
—
1
6
Разгрузка
АЭС, МВт
41
74
167
560
132
176
297
1500
191
279
532
217
272
404
249
314
470
279
352
287
354
498
357
477
359
462
500
451
566
516
665
1500
/доп,
Гц
<49
<49
<49
<49
<49
<49
<49
<49
<49
<49
<49
<49
<49
<49
<49
<49
<49
<49
<49
<49
<49
<49
<49
<49
<49
<49
<49
<49
<48
<48
<48
<48
^'рез,
С
0,63
0,96
1,50
5,88
1,56
1,96
2,85
41,00
2,25
2,93
5,39
2,42
2,93
4,06
2,76
3,36
4,73
3,07
3,75
3,16
3,79
5,07
3,84
4,92
3,88
4,83
6,12
4,74
0,3
0,55
0,77
1,10
./мин,
Гц
48,98
48,96
48,94
48,89
48,89
48,85
48,82
48,79
48,77
48,73
48,69
48,66
48,62
48,59
48,56
48,52
48,48
48,45
48,40
48,37
48,33
48,29
48,25
48,20
48,16
48,10
48,07
48,03
47,98
47,93
47,88
47,83
с
9,72
6,81
5,29
9,18
4,32
3,73
3,34
3,00
3,00
2,78
2,64
2,42
2,25
2,13
2,23
2,14
1,45
1,86
1,75
1,80
1,75
1,78
1,71
1,65
1,60
1,62
1,57
1,53
1,55
1,50
1,53
1,48
/уст
Гц
49,91
49,64
49,25
50,31
50,02
49,72
49,29
49,00
49,95
49,57
49.45
50,23
49,86
49,40
50,27
49,82
49,86
50,30
49,88
50,44
50,01
49,48
50,15
49,64
50,30
49,79
49,83
49,05
50,01
50,32
49,70
49,26
Рассмотрим результаты действия адаптированной системы АЧР по
отклонению частоты с учетом автоматической разгрузки ВВЭР-1000 при аварийном
снижении частоты в каждом частотном переходном процессе - в таблице 6.2 L.
216

Глава 6. Автоматическая частотная разгрузка по отклонению частоты
Второй и третий столбики таблицы показывают количество очередей
устройств АЧР1 и АЧРП, которые сработали в частотном переходном процессе с
указанным в данной строке дефицитом активной мощности АР %.
В четвертом столбике таблицы выведено суммарное значение
автоматической разгрузки 10-и ВВЭР-1000 при снижении частоты до 49 Гц и ниже, при
указанном в данной строке дефиците активной мощности АР %.
В пятом и шестом столбиках таблицы показаны, соответственно, допустимая
частота по требованиям регламента ВВЭР-1000 и результирующее время
пребывания энергосистемы в зоне снижения заданного уровня, если они проявились в
частотном переходном процессе, с указанным в данной строке дефицитом
активной мощности АР %.
В последних, седьмом и восьмом столбиках таблицы показано,
соответственно, минимальное значение частоты f^^ и её текущее время t, которые
наблюдались в каждом частотном переходном процессе, с указанным в данной строке
дефицитом активной мощности АР %.
Расчеты последовательно нарастающих дефицитов мощности показывают,
что заданная настройка адаптированной системы АЧР по отклонению частоты (с
учетом разгрузки реакторов АЭС) избыточным отключением нагрузки полностью
обеспечивает принцип минимизации аварийного состояния энергосистем. Она
обеспечивает время аварийного состояния энергосистем не более 7 с, во всем
диапазоне изменения дефицита мощности (5-36 %), преимущественно только
последовательным увеличением действия устройств АЧР1. Необходимая помощь
очередей АЧРП проявляется только при дефицитах мощности 8, 15,33и35%.
При этом разгрузка реакторов АЭС во всем диапазоне заданных дефицитов
мощности ограничивается величиной порядка 50 - 60 МВт на каждый энергоблок.
Исключением является только расчет с дефицитом мощности 12 %, который
показывает, что оптимальной настройки системы АЧР нельзя добиться одной
серией расчетов, из-за вероятного наложения множества взаимно зависимых
параметров энергосистем. Только в этом расчете мощность нагрузки, отключенной 2-я
очередями АЧР1, оказалась равной заданному дефициту мощности. Это привело к
длительному (на 41 с) зависанию частоты на аварийном уровне ниже 49 Гц, при
котором автоматическая разгрузка ВВЭР-1000 (150 МВт на каждом энергоблоке),
компенсировалась суммарным отключением нагрузки всех 6-и очередей АЧРП.
Такой исключительный режим является доказательством корректности
алгоритма ОРК ПАНЧЭР при выполнении практических расчетов по любым
заданным исходным данным, способного выявить такие наложения зависимых
частотных параметров энергосистемы. В практических условиях эксплуатации можно
предполагать очень малую вероятность такого совпадения при возникновении
дефицита мощности равного 12 %. Но для полной убедительности и оптимизации
настройки системы АЧР, необходимо повысить объем одной из первых очередей
АЧР1 и снова провести необходимую серию (4-х) проверочных расчетов.
При дальнейшем повышении дефицита мощности последовательное
увеличение количества сработанных очередей быстродействующей АЧР1, практически
самостоятельно (без участия очередей АЧРП) обеспечивает и ликвидацию
дефицитов мощности, и восстановление частоты до допустимых уровней - выше уста-
217

Глава 6. Автоматическая частотная разгрузка по отклонению частоты
вок частоты возврата. Таким образом, грамотно настроенная адаптированная
система АЧР полностью обеспечивает выполнение принципа минимизации
аварийного состояния энергосистем.
Только в последнем расчете частотного переходного процесса отрабатывают
все очереди АЧР1 и все очереди АЧРП. Этим показан максимально допустимый
дефицит мощности (36 %), который может ликвидировать данная адаптированная
система АЧР по отклонению частоты, с учетом автоматической разгрузки 10-и
ВВЭР-1000 при снижении частоты.
Таким образом, при данной настройке адаптированной системы АЧР (с
учетом автоматической разгрузки 10-и энергоблоков АЭС), необходимый запас
суммарного объема АЧР1 должен составлять не менее 8 % от потребления. Это
естественно, ведь в 5 % запаса АЧР1, указанных в нормативах документах и
литературе прежних лет [1, 2, 74] для обычной системы АЧР по отклонению частоты, не
учитывалось действие частотной ПЗ-1 реакторов ВВЭР-1000.
Проведенные расчеты для обоих вариантов адаптированных систем АЧР
убедительно подтверждают:
- контролируемую управляемость упреждающего процесса избыточного
отключения нагрузки АЧР1, обеспечивающего принцип минимизации аварийного
состояния энергосистем;
- надежное выполнение основного назначения и преимущества адаптированной
системы АЧР - не допускать срабатывания включенного состояния режима
АВСН реакторов ВВЭР-1000 (длительность пребывания при частоте 48 Гц и
ниже - 30 с или в зоне частоты 47 Гц и ниже - 10 с).
Естественно, что с помощью ОРК ПАНЧЭР можно легко и просто провести
серию практических расчетов частотных переходных процессов при любом
другом распределении объемов очередей адаптированной системы АЧР, например:
АЧР1 + АЧРП = 46 % + 6 % = 52 % или АЧР1 + АЧРП = 48 % + 6 % = 54 %.
На основании таких расчетов можно добиться сокращения диапазона даже
незначительной автоматической частотной разгрузки реакторов ВВЭР-1000 или
опустить диапазон их частичной разгрузки только в зону больших дефицитов
мощности. Такого же улучшения результатов настройки системы АЧР можно
достичь, если хотя бы незначительно повысить принятый диапазон действия
очередей АЧР1 - 49 - 48 Гц.
Для проверки, эффективности адаптированной системы АЧР, с учетом
автоматической разгрузки ректоров ВВЭР-1000 при снижении частоты, принимаем
тот же вариант ее формирования, но с повышением диапазона частоты очередей
АЧР1 но 0,1 Гц:
- диапазон действия очередей АЧР1 - 49,1 - 48,1 Гц;
- суммарный объем системы АЧР = АЧР1 + АЧРП = 50 % от потребления;
- очереди АЧР1 - 11 шт., с групповым уменьшением (сверху вниз) объемов;
- очереди АЧРП - 6 шт., с уменьшающимися (сверху вниз) объемами;
- задержки времени срабатывания устройств АЧР1 составляют 0,3 с, а
устройств АЧРП - в пределах от 3 до 18 с.
Расчеты частотных переходных процессов проводим с учетом действия
автоматической разгрузки 10-и энергоблоков АЭС (до 150 МВт на каждом), при тех
218

Глава 6. Автоматическая частотная разгрузка по отклонению частоты
же общих исходных данных и дефицитах мощности, которые ранее применены
при расчетах адаптированной системы АЧР с учетом разгрузки реакторов при
диапазоне очередей АЧР149 - 48 Гц (таблица 6.24).
Таблица 6.24. Расчет объема адаптированной системы АЧР (АЧР1 + АЧРП =
44 % + 6 % = 50 %), с разгрузкой реакторов АЭС, в диапазоне - 49,1 - 48,1 Гц.
АР,
%
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
Очереди, шт.
АЧР1
1
1
1
1
2
2
2
3
3
3
3
4
4
4
5
5
6
6
6
7
7
7
8
8
9
9
10
10
10
11
11
11
11
АЧРП
—
—
—
1
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
1
—
1
—
1
—
—
1
1
1
4
6
Разгрузка
АЭС, МВт
—
—
—
—
36
69
135
99
126
184
366
159
206
303
199
254
196
234
298
247
307
426
315
419
322
414
327
409
532
487
625
1146
1500
/доп,
Гц
<49
<49
<49
<49
<49
<49
<49
<49
<49
<49
<49
<49
<49
<49
<49
<49
<49
<49
<49
<49
<49
<49
<49
<49
<49
<49
<49
<49
<49
<49
<49
<49
<48
^'рез,
С
—
—
—
—
0,6
0,9
1,44
1,26
1,50
2,01
3,32
1,88
2,28
3,14
2,27
2,78
2,26
2,62
3,23
2,77
3,33
4,38
3,42
4,40
3,50
4,36
3,57
4,33
5,57
5,14
6,43
1,15
1,01
./мин,
Гц
49,07
49,05
49,03
49,01
48,98
48,94
48,91
48,88
48,85
48,82
48,78
48,75
48,71
48,68
48,64
48,61
48,62
48,53
48,49
48,45
48,41
48,37
48,33
48,29
48,25
48,21
48,16
48,11
48,07
48.02
47.97
47.92
47.87
с
7,84
5,6
4,6
3,88
3,37
3,35
3,00
2,72
2,50
2,54
2,36
2,21
2,08
2,12
2,01
1,91
1,82
1,74
1,78
1,71
1,64
1,68
1,62
1,56
1,60
1,55
1,50
1,52
1,48
1,44
1,45
1,42
1,44
/уст
Гц
49,95
49,68
49,42
49,57
50,13
49,82
49,47
50,35
50,03
49,68
49,64
50,29
49,94
49,52
50,32
49,94
50,73
50,36
49,95
50,49
50,07
50,12
50,21
50,28
50,35
50,45
50,50
50,01
50,06
50,37
49,76
49,50
48,83
В таком варианте системы АЧР при том же запасе АЧР1 в объеме 8 % во
всех случаях дефицитов мощности уменьшается разгрузка энергоблоков АЭС - от
3 до 56 МВт на каждом блоке, а в среднем - на 9 МВт. Естественно, что более
219

Глава 6. Автоматическая частотная разгрузка по отклонению частоты
тщательная настройка объемов очередей АЧР1 может обеспечить значительно
лучшие результаты.
Сравнение результатов частотной разгрузки реакторов ВВЭР-1000 при
действии адаптированной системы АЧР с диапазонами частоты, отличающимися
всего лишь на 0,1 Гц, показывает:
- 49 - 48 Гц - суммарная разгрузка при дефицитах мощности 5 - 6 % составляет 41
- 74 МВт, при 7 - 10 % - выше 100 МВт, а при 11 - 14 % - около 300 МВт;
- 49,1 - 48,1 Гц - суммарная разгрузка при дефицитах мощности 9 - 10 %
составляет 36 - 69 МВт, при 11 - 14 % - выше 100 МВт.
Естественно, что дальнейшее повышение диапазона частоты еще на 0,1 Гц
(49,2 - 48,2 Гц) покажет более низкие объемы разгрузки реакторов АЭС и
невозможность их аварийного отключения при дефицитах мощности в энергосистеме.
Несомненный интерес представляет подобный анализ действия
существующей системы АЧР ОЭС Украины, которая по структуре, настройке и суммарному
объему - 61 %, является аналогом существующей системы ЕЭС России. Но,
наличие защитной очереди АЧР1 - 49,1 Гц (5 %), не применяемой в ЕЭС России и
нижняя уставка частоты АЧР1 - 47,2 Гц, позволяют отнести ее к более передовым.
Расчеты частотных переходных процессов проводим при тех же общих
исходных данных и дефицитах мощности, которые применены при расчетах
адаптированной системы АЧР с учетом разгрузки реакторов (таблица 6.25).
Расчеты показывают, что заданная настройка действующей системы АЧР
ОЭС Украины (с учетом действия разгрузки реакторов АЭС) избыточным
отключением нагрузки спецочереди АЧР1 - 49,2 Гц и защитной очереди АЧР1 - 49,1 Гц,
суммарным объемом более 10 %, реализуют принцип минимизации аварийного
состояния энергосистем при дефицитах мощности до 9 %, исключая действие ПЗ-
1 реакторов АЭС. При дальнейшем увеличении дефицита мощности до 10 % -
начинается разгрузка реакторов АЭС, которая увеличивается при дефиците
мощности 11%, несмотря на действие первой очереди АЧРП.
А при дефиците мощности 12 % - 32 % дополнительное действие даже всех
очередей АЧРП не может спасти реакторы АЭС от полной разгрузки (1500 МВт),
демонстрируя недостатки принципа минимизации отключения потребителей.
1. Разрыв между уставками частоты специальных очередей и очередями
основного массива (отсутствие очереди 48,9 Гц), а также между объемами
специальных очередей АЧР1 и очередями основного массива АЧР1 (почти в 2 раза),
показывает техническое несоответствие настройки существующей системы АЧР в
современных условиях эксплуатации реакторов АЭС.
При более глубоких дефицитах мощности последовательное увеличение
действия очередей АЧР1 также сопровождается срабатыванием полного объема
очередей АЧРП, что не предотвращает действия автоматической разгрузки реакторов
АЭС. Некоторые отклонения в количестве сработавших очередей АЧР1 и АЧРП,
при полной или неполной разгрузке реакторов АЭС, объясняются
неравномерностью сочетания объемов их очередей, при избыточном суммарном объеме
системы АЧР. Технически правильная настройка системы АЧР должна осуществлять
отключение всего объема АЧРП только в режиме с максимально допустимым
дефицитом мощности.
220

Глава 6. Автоматическая частотная разгрузка по отклонению частоты
Таблица 6.25. Расчеты системы АЧР ОЭС Украины (АЧР1 + АЧРП = 61 %) с
учетом разгрузки реакторов АЭС, в диапазоне АЧР1 - 49,2 - 47,2 Гц.
АР,
%
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39
40
Очереди,
шт...
АЧР1
1
1
1
1
2
2
2
2
3
4
5
5
6
6
7
7
8
8
9
9
10
10
11
11
12
13
13
14
15
15
16
17
17
18
19
19
АЧРП
—
—
—
—
—
—
1
8
8
8
8
8
8
8
8
8
8
8
8
8
8
8
8
8
8
8
8
8
7
8
7
4
7
4
1
3
Разгрузка
АЭС, МВт
—
—
—
—
—
47
198
1500
1500
1500
1500
1500
1500
1500
1500
1500
1500
1500
1500
1500
1500
1500
1500
1500
1500
1500
1500
1500
1500
1500
1500
992
1500
1082
711
909
/дош
Гц
—
—
—
—
—
<49
<49
<49
<49
<49
<49
<49
<49
<49
<49
<49
<49
<49
<49
<49
<49
<49
<48
<48
<48
<48
<48
<48
<48
<48
<48
<48
<48
<48
<48
<48
^'рез,
С
—
—
—
—
—
0,61
1,60
17,58
20,70
20,08
20,24
21,11
20,27
21,77
21,00
22,87
21,54
23,95
22,52
25,73
22,98
26,95
1,07
2,88
2,14
2,28
3,51
2,97
2,73
3,59
3,25
3,10
3,80
3,52
3,16
4,05
./мин,
Гц
49,15
49,12
49,09
49,06
49,01
48,97
48,93
48,79
48,75
48,70
48,60
48,57
48,48
48,48
48,38
48,39
48,30
48,27
48,18
48,14
48,08
48,01
47,95
47,88
47,82
47,75
47,69
47,62
47,55
47,49
47,42
47,35
47,28
47,21
47,13
47,06
с
6,60
5,05
4,18
4,08
3,57
3,19
2,89
11,46
18,96
7,48
16,89
6,10
12,45
4,73
12,29
3,37
9,75
3,00
8,83
2,79
2.56
2,63
2,46
2,51
2,36
2,25
2,28
2,18
2,21
2,19
2,14
2,06
1,99
2,01
1,94
1,96
/уст,
Гц
49,82
49,55
49,29
50,2
49,93
49,60
49,45
49,40
49,88
50,02
50,19
49,87
50,13
49,80
50,01
49,68
49,92
49,58
49,79
49,44
49,73
49,37
49,74
49,39
49,83
50,15
49,76
50,25
49,61
50,28
49,65
49,84
49,60
49,67
50,09
49,73
/'нач > 2 Гц/с - зона возможной лавины частоты
41
42
43
19
19
19
7
8
8
1500
1500
1500
<48
<48
<48
3,45
5,58
7,79
46,99
46,91
46,84
1,90
1,91
1,86
49,80
50,58
50,10
221

Глава 6. Автоматическая частотная разгрузка по отклонению частоты
2. Следует отметить, что в данной системе АЧР объем первых очередей
АЧРП составляет от 1,1 % до 1,3 %, а последняя очередь АЧРП составляет около
3,3 % от потребления. В то же время, прохождение частотного переходного
процесса требует снижения объемов отключаемой нагрузки АЧРП тем больше, чем
выше уровень восстановления частоты. Это является вторым фактом
технического несоответствия выполнения настройки существующей системы АЧР в
современных условиях эксплуатации реакторов АЭС.
3. В практической ситуации, даже современные быстродействующие реле
частоты и выключатели присоединений, по своим технологическим задержкам
времени, не могут обеспечить необходимую эффективность отключения нагрузки в
зоне лавины частоты и их запоздалое действие, вдогон "улетающей" частоте,
практически бесполезно. Поэтому суммарный объем АЧР 61 %, рассчитанный на
максимальный уровень дефицита мощности 45 %, необоснованно завышен. Это
является третьим фактом технического несоответствия выполнения
существующей системы АЧР в современных условиях эксплуатации реакторов АЭС.
Для полноты анализа приведем сводную сравнительную таблицу объемов
отключенной нагрузки, при изменении дефицита мощности:
- действующей системы АЧР ОЭС Украины (49,2 - 47,2 Гц), без учета требований
безопасной эксплуатации реакторов АЭС;
- адаптированной системы АЧР (49 - 48 Гц), с учетом автоматической разгрузки
10-и реакторов ВВЭР-1000 при аварийном снижении частоты (таблица 6.26).
Сравнение результатов показывает, что при работе действующей системы
АЧР ОЭС Украины, несмотря на формирование по принципу минимизации
отключения нагрузки потребителей, начиная с дефицита мощности 12 % и более,
превышение отключения нагрузки потребителей по сравнению с
адаптированной системой АЧР, составляет от 3,01 % до 9,56 %, а в среднем около 6,5 %.
Таким образом, в действующей системе АЧР ОЭС Украины суммарный
объем на 11 % выше и среднее отключение нагрузки потребителей примерно на 6 %
выше, чем в перспективной адаптированной системе АЧР. Но, даже при таком
превышении отключаемых объемов действующей системы АЧР, не
предотвращается полная частотная автоматическая разгрузка реакторов ВВЭР-1000 при
дефиците мощности выше 11%.
Зато меньшими объемами грамотно настроенной адаптированной системы
АЧР, при дефицитах мощности до 35 % включительно:
- обеспечивается частичная частотная разгрузка реакторов ВВЭР-1000 в 3 - 6 раз
меньше максимально возможной мощности;
- не допускается снижение частоты до возможного действия включенного режима
АВСН реакторов ВВЭР-1000.
Результаты проведенных практических исследований показали, что:
- условия работы АЭС с реакторами ВВЭР-1000 существенно влияют на выбор
структуры и суммарного объема адаптированной системы АЧР,
предотвращающей действие частотной автоматики включенного режима АВСН;
- адаптированная система АЧР должна формироваться с нижней уставкой
частоты АЧР1 48 Гц и выше, где объем очередей АЧР1 уменьшается сверху вниз, что,
222

Глава 6. Автоматическая частотная разгрузка по отклонению частоты
при правильном выборе объемов очередей, обеспечивает стабилизацию
частоты при частотном переходном процессе, в области длительно допустимых
значений частоты, практически с минимальным участием очередей АЧРП;
Таблица 6.26. Сравнение объемов отключенной нагрузки при работе
действующей системы АЧР в ОЭС Украины (49,2 - 47,2 Гц)
и адаптированной системы АЧР (49 - 48 Гц), с разгрузкой реакторов АЭС.
АР,
%
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
Действующая система АЧР
очереди, шт.
АЧР1
1
1
1
1
2
2
2
2
3
4
5
5
6
6
7
7
8
8
9
9
10
10
11
11
12
13
13
14
15
15
16
17
АЧРП
—
—
—
—
—
—
1
8
8
8
8
8
8
8
8
8
8
8
8
8
8
8
8
8
8
8
8
8
7
8
8
8
разгр.
АЭС,
МВт
—
—
—
—
—
47
198
1500
1500
1500
1500
1500
1500
1500
1500
1500
1500
1500
1500
1500
1500
1500
1500
1500
1500
1500
1500
1500
1500
1500
1500
992
сумм.
откл.
АЧР %
5,36
5,36
5,36
5,36
10,91
10,91
12,18
20,84
22,74
24,58
26,5
26,5
28,74
28,74
30,80
30,80
32,97
32,97
35,01
35,01
37,31
37,31
39,86
39,86
42,7
44,98
44,98
47,78
47,06
50,34
53,24
55,63
Адаптированная система АЧР
Очереди, шт.
АЧР1
1
1
1
1
2
2
2
2
3
3
3
4
4
4
5
5
5
6
6
7
7
7
8
8
9
9
9
10
10
11
11
11
АЧРП
—
—
—
1
—
—
—
6
—
—
1
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
1
—
1
6
разгр.
АЭС,
МВт
41
74
167
560
132
176
297
1500
191
279
532
217
272
404
249
314
470
279
352
287
354
498
357
477
359
462
500
451
566
516
665
1500
сумм.
откл.
АЧР %
5
5
5
7
10
10
10
16
15
15
17
20
20
20
24
24
24
28
28
32
32
32
35
35
38
38
38
41
43
44
46
50

Разность
откл.
АЧР %
0,36
0,36
0,36
-1,64
0,91
0,91
2,18
4,84
7,74
9,56
9,5
6,5
8,74
8,74
6,8
6,8
8,97
4,97
7,01
3,01
5,31
5,31
4,86
4,86
4,7
6,98
6,98
6,78
4,06
6,34
7,24
5,63
- адаптированная система АЧР, построенная на принципе минимизации аварий-
223

Глава 6. Автоматическая частотная разгрузка по отклонению частоты
ного состояния энергосистемы избыточными отключениями нагрузки
потребителей, по сравнению с действующей системой АЧР, построенной на принципе
минимизации отключения нагрузки потребителей:
• снижает объем предварительной разгрузки реакторов ВВЭР-1000;
• предотвращает действие включенного режима АВСН реакторов ВВЭР-1000;
• уменьшает суммарные объемы системы АЧР;
• уменьшает время ликвидации частотных аварий.
Таким образом, только адаптированная система АЧР, выполненная на
принципе минимизации аварийного состояния энергосистем, может обеспечить
надежную работу реакторов АЭС при аварийных снижениях частоты, а значит и
устойчивую работу как отдельных энергосистем или их частей, так и в целом
ОЭС Украины. Поэтому, любые варианты устаревшей системы АЧР,
унаследованной еще с 70-х годов прошлого века, но существующей до сих пор в
энергетических объединениях бывшего СССР, должны срочно уступить незаслуженно
занимаемое ответственное место, более современной и эффективной
адаптированной системе АЧР с нижней уставкой частоты 48 Гц и выше.
Предложенный диапазон нижних уставок частоты (48 Гц и выше) может
быть довольно широким, как показывает опыт энергосистем объединения UCTE,
где установлен официально рекомендованный общий диапазон 49 - 48 Гц [93]. В
то же время, по условиям структуры суммарной генерации (доли ГЭС и АЭС) и
состояния резерва мощности, а также, по режимам работы энергосистем в
аварийных ситуациях, энергосистемам каждой страны объединения UCTE
предоставлена возможность, обосновывать собственный выбор нижней уставки частоты
АЧР - от 47,7 Гц до 48,5 Гц, а верхней уставки частоты АЧР - до 49,5 Гц .
Специалистами ИПМЭ им. Г.Е. Пухова НАЛ Украины, проведены
многочисленные практические расчеты частотных переходных процессов с учетом
высокого объема установленной мощности АЭС (около 50 %) в суммарной генерации
ОЭС Украины и наличия относительно мощного каскада ГЭС.
Эти расчеты показали, что для эффективного действия адаптированной
системы АЧР в ОЭС Украины, наиболее оптимальным является диапазон
частоты очередей АЧР1 - 49,2 - 48,2 Гц, с подключением 4-х первых
очередей АЧР1 (20 - 25 % суммарного объема) под действие уставок по скорости
снижения частоты (рис. 6.27).
На обоих рисунках а) и б), для большей информативности, начиная с уровня
частоты 48 Гц, показано соответствующее снижению частоты, число
номинальных оборотов (1500 об/мин) турбин энергоблоков АЭС.
На рисунке а), показан частотный процесс резкого снижения частоты, при
ликвидации большого дефицита мощности, существующей системой АЧР в ОЭС
Украины. Последняя очередь АЧР1 (47,2 Гц) срабатывает с заданной задержкой
времени и многотонные роторы турбоагрегатов АЭС, по инерции торможения,
"проседают" до уровня частоты ниже 47 Гц (снижая обороты вращения ниже 1410
об/мин), в допустимую зону времени 10 с.
Зона дополнительного снижения оборотов вращения турбин зависит от
многочисленных факторов, в том числе от избытка нагрузки, отключенной этой оче-
224

Глава 6. Автоматическая частотная разгрузка по отклонению частоты
редью. Поэтому, время полной ликвидации торможения турбин и возможного
ускорения роторов турбоагрегатов (в неустойчивом режиме агрегатов в диапазоне
1410 - 1380 об/мин) значительно превышает допустимые 10 с. Такие превышения
граничных условий технологического регламента приводят к действию
аварийных защит по отключению реакторов АЭС.
Рис. 6.27. Сравнение зон времени действия разных систем АЧР:
а) АЧР1 с нижней уставкой частоты 47,2 Гц в зоне времени 10 с;
б) АЧР1 с нижней уставкой частоты 48,2 Гц в зоне времени 30 с.
Пунктирная кривая показывает абсурдность допустимого снижения частоты
до 46 Гц (1380 об/мин) в действующей системе АЧР (< 46 Гц - не допускается),
поскольку при таких оборотах турбин действует аварийная защита немедленного
отключения реакторов АЭС.
На рисунке б), после срабатывания последней очереди с уставкой частоты
48,2 Гц адаптированной системы АЧР, многотонные роторы турбоагрегатов АЭС
по инерции торможения "проседают" в допустимую зону времени 30 с, с
дополнительным снижением оборотов вращения (в устойчивом режиме агрегата в
диапазоне 1430- 1410 об/мин).
Поскольку последняя очередь АЧР! (48,2 Гц) срабатывает, как правило, с
достаточным избытком мощности, время возможного ускорения роторов
турбоагрегатов значительно меньше допустимых 30 с, что исключает действие
включенного режима АВСН и аварийных защит по отключению реакторов АЭС.
Пунктирная кривая рис. б) показывает запас обеспечения допустимого
снижения частоты до 47 Гц при ликвидации дефицита мощности действием
адаптированной системы АЧР (< 47 Гц - не допускается).
225

Глава 6. Автоматическая частотная разгрузка по отклонению частоты
Следует отметить, что в соответствии с требованиями технологического
регламента надежной эксплуатации АЭС, при снижении частоты ниже 47 Гц
допустимое время работы реакторов составляет 10 с.
Теоретически, это время также можно отнести к запасу действия
адаптированной системы АЧР. Но практическое действие грамотно настроенной
адаптированной системы АЧР, гарантирует ликвидацию дефицита мощности в диапазоне
частоты - до 47 Гц.
Высшая уставка частоты адаптированной АЧР1 - 49,2 Гц, обеспечивает
достаточное упреждение отключения нагрузки при снижении частоты, чем:
- предотвращает глубокую автоматическую разгрузку тепловой мощности
реакторов ВВЭР-1000;
- минимизирует аварийное состояние энергосистем;
- сохраняет существующие принципы действия системы частотного
автоматического включения резерва (ЧАВР) агрегатов ГЭС.
Нижняя уставка частоты адаптированной АЧР1 - 48,2 Гц (на 0,05 Гц ниже,
чем в энергосистемах Франции (мощность АЭС - 78 %)):
- не допускает глубоких снижений частоты и минимизирует аварийное состояние
энергосистем;
- гарантировано исключает возможность автоматического действия включенного
режима АВСН реакторов ВВЭР-1000 и их отключения действием аварийных
защит (A3);
- обеспечивает достаточную устойчивость агрегатов электростанций при их
выделении на нагрузку района и механизмов собственных нужд.
Сравнительные расчеты показывают, что в энергосистемах ЕЭС России, в
суммарной генерации которой доля АЭС значительно меньше (около 16 %), для
эффективного действия адаптированной системы АЧР, в европейской части ЕЭС
(до Волги), достаточен более низкий диапазон частоты - 49,2 - 48 Гц, близкий к
принятому диапазону частоты действующей АЧР энергосистем UCTE. А в
азиатской части ЕЭС, при отсутствии АЭС и превалирующей генерации ГЭС Сибири,
достаточно незначительное увеличение очередей АЧР1 с нижней уставкой
частоты 47,7 Гц.
226

Глава 7. Частотные разгрузки и блокировки по скорости снижения частоты
Глава 7. ЧАСТОТНЫЕ РАЗГРУЗКИ И БЛОКИРОВКИ
ПО СКОРОСТИ СНИЖЕНИЯ ЧАСТОТЫ
В процессе развития аварий с большим дефицитом активной мощности в
энергосистемах возможны резкие и глубокие снижения частоты (частотные
аварии), вплоть до полного погашения дефицитных районов. Такие аварийные
ситуации в основном характерны для отдельных районов или энергосистем и
маловероятны в крупных объединениях (ОЭС и ЕЭС) [54, 64, 74].
Для их предотвращения применяются устройства частотных автоматик,
работа которых, в разных условиях аварийных процессов динамического изменения
частоты, должна обеспечивать противоаварийное регулирование частоты и ее
восстановление до длительно допустимых уровней.
Устройства частотных автоматик разгрузки в частотных аварийных
процессах воздействуют:
- при ликвидации дефицита мощности - на нагрузку потребителей
быстродействующей АЧР1, в т.ч. по скорости снижения частоты АЧРС и ДАРС;
- при восстановлении частоты - как на отключение нагрузки потребителей,
медленно действующей АЧРП, так и на генерацию электростанций: ЧАВР ГЭС и
первичное регулирование ТЭС.
Существующая система АЧР по отклонению частоты в энергосистемах, в
основном удовлетворяет предъявляемым требованиям и, при правильной настройке,
позволяет получить управляемый переходный процесс изменения частоты при
возникновении дефицита активной мощности (до 40 % от потребления), который
может создать скорость снижения частоты не более 2,2 Гц/с.
В крупных энергетических объединениях режимы аварийные ситуации с
большими дефицитами мощности и глубокими снижениями частоты -
маловероятны, из-за большого статизма объединения, где на малую единицу снижения
частоты (например, 0,1 Гц) требуется большой объем отключения генерации.
Во многих случаях показателем аварийной ситуации в сети является не
абсолютное значение частоты, а тенденция изменения частоты во времени.
Аварийные ситуации с большими дефицитами активной мощности,
создающими скорость снижения частоты более 2,2 Гц/с, возникают, в основном, в
отдельных энергосистемах или их частях (районах), где значительному снижению
частоты соответствует относительно небольшое (в масштабах изолированной
энергосистемы) превышение объема активной мощности нагрузки над
мощностью генерации электростанций. Такие аварийные ситуации, как правило,
сопровождаются быстрыми и глубокими снижениями частоты, поэтому называются
частотными авариями.
В современных условиях концентрации генерации на крупных
электростанциях и удлинении транзитов линий электропередач к удаленным потребителям,
значительно увеличилась возможность аварийного выделения отдельных
энергосистем или их частей (районов) с большими дефицитами активной мощности и,
соответственно, большой скоростью снижения частоты.
Если бы в таких энергосистемах были установлены устройства мгновенного
отключения соответствующих объемов нагрузки (т.е. в момент снижения частоты
227

Глава 7. Частотные разгрузки и блокировки по скорости снижения частоты
до уставки срабатывания устройства), то это могло бы обеспечить возможность
успешно предотвратить глубокие снижения частоты [65, 78, 84].
Однако, в практических условиях, даже при правильно выбранном объеме и
настройке системы АЧР по отклонению частоты, большие дефициты мощности,
приводят, к глубоким и резким снижениям частоты, вплоть до возникновения
явления лавины частоты с погашением отделившихся энергосистем. Примером
таких аварийных ситуаций, с полным погашением отделившихся энергосистем,
являются частотные аварии в южной части ОЭС Украины в 1996 и 2001 годах, при
её автономной работе с низкими уровнями частоты [43, 53].
Естественно, что существующая система АЧР по отклонению частоты, по
техническим возможностям, не способна предотвратить такую частотную аварию.
Поэтому в нормативных документах и методических указаниях по АЧР
справедливо указано, что работа системы АЧР по отклонению частоты в условиях
больших дефицитов мощности не может быть эффективной [1,2].
В таких случаях, для предотвращения развития частотных аварий,
рекомендуется применяться местные устройства дополнительной автоматической
разгрузки, в том числе по скорости снижения частоты (ДАРС). Отметим, однако, что
применение местных устройств ДАРС усложнено необходимостью
дополнительного подключения под действие автоматики разгрузки значительного объема
новой нагрузки (до 10 - 20 % от потребления).
Поэтому, в современных условиях возможных повышенных дефицитов
мощности с глубокими снижениями частоты в отдельных энергосистемах или
ОЭС, более приоритетным является применение системных устройств АЧР по
скорости снижения частоты (АЧРС). Системные устройства АЧРС применяются
для ускоренного отключения нагрузки существующих очередей АЧР1, на уставках
скорости снижения частоты (ССЧ).
В нормативных документах и методических указаниях по АЧР не
представлен четкий математический инструментарий и методики, для настройки и
регулирования качества частотного переходного процесса при больших дефицитах
мощности. В них только рекомендовано: "В порядке эксперимента могут быть
выполнены устройства АЧР с комбинированным пуском по величине и скорости
снижения частоты". С практической точки зрения - это была осторожная
рекомендация по внедрению устройств АЧРС, хотя, самого понятия АЧРС тогда (1972 г)
еще не существовало, а было только понимание о возможном решении проблемы.
Подробному анализу условий и технических параметров этой проблемы, а
также конкретных путей и способов её решения в различных режимных условиях
работы энергосистем, посвящена эта глава.
7.1. Определение уставок по скорости снижения частоты.
Наиболее применимая формула определения начальной скорости изменения
частоты (/') при возникновении дефицита мощности АРг приведена в [18]:
Р \т (Р -АР )+Т 1' (71)
1Н0[1jTr\JH0 ^ Г )^ 1jH J
где^о - исходная частота сети;
228

Глава 7. Частотные разгрузки и блокировки по скорости снижения частоты
ЛРГ - дефицит генерирующей мощности;
Рно - исходное суммарное потребление (до дефицита мощности);
7дг и 7]н - эквивалентная постоянная инерции генераторов и нагрузки.
Существенное упрощение определения начальной скорости снижения
частоты по этой формуле достигается при использовании в расчётах:
АР г и Рно - в относительных единицах, afo, Тдг и 7}н - в именованных.
Для приблизительного решения дифференциального уравнения движения
энергосистемы, начальная скорость изменения частоты определяется
упрощенным способом по формуле:
kjj ■
где 7} - постоянная момента инерции энергосистемы (ОЭС).
Графическое отображение зависимости начальной ССЧ (при различных
постоянных времени механической инерции турбоагрегатов) от дефицита активной
мощности [74], представлено на рис. 7.1.
/;
Гц/с
1у/
j/
^Ъ
3
2
1
О ОД 0,2 0,3 0,4 ЛРг,отн.ед
Рис.7.1. Зависимость начальной скорости снижения частоты от дефицита
мощности: 1 - 7/тг = 7 с; 2 - 7/Тг = 10 с; 3 - 7/Тг = 15 с.
График начальной скорости снижения частоты при постоянной
механической инерции турбогенераторов 7/тг = 10 с показывает, что каждые 10 %
дефицита мощности создают скорость изменения частоты примерно 0,45 - 0,5 Гц/с (в
рабочем диапазоне действия АЧР - до 40 % дефицита мощности).
При определении зависимости скорости снижения частоты в энергосистеме
от дефицита активной мощности, должна учитываться сумма постоянных
механической инерции турбогенераторов (в некотором диапазоне) и эквивалентная
постоянная времени механической инерции нагрузки - 7/н= 3 с.
229

Глава 7. Частотные разгрузки и блокировки по скорости снижения частоты
В современных условиях технического анализа имеется возможность более
широкого графического представления зависимости начальной скорости
изменения частоты, как при избытке мощности, так и при дефиците мощности в
энергосистеме. Рассмотрим зависимости начальной скорости изменения частоты от
избытка и дефицита активной мощности при разных значениях постоянных
механической инерции энергосистемы (рис. 7.2.).
Рис. 7.2. Зависимость начальной скорости изменения частоты от
избытка (- АР = Рн - Рг) или дефицита (АР = Рн - Рг) мощности при разных
постоянных инерции генераторов и постоянной инерции нагрузки Т^= 3 с.
На рисунке показано, как при разных значениях постоянных механической
инерции изменяется (относительно нулевых значений скорости изменения
частоты и в зависимости от избытка или дефицита мощности): СПЧ - положительные
значения и ССЧ - отрицательные значения (полная таблица - в приложении 2).
Приведенная выше формула показывает, что в практике начальная скорость
снижения частоты (ССЧ,/') определяется по принятым величинам:
- дефицита мощности при исходной частоте сети/i = 50 Гц;
- эквивалентной постоянной механической инерции энергосистемы 7}.
Следует отметить некоторую неоднозначную зависимость между скоростью
снижения частоты и образовавшимся дефицитом активной мощности АР из-за
частотной постоянной энергосистемы 7} и частотного коэффициента нагрузки &н,;
которые могут незначительно изменяться в определенных пределах, как в
течение суток, так и по сезонам года. Этим объясняется приблизительность утвержде-
230

Глава 7. Частотные разгрузки и блокировки по скорости снижения частоты
ния, что каждые 10 % дефицита активной мощности создают скорость снижения
частоты примерно 0,45 - 0,5 Гц/с.
Графическая форма зависимости начальной скорости изменения частоты от
разных режимных факторов, дает только общее визуальное представление.
Для цифрового представления и удобства практического применения,
оценочные графические зависимости начальной скорости снижения частоты от:
- дефицита активной мощности (в диапазоне 10 - 70 % от потребления);
- постоянной момента инерции энергосистем Т^= 6, 8,10,12 и 14 с;
- постоянной механической инерции нагрузки потребления 7}н= 3 с,
приведены выборочно (через АР = 5 %), в цифровом формате таблицы 7.1.
Таблица 7.1. Зависимость начальной скорости снижения частоты
от дефицита активной мощности и момента инерции энергосистемы.
А
Tj,
с
6
8
10
12
14
10
15
20
° - дефицит активном мощности, °/о
25
30
35
40
45
50
55
60
65
70
/'- начальная скорость снижения частоты, Гц/с
0,59
0,49
0,42
0,36
0,32
0,93
0,76
0,65
0,57
0,50
1,29
1,06
0,91
0,79
0,70
1,67
1,39
1Д9
1,04
0,93
2,08
1,74
1,50
1,32
1Д7
2,54
2,30
1,84
1,62
1,45
3,03
2,56
2,22
1,96
1,75
3,57
3,04
2,65
2,34
2,10
4,17
3,57
3,12
2,78
2,50
4,83
4,08
3,67
3,27
2,96
5,55
4,84
4,28
3,85
3,49
6,37
5,53
5,00
4,51
4,10
7,29
6,34
5,83
5,30
4,86
Опасные по скорости снижения частоты режимы в энергосистеме возникают:
- при дефиците мощности АР > 30 %, вызванном отключением генерации;
- при отделении района с дефицитом активной мощности АР > 30 %;
- в районе, выделенном действием ЧДА с дефицитом мощности АР > 10 %).
В первых двух случаях работы или отделения энергосистемы при текущей
частоте, близкой к 50 Гц, опасны аварийные дефициты мощности (АР > 30 %) со
скоростью снижения частоты, при которой частота (за 1 с) может снизиться более,
чем на 1,5 Гц. В случае отделения дефицитного района действием устройств ЧДА,
опасны аварийные дефициты мощности (АР > 10 %) со скоростью снижения
частоты, при которой частота может снизиться, от заданной уставки частоты ЧДА
(47,5 Гц), более, чем на 0,5 Гц.
7.2. Измерение скорости снижения частоты.
С конца 90-х годов в ОЭС Украины, для организации системы АЧР
повсеместно применяются универсальные микропроцессорные реле частоты (МПРЧ) с
3-я каналами по отклонению частоты, не требующие дополнительной аппаратуры
при настройке и контроле их уставок (УРЧ-3, УРЧ-ЗМ). По конструктивному
исполнению одно такое реле заменяет до 6-и устаревших полупроводниковых реле
частоты РЧ-1, а использование 2-х его каналов с уставками частоты АЧР1 может
успешно применяться для давно существующих и применяемых схем косвенного
измерения ССЧ.
Основное техническое преимущество универсальных МПРЧ, по сравнению с
устаревшими полупроводниковыми РЧ-1, заключается в высокоточной отработке
231

Глава 7. Частотные разгрузки и блокировки по скорости снижения частоты
заданных уставок (по частоте + 0,005 Гц, по времени + 0,04 с), что обеспечивает
их надёжную работу в устройствах АЧРС. При такой точности отработки
заданных уставок частоты и времени, измерение двух разных уставок частоты в
заданном интервале времени, т.е. косвенный метод определения ССЧ, ранее
считавшийся вынужденным, бесперспективным, стал полноценным методом в новой
концепции построения устройств АЧРС с применением современных МПРЧ.
Современные устройства МПРЧ, в качестве устройств АЧРС или ДАРС,
могут измерять (от заданного уровня частоты):
- мгновенное значение ССЧ в любой момент времени, с применением
специальной программы измерения ССЧ (непосредственный способ);
- среднюю ССЧ между двумя заданными значениями частоты и интервал
времени, с применением двух уставок частоты разных каналов (косвенный способ).
7.2.1. Способ непосредственного измерения скорости снижения частоты.
Способ непосредственного измерения ССЧ выполняется на
микропроцессорных реле частоты (УРЧ-ЗМС), имеющих специальную программу измерения
ССЧ [18, 36, 41, 52]. Следует отметить, что точность программного способа
измерения ССЧ на порядок ниже точности измерения частоты. Объясняется это тем,
что результат программного измерения ССЧ зависит от, изменяющихся в течение
времени значений частоты.
Таким образом, программное (непосредственное) измерение ССЧ - это
алгоритмически усредненная, математическая величина. А измерение значений
частоты четко фиксируется в любой момент времени, т.е. это однозначная,
конструктивная величина. Поэтому, способ непосредственного измерения ССЧ
является более грубым, чем способ косвенного измерения ССЧ, но вполне
допустимым для применения в режимах с большой ССЧ. Этот способ измерения ССЧ
применим для использования в любых устройствах автоматики ограничения
снижения частоты (АЧРС, ДАРС, БССЧ), поэтому результат его работы
рассматриваем, в общем, для всех видов АОСЧ.
Практический алгоритм непосредственного способа измерения ССЧ (в
украинских реле УРЧ-ЗМС) при достижении частоты пуска схемы измерения ССЧ
(49,7 Гц и ниже) достигается программным:
- измерением ССЧ за первые 5 периодов (0,1 с), из которых удаляются два
худших значения и учитывается средняя ССЧ за 3 периода;
- добавлением следующего 1 периода (0,02 с), из суммарного количества
которых, удаляется одно худшее значение и учитывается средняя ССЧ за 3 периода.
Таким образом, при таком исполнении непосредственного способа
измерения ССЧ, последовательно, на каждом новом периоде изменения частоты,
выполняется постоянный промежуточный контроль скорости ее снижения, что является
его главным техническим преимуществом.
При этом, суммарное время измерения ССЧ и срабатывания ее уставки
(равное 0,3 с) складывается их 2-х составляющих:
232

Глава 7. Частотные разгрузки и блокировки по скорости снижения частоты
-0,1 с, конструктивно закладывается в программу измерения ССЧ
микропроцессорного реле частоты (0,02 с - измерение ССЧ плюс 0,04 с - реакция реле
частоты и 0,04 с - реакция реле времени);
- ввод рабочей задержки времени на срабатывание - 0,2 с, для дополнительной
отстройки от несинхронных колебаний.
По завершении отсчета задержки времени выполняется действие АЧРС, если
рабочая ССЧ равна или больше уставки ССЧ (рис. 7.3.).
Пуск схемы и измерение
ССЧ
U
/пуск?
iM = 0,l с
—>
—>
Задержка
времени
t
рв
0,2 с
—>
—>
Контроль: равно или
выше уставки ССЧ
/'раб >Г -> АЧРС
Рис. 7.3. Схема алгоритма непосредственного измерения ССЧ.
/щск - частота пуска измерительного органа ССЧ;
/'раб - рабочая (текущая) ССЧ за 0,1 с измерения и далее;
/' - уставка ССЧ; tK3M - время измерения ССЧ; tpB - уставка реле времени.
Если же значение рабочей скорости снижения частоты за время 0,2 с,
установится меньше уставки ССЧ (/'раб </'), то схема измерения ССЧ возвращается в
исходное положение (деактивируется), а действие АЧРС блокируется.
Таким образом, для очередей устройств АЧРС, на микропроцессорном реле
частоты устанавливаются:
- ступени частоты пуска схем измерения ССЧ 0^уСК = 49,7 Гц и ниже);
- ступени ССЧ (/"' = 1,2 - 0,7 Гц/с);
- задержки времени, в зависимости от ССЧ - 0,2 с.
При большой ССЧ и необходимости ускорения действия АЧРС, она может
выполняться и с меньшей выдержкой времени, но с блокировкой действия при
несинхронных колебаниях частоты (на более высокой уставке частоты пуска
схемы измерения ССЧ). Таким способом формируется возможная
последовательность отключения нагрузки, в соответствии с уменьшением ССЧ, а в итоге,
обеспечивается возможность автоматического ограничения снижения частоты при
ускоренном отключении нагрузки потребителей.
Также в программу измерения ССЧ необходимо вводить режим возврата
реле по ССЧ, если за время более 0,2 с (задержка времени срабатывания) рабочая
ССЧ станет меньше заданной уставки ССЧ, не менее чем на 0,1 Гц/с:
/'раб</'-
В таких условиях, происходит блокировка измерения ССЧ и схема
непосредственного измерения скорости снижения частоты возвращается в исходное
состояние (деактивируется). Полный возврат схемы непосредственного измерения
скорости снижения частоты, возможен только после достижения уровня рабочей
частоты выше уставки частоты пуска схемы измерения ССЧ:
/раб ^/пуск-
Способ непосредственного измерения частоты применяется в разработках
российских производителей цифровых реле частоты БММРЧ, но наибольшая
233

Глава 7. Частотные разгрузки и блокировки по скорости снижения частоты
унификация и точность этого способа достигнута в программном измерении ССЧ
украинских реле частоты УРЧ-ЗМС.
Пример определения текущей частоты срабатывания по ССЧ.
АЧРС (1-я ступень):
1. Выбранная частота пуска схемы непосредственного измерения ССЧ/нуСК =
49,7 Гц, уставка ССЧ /' = 1,5 Гц/с, измерение ССЧ - 0,1 с, суммарная задержка
времени t = 0,1 с + 0,2 с = 0,3 с, то
49,7 Гц - (1,5 Гц/с • 0,3 с) = 49,7 - 0,45 = 49,25 Гц -> отключение Рн.
2. Подбором значений частоты пуска схемы измерения ССЧ, уставки ССЧ и
суммарной задержки времени определяется необходимый уровень частоты
отключения нагрузки по скорости снижения частоты для 1-й ступени АЧРС.
Для определения параметров 2-й и т.д. ступени АЧРС:
- из исходного дефицита активной мощности вычитается нагрузка, отключенная
1-й ступенью АЧРС, чем определяется оставшийся дефицит мощности,
- по оставшемуся дефициту мощности определяется (с запасом в сторону
снижения) уставка ССЧ и дальше, в соответствии с п. 2.
7.2.2. Способ косвенного измерения скорости снижения частоты.
Способ косвенного измерения скорости снижения частоты [18, 36, 41, 51, 52]
применяется, как правило:
- при отсутствии современных реле с непосредственным измерением ССЧ;
- при необходимости более точного измерения ССЧ и выполняется:
- на 2-х уставках частоты многоканального реле частоты;
- на уставках частоты 2-х одноуставочных реле частоты.
Алгоритм работы способа косвенного измерения ССЧ основывается на
практическом задании уставок:
- частоты пуска^пуск - на реле 1 (канал 1);
- конечной частоты fK0H - на реле 2 (канале 2).
Конечная уставка частоты (/кон) определяется при вычитании выбранной
уставки частоты пуска схемы /щск и произведения уставки ССЧ (/*') на время
задержки реле времени tpB:
/кон ~~ /пуск ~~ v " 1рв)-
При завершении отсчета задержки времени выполняется отключение
нагрузки, если рабочая частота равна или больше уставки fK0H (рис. 7.4.).
Пуск схемы измерения
ССЧ
Пуск/н£
-»
-»
КОНТРОЛЬ/кон
за fpB = 0,3 с
/кон /нач {/ '*)
-»
-»
Контроль: равно или
выше уставки/кон
/раб ^/кон ~^ АЧРС.
Рис. 7.4. Схема алгоритма косвенного измерения ССЧ.
/нач - начальная частота пуска измерительного органа ССЧ;
/' - заданная уставка ССЧ, tpB - уставка времени;
/кон - конечная частота измерительного органа, определяемая уровнем
снижения частоты за время tpB с заданной скоростью/'.
234

Глава 7. Частотные разгрузки и блокировки по скорости снижения частоты
Графически, принцип косвенного измерения ССЧ и схемы соединений
выходных контактов (0) двух реле частоты (fi, £?) приведены на рисунке 7.5.
Рисунок показывает, что при косвенном измерении ССЧ:
1. Вариант а) - срабатывает уставка частоты реле 1 и запускается реле времени,
но, из-за малой ССЧ, в течение заданного времени задержки на срабатывание
не достигает заданного уровня конечной частоты и реле 2 не срабатывает.
2. Варианты б) и в) - при ССЧ, равной или больше заданной уставки ССЧ, в
течение заданной задержки времени срабатывает реле 2 по уровню конечной
частоты, выдавая сигнал на отключение присоединений нагрузки.
цепь наличия скорости снижения частоты
fi + tci $i + tc2
а) 0 -"' 0 0 -" 0
1
fi+tci
£+ *С2
б) 0 --' 0 0 ■""'" 0
1 2
fi+tci
£+ *С2
-0
в) 0 ■"""' 0 0 --'
1 2
1,2 — последовательность срабатывания реле частоты
Рис. 7.5. Принцип косвенного измерения скорости снижения частоты
и схемы соединений выходных контактов.
а) при дефиците мощности с ССЧ, меньшей заданной уставки ССЧ;
б) при дефиците мощности с ССЧ, равной заданной уставке ССЧ;
в) при дефиците мощности с ССЧ, большей заданной уставки ССЧ;
fi + tci - уставки срабатывания по частоте fi и уставки времени tci реле 1;
i2 + tc2 _ уставки срабатывания по частоте f2 и уставки времени tc2 реле 2.
Для разных ступеней устройств АОСЧ (ДАРС, АЧРС), в зависимости от
дефицита мощности, начальная частота пуска измерения ССЧ устанавливается:
- ниже номинального значения частоты 50 Гц (fHa4= 49,7 Гц и ниже).
Во всех случаях, в зависимости от уставки ССЧ, задержки времени
выбираются в пределах 0,2 - 0,3 с - чем выше ССЧ, тем меньше время.
С учетом того факта, что чем больше начальная ССЧ, тем ниже будет
уровень частоты срабатывания ССЧ, рекомендуются уставки ССЧ (1,7 - 0,7) Гц/сек.
При этом, задаваемые уставки частоты пуска и конечные уставки частоты (по
разности частот для выбранной уставки времени на срабатывание), которые
моделируют задаваемую уставку скорости снижения частоты, можно выбирать на
разных уставках начальной ССЧ (таблица 7.2).
235

Глава 7. Частотные разгрузки и блокировки по скорости снижения частоты
Таблица 7.2. Разность между уставкой частоты пуска и конечной уставкой
при разных начальных скоростях снижения частоты и времени
Г, Гц/с
t = 0,2 с
t = 0,3 с
0,7
0,14
0,22
0,8
0,16
0,24
0,9
0,18
0,27
1,0
0,20
0,30
1Д
0,22
0,33
1,2
0,24
0,36
1,3
0,26
0,39
1,4
0,28
0,42
1,5
0,30
0,45
1,6
0,32
0,48
1,7
0,34
0,51
Таким образом, большим уставкам скорости снижения частоты должны
соответствовать меньшие уставки задержки времени и наоборот.
Эти общие рекомендации могут изменяться, в зависимости от конкретных
условий дефицита мощности выделенного района. Так, чем больше расчетный
дефицит мощности, тем выше должна быть уставка частоты пуска схемы
измерения ССЧ и меньше задержка времени на срабатывание [18, 36, 41, 51, 58].
Таким образом, формируется возможная последовательность отключения
нагрузки, в соответствии с уменьшением ССЧ, а в итоге, обеспечивается
возможность автоматического ограничения снижения частоты при ускоренном
отключении нагрузки потребителей.
Определения конечной частоты срабатывания при косвенном измерении ССЧ.
АЧРС (1-я ступень):
1. Выбранная частота пуска схемы косвенного измерения CC4fHa4 = 49,7 Гц,
уставка ССЧ /' = 1,5 Гц/с, задержка времени для измерения ССЧ tVB = 0,3 с, то
/кон = 49,7 Гц - (1,5 Гц/с • 0,3 с) = 49,7 - 0,45 = 49,25 Гц -> отключение Рн.
При использовании данных таблицы 7.3. задача значительно упрощается,
поскольку таблица сразу выдает произведение заданной ССЧ и времени задержки
срабатывания (1,5 Гц/с ■ 0,3 с = 0,45 Гц):
/он = 49,7 Гц - 0,45 Гц = 49,25 Гц -> отключение Рн.
2. Подбором значений частоты пуска схемы измерения ССЧ, уставки ССЧ и
суммарной задержки времени определяется необходимый уровень конечной
частоты для отключения нагрузки по ССЧ для 1-й ступени АЧРС.
АЧРС (последующие ступени):
Условия определения параметров последующих ступеней АЧРС с
принципом косвенного измерения ССЧ выполняются в соответствии с правилами,
изложенными в предыдущем подразделе 7.2.1.
Уставка интервала времени измерения двух разных частот определяется
требованиями, как необходимой точности измерения большой начальной ССЧ, так и
отстройки от несинхронных колебаний и коротких замыканий в энергосистеме.
При косвенном измерении ССЧ вводится режим возврата реле по ССЧ, если
за время задержки на срабатывание 0,2 - 0,3 с, рабочая частота сети, станет выше
конечной частоты, не менее чем на 0,1 Гц: (fva6 >fKOH)-
В таких условиях отключение нагрузки будет заблокировано и схема
косвенного измерения ССЧ возвратится в исходное состояние. Полный возврат
схемы косвенного измерения ССЧ возможен только после достижения уровня
рабочей частоты выше уставки частоты пуска измерения ССЧ (/раб >fHm)-
Следует отметить, что с практическим программным применением способа
косвенного измерения ССЧ, выпускают специальные цифровые реле частоты,
ведущие компании мира: ЕРОСН-Ш (Multi-Amp), ORTS (Relay Engineering Service),
236

Глава 7. Частотные разгрузки и блокировки по скорости снижения частоты
F-2250 и F-6150 (DOBLE), PTE-300-V (EuroSMC), DVS3 mk2 (T&R Test Eguip-
ment), CMC256 (Omron), T-1000 и DRST-6 (ISA), PTR233/133 (Francelog Elektro-
nigue), FREJA 300 (Programma), MPRT (Megger) и др. [31].
В современных условиях эксплуатации энергосистем многих технически
высокоразвитых стран мира, такой показатель, как скорость изменения частоты -
ROCOF (Rade Of Change Of Feguency - df/dt) - является важнейшим частотным
параметром, который:
- контролируется многочисленными специализированными цифровыми реле
защиты и автоматики;
- обеспечивает предотвращение глубоких снижений частоты в частотных
переходных процессах с большим дефицитом мощности.
Такая техническая необходимость объясняется тем фактом, что во многих
случаях, показателем аварийной частотной ситуации в сети является не
абсолютное значение частоты, а тенденция изменения её во времени.
Следует отметить, что при аварии в питающей сети высокого напряжения
энергосистемы, изменение частоты в переходном процессе может быть разным на
разных участках сети, в зависимости от мощности разных подстанций. Ведь, при
быстром снижении частоты, в разветвленной сети энергосистемы возникают
перетоки мощности между питающими источниками электрической энергии,
которые сопровождаются колебаниями частоты в сети. При таких колебаниях
мощности, абсолютное значение аварийного снижения частоты не является неизменной
величиной, поэтому не может служить практическим критерием для заданной
настройки реле и селективного отключения нагрузки потребления.
Более эффективным и надежным критерием настройки устройств частотной
разгрузки остродефицитной энергосистемы является практическое применение
функции ROCOF, как дополнительного критерия по скорости снижения частоты.
Рассмотрим программный алгоритм работы, реализованный в таком
специализированном реле, при программном косвенном измерении скорости изменения
частоты (ROCOF), на примере автоматической частотной разгрузки (рис. 7.6).
На рисунке показано, что функция ROCOF запускается в реле только в том
случае, если значение контролируемой частоты опустится ниже критического
уровня Ftrip. Если такого снижения контролируемой частоты до критического
уровня не происходит, то после отработки заданной задержки времени (dti), реле
деактивируется после выявления пониженной частоты, даже если частота
остается пониженной. А при дальнейшем увеличении контролируемой частоты выше
значения Fund происходит возврат реле в исходное состояние.
Практический запуск функции ROCOF, показанный на рисунке во втором
полупериоде, происходит лишь при снижении контролируемой частоты в сети
ниже критического уровня Ftrip.
При этом частота измеряется в двух точках Fund и F2 с заданной задержкой
времени dt2 между этими двумя измерениями. Если расчетное значение dF/dt для
этих измерений окажется равно или больше заранее заданной уставки, реле
сработает, отключив часть нагрузки и восстановив, тем самым, баланс мощности в
энергосистеме. Таким образом, в зарубежных цифровых реле частоты
применяется [31] программный (алгоритм ROCOF), более простой в исполнении и замед-
237

Глава 7. Частотные разгрузки и блокировки по скорости снижения частоты
ленный, косвенный способ измерения скорости изменения частоты, известный
еще в 50-е годы прошлого века (с использованием двух отдельных реле частоты).
Г
F
' пои
•und
Чпр
L
м . ^ Reset
dt start ■
1 Blocking I
\ F F / ^^Ч
Щ( игк1 und ш' га
,?>>^ F>F Г Ч
•7s
•-dti->
>' trip /
\R /
1' tnp /
dt start —►
F
b nd
Sb/ P
*-dt2—*
F< F —*■
/Г2 rtrip r
F <-F9
dF/dt= mdH, г
dt2
t
Рис. 7.6. Принцип работы реле по скорости изменения частоты
для автоматической частотной разгрузки энергосистемы:
Fnom - номинальная частота сети;
Fund - пониженное значение частоты;
Ftrip - критическая частота, при которой запускается функция ROCOF;
dt start - интервал времени, в течении которого реле остается активным
после выявления пониженной частоты (Fund);
Fi - пониженная частота, не достигшая критического значения запуска, по
истечении заданного интервала времени (dti);
Blocking - режим деактивации реле по истечении заданного интервала
времени (dti) даже если частота остается пониженной;
Reset - возврат реле в исходное состояние при увеличении контролируемой
частоты выше значения Fun(j;
F2 - нижнее значение критической частоты в интервале времени dt2, с
учетом которого рассчитывается значение ROCOF (dF/dt).
Странная особенность этого способа [31] заключается в том, что "функция
ROCOF запускается в реле только в том случае, если значение контролируемой
частоты опустится ниже критического уровня Ftrip". Автор признает, что такой
способ измерения ССЧ допускает наличие зоны деактивации (мертвой зоны)
измерения.
В микропроцессорном реле УРЧ-ЗМ косвенный способ измерения скорости
изменения частоты осознанно использован не программный, а конструктивный
(по значениям частоты на 2-х каналах реле). Конструктивный косвенный способ
измерения ССЧ (СПЧ) в реле УРЧ-ЗМ был выполнен, с учетом дальнейшего,
перспективного, программного способа непосредственного измерения скорости из-
238

Глава 7. Частотные разгрузки и блокировки по скорости снижения частоты
менения частоты, в следующей модификации, т.е., в реле УРЧ-ЗМ-С. В нем,
точность отработки уставок по скорости изменения частоты составляет ± 0,07 Гц/с, в
диапазоне уставок скорости от 0,1 Гц/с до 10 Гц/с. Такое быстродействие
измерений реле УРЧ-ЗМ-С определяется существенным преимуществом современного
способа непосредственного измерения скорости изменения частоты (табл. 7.3).
Таблица 7.3. Параметры погрешности срабатывания некоторых реле частоты.
Тип реле
SPAF 340C
FCN 950
MRF2
БММРЧ
УРЧ-ЗМ-С
Изготовитель
ABB
ABB
Woodward SEG
Механотроника (С-Петербург)
ПАО ЭТЗ "РЕЛаС" (Киев)
Погрешность срабатывания
частота, Гц
0,01
0,005
0,03
0,01
0,009
dF/dt, Гц/с
0,15
0,05
од
ОД - 0,2
0,05 - 0,07
Сравнительная таблица параметров цифровых реле частоты разных стран,
показывает, что погрешность измерения ССЧ, примерно на порядок выше (более
грубая, по сложности измерения), чем погрешность измерения отклонения
частоты, независимо от программной реализации способа измерения ССЧ (в двух
последних реле частоты реализован способ непосредственного измерения ССЧ).
Но такие программные и конструктивные особенности реле частоты в
режиме измерения dfdt, соответствуют их функциональному назначению, поскольку:
- очереди грубой АЧРС, ускоренным отключением больших объемов нагрузки
(одной уставкой dfdt может отключаться сразу несколько очередей АЧР1)
должны резко "сбить" большую скорость снижения частоты;
- остальные очереди более точной АЧР1 по отклонению частоты должны плавно и
последовательно ликвидировать оставшийся дефицит мощности.
7.3. Аварийное действие АЧР по скорости снижения частоты.
Аварийную автоматику ограничения снижения частоты (АОСЧ), в том числе
АЧР по ССЧ (АЧРС), целесообразно применять в энергосистемах или их частях, с
возможным возникновением больших аварийных дефицитов мощности. Известно,
что при большой скорости снижения частоты, система АЧР по отклонению
частоты не может обеспечить эффективную ликвидацию дефицита мощности при
уровнях частоты, допустимых для работы турбин и реакторов АЭС.
Поэтому, на случай возможных больших дефицитов мощности в
энергосистемах или их частях целесообразно устанавливать дополнительные устройства
ускоренного отключения существующих очередей АЧР1 по ССЧ. По способу
выполнения алгоритма действия и настройки параметров ускорения срабатывания,
устройства системы АЧР1-АЧРС делятся на следующие конструктивные виды:
- дублирующая АЧРС, ускоряющая действие каждой очереди АЧР1 по ССЧ и
разности времени срабатывания устройств АЧР и АЧРС;
- стабилизирующая АЧРС, ускоряющая действие группы очередей АЧР1 по ССЧ
и разности частоты срабатывания устройств АЧР и АЧРС;
239

Глава 7. Частотные разгрузки и блокировки по скорости снижения частоты
- комбинированная АЧРС, ускоряющая действие групп и отдельных очередей
АЧР1, как по частоте, так и по времени устройств АЧР и АЧРС.
7.3.1. Дублирующая система АЧР-АЧРС.
Дублирующая система АЧР1-АЧРС является простейшим вариантом
ускорения действия частотной разгрузки и применяется в энергосистемах с
замедленными задержками времени срабатывания устройств АЧР1 - 0,5 с. Такие
устройства АЧР-АЧРС, применяются в энергосистемах некоторых технически
высокоразвитых стран, с измерением ССЧ косвенным способом [18, 36, 49, 74, 93].
Дублирующая система АЧР-АЧРС (частота начала измерения ССЧ равна
частоте очереди АЧР1) повышает надежность и быстродействие разгрузки,
избирательность и точность дозировки отключаемой нагрузки, координацию действия
частотной разгрузки в различных частях энергосистемы (таблица 7.4).
Таблица 7.4. Дублирующая система АЧР-АЧРС энергосистемы Италии.
Уставки АЧР
Уставки АЧРС
Объем очередей
/, Гц-Г, с
/' Гц/с -1, с
Р, % потр.
49,4 - 0,5
0,25 - 0,2
5
49,0 - 0,5
0,33 - 0,2
5
48,5 - 0,5
0,167 - 0,2
10
В этой дублирующей системе АЧР-АЧРС, уставка по отклонению частоты
АЧР является одновременно и уставкой частоты начала измерения ССЧ.
При сравнительно медленном снижении частоты (малые дефициты активной
мощности), в такой системе АЧР-АЧРС устройства АЧР работают в нормальном
режиме при достижении уставки по отклонению частоты, с задержкой времени
0,5 с - в таких условиях, измерение ССЧ выполняется вхолостую.
А при быстром снижении частоты, ССЧ измеряется в нормальном режиме и,
при достижении ССЧ равной или больше уставки ССЧ, работают очереди АЧРС с
задержкой времени 0,2 с. Такая АЧР-АЧРС, обеспечивает алгоритм действия:
- при ССЧ, равной или больше уставки (/*' >/'устХ действуют устройства АЧРС;
- при снижении частоты до уставки АЧР и ССЧ (/"'</ 'устХ действуют
устройства АЧР по отклонению частоты.
При этом, последние 10 % нагрузки отключаются для ускоренного
восстановления частоты и обеспечения минимизации аварийного состояния
энергосистемы. Те же действия возможны и при ССЧ меньше 0,167 Гц/с - по отклонению
частоты до 48,5 Гц и ниже.
Таким образом, при применении дублирующей системы АЧР-АЧРС, в
условиях повышенной ССЧ if ' > / 'устХ ускорение отключения каждой очереди
устройствами АЧРС происходит только за счет разности между задержкой
времени срабатывания очередей АЧР по отклонению частоты (0,5 с) и задержкой
времени срабатывания очередей АЧРС (0,2 с): At = /дчр - ^ачрс = 0,5 с - 0,2 с = 0,3 с.
Следует отметить, что уставки ССЧ для реле автоматик разгрузки и защит,
должны рассчитываться с учетом конкретных параметров электрической сети,
оборудования электростанций, состава нагрузки и могут существенно отличаться
для различных энергосистем. Так, например, в энергосистемах Великобритании
240

Глава 7. Частотные разгрузки и блокировки по скорости снижения частоты
уставка ССЧ принимается постоянной - 0,125 Гц/с, а в энергосистемах соседней
Северной Ирландии - уже 0,45 - 0,5 Гц/с [31].
7.3.2. Стабилизирующая система АЧР-АЧРС.
Стабилизирующая система АЧР1-АЧРС является более совершенным и
эффективным вариантом ускорения частотной разгрузки (разработка ИПМЭ им.
Г.Е.Пухова НАН Украины). Как правило, стабилизирующая система АЧР-АЧРС
применяется в энергосистемах с ускоренными задержками времени срабатывания
устройств АЧР1 - не выше 0,3 с. Наиболее простой вариант реализации
стабилизирующей АЧРС в адаптированной системе АЧР состоит в подключении
нескольких (например, 4-х) верхних очередей АЧР1 с увеличенным (суммарно 20 - 25 %)
объемом нагрузки, под действие уставок ССЧ.
Естественно, что при такой комбинации уставок АЧР1 и АЧРС:
- при больших дефицитах активной мощности (/"' >/'Усг.ачрс) они будут
отключаться устройствами АЧРС;
- при небольших дефицитах активной мощности (/"' </,УСт.ачрс), эти очереди
будут отключаться устройствами АЧР1 по отклонению частоты.
Частота пуска схемы измерения ССЧ, для каждой очереди стабилизирующей
системы АЧР1-АЧРС должна быть:
- ниже номинальной частоты (/щек = 49,7 Гц и ниже), с интервалом 0,1 Гц;
- выше уставки по отклонению частоты, подключаемой очереди АЧР1, примерно,
на 0,5 Гц (/щек =fA4Pi + 0,5 Гц).
Уставки ССЧ стабилизирующей АЧР1-АЧРС - в диапазоне (1,2 - 0,8 Гц/с).
При этом верхние 1-2 очереди АЧР1 подключаются к максимальным уставкам
ССЧ с минимальной выдержкой времени - 0,2 с. Следующие верхние очереди
АЧР1 могут подключаться к уставкам ССЧ, по принципу убывания с интервалом
0,2 - 0,3 Гц/с, с выдержкой времени - 0,2 - 0,3 с.
Следует отметить, что производная частоты определяет относительный
дефицит активной мощности, а не его абсолютное значение. Поэтому принцип
отключения очередей частотной разгрузки АЧРС является более грубым, чем по
отклонению частоты (АЧР), зато более быстродействующим, для предотвращения
глубоких снижений частоты.
Любая система АЧРС принципиально не может действовать при малой
скорости снижения частоты или её зависании, поскольку в таких случаях
производная частоты будет близкой к нулю (df/dt ~ 0).
Из всех энергосистем бывшего Союза ССР такая автоматика, выполненная на
полупроводниковых реле частоты, пока реализована только в энергосистеме
"Армэнерго", для предотвращения полного погашения энергосистемы при
аварийном отключении энергоблока Армянской АЭС (1000 МВт). В аварийной
ситуации, устройства этой АЧР-АЧРС (86 комплектов), при частоте пуска 49,5 Гц и
заданным уставкам ССЧ, отключают более 70 % нагрузки менее ответственных
потребителей. Действием такой АЧР1-АЧРС сохраняется энергоснабжение
наиболее важных объектов энергосистемы и обеспечиваются условия последующего
успешного восстановления питания потребителей [6].
241

Глава 7. Частотные разгрузки и блокировки по скорости снижения частоты
Из европейских энергосистем такая автоматика выполнена в энергосистеме
Болгарии, с подключением устройств по ССЧ к первым четырем очередям АЧР.
Отметим ряд особенностей таких систем.
В первую очередь их применение целесообразно в отдельных энергосистемах
или выделяемых дефицитных районах с возможным значительным уровнем
дефицита мощности и глубоким снижением частоты.
При выделении энергосистемы, со значительным дефицитом мощности,
устранение большей части возникшего дефицита мощности возможно только при
локальном, ускоренном отключении устройствами АЧРС наиболее мощных
очередей АЧР1. С учетом относительно медленной работы АЧР1 по отклонению
частоты, при значительном дефиците мощности возможно резкое снижение уровня
частоты, вплоть до возникновения условий неэффективной работы устройств АЧ-
Р1 (таблица 7.5.).
Рассмотрим приведенную таблицу практического примера действия
устройств АЧР1 по отклонению частоты, при большой начальной скорости
снижения частоты - около 2,8 Гц/с. Такая большая начальная скорость снижения
частоты является условием неэффективной работы устройств АЧР1 и состояние
неэффективного действия длится на протяжении 0,8 с от начала аварийного
частотного переходного процесса.
Таблица 7.5. Пример расчета действия устройств АЧР1 при большой ССЧ.
Т,с
0,001
0,100
0,200
0,300
0,400
0,501
0,601
0,701
0,801
0,873
0,901
0,912
0,952
0,992
1,002
1,032
/Гц
50,000
49,726
49,454
49,189
48,930
48,676
48,431
48,192
47,959
47,794
47,736
47,714
47,640
47,576
47,561
47,520
dfdt
0,000
-2,758
-2,687
-2,618
-2,551
-2,485
-2,422
-2,361
-2,302
-2,260
-2,049
-2,043
-1,822
-1,599
-1,382
-1,373
АЧР1,
Очереди
АЧР1 1,01
АЧР1 1,02
АЧР1 1,03
АЧР1 1,04
АЧР1 1,05
J уставки
АЧР1
49,0
48,9
48,8
48,7
48,6
Мачр
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
Расчет подтверждает известную истину, что для нормальной работы
устройств АЧР1, допустимая максимальная ССЧ находиться в пределах 2,2 Гц/с.
Данные практического расчета динамического изменения частоты при большом
дефиците мощности показывают, что устройства АЧР1 начинают работать при
скорости снижения частоты 2,26 Гц/с. При такой ССЧ:
242

Глава 7. Частотные разгрузки и блокировки по скорости снижения частоты
- первая очередь АЧР1 (49 Гц) отключает нагрузку на 0,9 секунде от начала
процесса, при снижении частоты до уровня 47,8 Гц;
- вторая, третья и четвертая очереди АЧР1 (48,7 Гц) отключает нагрузку еще через
0,1 с, при снижении частоты до 47,6 Гц;
- последующая 5-я очередь АЧР1 по отклонению частоты (48,6 Гц) срабатывает
на рабочей частоте около 47,5 Гц, при рабочей ССЧ - 1,37 Гц/с.
При тех же условиях, применение устройств АЧРС на более высоких
частотах пуска схем измерения ССЧ, обеспечивает:
- быстрое отключение нагрузки выделенных очередей АЧР1 (выше на 0,5 - 0,8 Гц)
- резкое уменьшение скорости снижения частоты в энергосистеме.
Ускоренным отключением наиболее крупных очередей АЧРС
обеспечиваются условия более приемлемых уровней ССЧ, для последующей нормальной
штатной работы устройств АЧР1 по отклонению частоты. Естественно, что такую
сложную настройку многих взаимозависимых параметров системы АЧР-АЧРС
можно выполнить только многовариантными программными расчетами
динамического изменения частоты в широком диапазоне дефицитов активной мощности.
В результате анализа практического инженерного опыта по выбору уставок
ССЧ и проведенных оценочных расчетов динамического изменения частоты в
переходных процессах определены три возможных способа задания ССЧ.
Объединяющим условием этих способов задания уставок ССЧ является подобие выбора
частоты пуска схем измерения ССЧ - снижение значений частоты пуска сверху
вниз с интервалом не менее 0,1 Гц.
Способ 1 Это способ задания уставок ССЧ, поскольку он применяется при
использовании в энергосистемах с основным вариантом распределения объемов
нагрузки по очередям АЧР1 - группового снижения нагрузки (таблица 7.6.).
Таблица 7.6. Пример расчета действия устройств АЧРС (1,8 -1,2 Гц/с)
при большой начальной скорости снижения частоты (2,76 Гц/с).
t,c
0,001
0,100
0,200
0,300
0,400
0,501
0,510
0,547
0,583
0,601
0,621
0,701
0,801
0,901
1,002
1,034
/Гц
50,000
49,726
49,454
49,189
48,930
48,676
48,654
48,570
48,496
48,463
48,427
48,302
48,149
47,999
47,851
47,805
dfdt
0,000
-2,758
-2,687
-2,618
-2,551
-2,485
-2,479
-2,254
-2,027
-1,805
-1,796
-1,548
-1,513
-1,480
-1,446
-1,436
АЧРС, АЧР1,
очереди
АЧРС1 1,01
АЧРС2 1,02
АЧРСЗ 1,03
АЧРС4 1,04
АЧР1 1,05
J пуска
49,7
49,6
49,5
49,4
/уст АЧР
48,6
J уставки
АЧРС
1,8
1,6
1,4
1,2
/М уСТ
АЧРС
0,2
0,2
0,2
0,2
At АЧР
0,3
243

Глава 7. Частотные разгрузки и блокировки по скорости снижения частоты
Поскольку, в начале частотного переходного процесса должны отключаться
очереди АЧР1 с максимальным объемом нагрузки, необходимым условием этого
способа выбора уставок ССЧ является равенство объемов нагрузки ступеней
АЧРС. Это условие обеспечивает применение традиционной ориентации
значений уставок ССЧ - снижение значений уставок сверху вниз.
Рассмотрим практический расчет изменения частоты для большого дефицита
мощности, при ускорении действия 4-х первых очередей устройств АЧР1 на
уставках ССЧ. Первые 4-е очереди АЧР1 с примерно одинаковой мощностью
отключаемой нагрузки (групповое снижение) заведены под уставки ССЧ с частотой
пуска, в диапазоне 49,7 - 49,4 Гц с интервалом 0,1 Гц. При этом уставки ССЧ
снижаются сверху вниз в диапазоне 1,8 - 1,2 Гц/с интервалом 0,2 Гц/с. Если при
действии устройств АЧР1 первая очередь срабатывала в момент времени 0,9 с, то
при действии АЧРС1 отключения нагрузки очередей АЧР1 начались после 0,5 с.
При такой ССЧ первая очередь АЧРС1 (с уставкой ССЧ 1,8 Гц/с) отключает
нагрузку на 0,5 секунде от начала процесса, при снижении частоты до 48,65 Гц,
при аварийной скорости снижения частоты 2,48 Гц/с. Последняя очередь АЧРС4
отключает нагрузку еще через 0,1 с при частоте 48,4 Гц и ССЧ равной 1,8 Гц/с, а
последующая 5-я очередь АЧР1 (по отклонению частоты) срабатывает на рабочей
частоте около 47,8 Гц. Таким образом, после действия выделенных устройств
АЧРС, начальное значение ССЧ для устройств АЧР1 составляет 1,55 Гц/с.
Для сравнения, рассмотрим, как будут действовать те же устройства АЧРС
при меньшей скорости снижения частоты (таблица 7.7.).
Таблица 7.7. Пример расчета действия устройств АЧРС (1,8 - 1,2 Гц/с)
при меньшей начальной скорости снижения частоты (1,65 Гц/с).
Т,с
0,001
0,100
0,200
0,300
0,400
0,501
0,601
0,701
0,710
0,774
0,801
0,901
1,002
1,005
1,073
1,148
1,293
/Гц
50,000
49,837
49,674
49,515
49,360
49,206
49,057
48,912
48,899
48,819
48,791
48,690
48,589
47,586
48,532
48,489
48,409
dfdt
0,000
-1,646
-1,609
-1,573
-1,538
-1,504
-1,470
-1,438
-1,435
-1,228
-1,027
-1,006
-0,986
-0,985
-0,776
-0,565
-0,550
АЧРС, АЧР1,
очереди
АЧРСЗ 1,03
АЧРС4 1,04
АЧР1 1,01
АЧР1 1,02
АЧР1 1,05
J пуска
49,5
49,4
/уст АЧР
49,0
48,9
48,6
J уставки
АЧРС
1,4
1,2
1,8
1,6
ZM уСТ
АЧРС
0,2
0,2
At АЧР
0,3
0,3
0,3
244

Глава 7. Частотные разгрузки и блокировки по скорости снижения частоты
Естественно, что при таком задании уставок ССЧ и меньшем дефиците
мощности (меньших значениях скорости снижения частоты), будут действовать
очереди АЧРС только с соответствующими уставками ССЧ.
Однако порядок отключения этих очередей АЧРС не имеет существенного
значения, поскольку, как было отмечено выше, все эти очереди имеют равные
объемы отключаемой нагрузки.
При начальной скорости снижения частоты 1,65 Гц/с, через 0,6 с первыми
будут действовать устройства очередей АЧРСЗ и АЧРС4, с уставками ССЧ,
соответственно, 1,4 и 1,2 Гц/с. А очереди АЧРС1 и АЧРС2, с большими уставками
ССЧ (1,8 и 1,6 Гц/с), будут действовать по заданным уставкам отклонения
частоты (как АЧР1), после отработки своих задержек времени.
Еще раз подчеркиваем, что поскольку все очереди АЧРС (1-4) имеют
одинаковый объем нагрузки, то не имеет значения последовательность порядка их
отключения при ликвидации аварийного дефицита мощности.
Рассмотрим зависимость момента срабатывания первой очереди АЧРС1 от
значений заданных уставок ССЧ (например, 0,8 Гц/с и 2,2 Гц/с). При таких
заданных условиях, определим текущую скорость снижения частоты, при которой
должна сработать первая очередь АЧРС1:
/' =/'нач - (/''уст • 0 = 2,76 - (0,8 • 0,3) = 2,76 - 0,24 = 2,52 Гц/с.
/' =/'нач - (/''уст • 0 = 2,76 - (2,2 • 0,3) = 2,76 - 0,66 = 2,10 Гц/с.
Таким образом, чем больше величина заданной уставки ССЧ, при равных
задержках времени срабатывания, тем больше снизится текущая частота и ССЧ.
Значит, устройство АЧРС1 при заданной уставке ССЧ = 2,2 Гц/с сработает при
большем отклонении частоты - на 0,66 Гц. В то же время, при заданной уставке
ССЧ = 0,8 Гц/с и той же задержке времени, устройство АЧРС1 сработает при
отклонении частоты на 0,24 Гц. Это значит, что для повышения чувствительности
устройств АЧРС и ускорения их действия в аварийной ситуации, уставки
очередей АЧРС желательно задавать близкими к 1 Гц/с.
Ранее было отмечено, что уставки ССЧ принято рассчитывать с учетом
конкретных параметров сети, оборудования электростанций, состава нагрузки и
максимально возможных дефицитов активной мощности, поэтому они могут
существенно отличаться для различных объединений или энергосистем.
В таких условиях, можно рекомендовать только примерную градацию
расчетных уставок ССЧ для применения:
- в энергетических объединениях - (0,3 - 0,7) Гц/с;
- в отдельных энергосистемах - (0,8 - 1) Гц/с;
- в отделившихся частях энергосистем -(1,2-1,8) Гц/с.
Приведенная примерная градация не может быть каноном или догмой, а
скорее, лишь тенденцией изменения уставок ССЧ для устройств АЧРС, в
зависимости от указанных выше параметров энергетических объектов.
Способ 2. Это возможный способ задания уставок ССЧ, применяемый, как
правило, при использовании в энергосистеме, варианта распределения объемов
нагрузки по очередям АЧР1 - равномерного снижения (таблица 7.8.).
При неравенстве объемов нагрузки всех задействованных ступеней АЧРС,
исходя из необходимости отключения максимальных нагрузок в начале частотно-
245

Глава 7. Частотные разгрузки и блокировки по скорости снижения частоты
го переходного процесса, уставки ССЧ очередей должны быть возрастающими, в
порядке их следования. Поскольку, в начале частотного переходного процесса
должны отключаться очереди АЧР1 (или АЧРС) с максимальным объемом
нагрузки, необходимым условием этого способа выбора уставок ССЧ является
отключение объемов нагрузки в порядке очередей АЧР1.
Таблица 7.8. Действие устройств АЧРС (1,2 - 1,8) при большой начальной ССЧ.
Т,с
0,001
0,100
0,200
0,300
0,400
0,501
0,510
0,547
0,583
0,601
0,621
0,701
0,801
0,901
1,002
1,034
/Гц
50,000
49,726
49,454
49,189
48,930
48,676
48,654
48,570
48,496
48,463
48,427
48,302
48,149
47,999
47,851
47,805
dfdt
0,000
-2,758
-2,687
-2,618
-2,551
-2,485
-2,479
-2,254
-2,027
-1,805
-1,796
-1,548
-1,513
-1,480
-1,446
-1,436
АЧРС, АЧР1,
очереди
АЧРС1 1,01
АЧРС2 1,02
АЧРСЗ 1,03
АЧРС4 1,04
АЧР1 1,05
J пуска
49,7
49,6
49,5
49,4
/уст АЧР
48,6
J уставки
АЧРС
1,2
1,4
1,6
1,8
ZM уСТ
АЧРС
0,2
0,2
0,2
0,2
At АЧР
0,3
Это условие обеспечивается применением обратной (нетрадиционной)
ориентации значений выбранных уставок ССЧ - повышение значений уставок ССЧ
сверху вниз. В случае равномерного снижения объемов очередей, когда первые
очереди АЧР1 могут существенно отличаться по объему, при желании или
необходимости применения максимального отключения нагрузки в начале частотного
переходного процесса, можно выстроить уставки по ССЧ таким образом, чтобы
при большом дефиците мощности они всегда работали в заданном порядке
очередей АЧРС. Первые 4-е очереди АЧР1 со снижающейся мощностью отключаемой
нагрузки (равномерное снижение объемов) заведены под уставки ССЧ с частотой
пуска снижающейся в диапазоне 49,7 - 49,4 Гц с интервалом 0,1 Гц.
При этом уставки ССЧ имеют нетрадиционную ориентацию повышения
сверху вниз в диапазоне 1,2 - 1,8 Гц/с интервалом 0,2 Гц/с.
В таком случае устройства АЧРС всегда будут действовать в порядке
следования очередей АЧР1, поскольку при небольшом дефиците мощности (малой
начальной скорости снижения частоты) будут действовать устройства АЧРС с
уставкой ССЧ - 1,2 Гц/с, а при большем дефиците активной мощности будут
последовательно подключаться устройства АЧРС с большими уставками ССЧ.
Способ 3. Это самый простой, одинарный способ задания уставок ССЧ (по
меткому выражению практических инженеров - пьяный: задал одну общую
уставку ССЧ для всех очередей и хоть трава не расти), не требующий определен-
246

Глава 7. Частотные разгрузки и блокировки по скорости снижения частоты
ных технических и математических знаний. Этот искусственно грубый способ,
может применяться при использовании в энергосистеме любого варианта
распределения объемов нагрузки по очередям АЧР1, поскольку при таком задании
уставок ССЧ, он в любом случае отключает нагрузки в порядке следования верхних
(максимальных) очередей АЧР1.
Оригинальность и простота одинарного способа задания уставок ССЧ для
выделенных верхних очередей АЧР1 выполняется:
- традиционным заданием частоты пуска, постепенно снижающейся с 49,7 Гц с
интервалом 0,1 Гц;
- заданием только одной (меньшей) уставки ССЧ, которая определяется по
зависимости ССЧ от дефицита активной мощности (таблица 7.9.).
Таблица 7.9. Пример расчета действия устройств АЧРС (1,2 Гц/с)
(при большой начальной ССЧ - 2,76 Гц/с )
Т,с
0,001
0,100
0,200
0,300
0,400
0,501
0,510
0,547
0,583
0,601
0,621
0,701
0,801
0,901
1,002
1,034
F, Гц
50,000
49,726
49,454
49,189
48,930
48,676
48,654
48,570
48,496
48,463
48,427
48,302
48,149
47,999
47,851
47,805
dfdt
0,000
-2,758
-2,687
-2,618
-2,551
-2,485
-2,479
-2,254
-2,027
-1,805
-1,796
-1,548
-1,513
-1,480
-1,446
-1,436
АЧРС, АЧР1,
очереди
АЧРС1 1,01
АЧРС2 1,02
АЧРСЗ 1,03
АЧРС4 1,04
АЧР1 1,05
J пуска
49,7
49,6
49,5
49,4
/устАЧР
48,6
J уставки
АЧРС
1,2
1,2
1,2
1,2
/м уСТ
АЧРС
0,3
0,3
0,3
0,3
AtA4P
0,3
Например, в выше указанной таблице 7.1 "Зависимости ССЧ от дефицита
мощности и момента инерции", легко и просто определяется, что начальная
скорость снижения частоты - 1,2 Гц/с, проявляется при дефиците активной
мощности, равном 25 %.
Задание одной и той же уставки ССЧ - 1,2 Гц/с, в четырех верхних очередях
АЧР1 означает, что при дефиците активной мощности 25 % отключится нагрузка
2-3 очередей АЧРС в порядке их следования (в соответствии с отработкой
частоты пуска). А при увеличенном дефиците активной мощности (более 25 % от
потребления) - всегда будут последовательно срабатывать все очереди АЧРС.
Таким образом, при задании уставок ССЧ по способам 7 и 2, момент
действия устройств АЧРС определяется значением соответствующего дефицита
мощности, т.е. устройства сами определяют, при каком значении дефицита
активной мощности и в каком порядке они должны работать. При задании уставок ССЧ
247

Глава 7. Частотные разгрузки и блокировки по скорости снижения частоты
по способу 3, выбором одной общей уставки ССЧ, сразу назначается при каком
дефиците мощности должно начинаться последовательное действие
установленных устройств АЧРС, в заданном порядке.
Обобщение полученных результатов расчетов предоставляет возможность
разнообразного формирования различной глубины подключения последующих
очередей АЧР1 к уставкам по ССЧ и оптимизации объемов АЧР1-АЧРС.
Наиболее полным и совершенным вариантом формирования
стабилизирующей системы АЧР1-АЧРС является подключение всех 11-и очередей
адаптированной АЧР1 к ступеням АЧРС. При этом, в любом случае, должно соблюдаться
правило, чтобы каждая ступень частоты пуска схем измерения ССЧ была
примерно на 0,5 Гц выше уставки частоты подключаемой очереди АЧР1
(/пуск =/ачр + 0,5 Гц).
Таким образом, рабочие уставки ССЧ очередей АЧРС должны быть
отстроены от уставок очередей АЧР1 по отклонению частоты в энергосистеме. Следует
отметить, что неправильный выбор уставки ССЧ приводит либо к ложному
срабатыванию реле, либо к недостаточной чувствительности срабатывания.
В практических расчётах принято считать наиболее реально возможной
аварией по отклонению частоты в энергосистеме с дефицитом мощности не
превышающим 15 - 20 % от потребления. При таких авариях начальная скорость
снижения частоты составляет/'min = (0,5 - 0,9) Гц/сек, что является нижним пределом
уставок ССЧ. Аварийные ситуации с дефицитом активной мощности 30 - 40 %
являются максимально возможными для устройств АЧР1, при ССЧ не выше 2 - 2,2
Гц/с. Даже, при максимальных расчетных дефицитах мощности, превышающих
это значение, наиболее частые реальные дефициты мощности чаще всего не
достигают предельных допустимых значений. Поэтому, считалось, что такие
варианты протекания переходного процесса достаточно редки и не должны
рассматриваться при выполнении устройств АЧР1 [74]. Рассмотренные примеры
показали, что такие режимы устранимы применением уставок ССЧ - 1,8 Гц/с и ниже.
7.2.3. Комбинированная система АЧР-АЧРС.
Комбинированная система АЧР-АЧРС выполняется при гибридном
соединении настройки параметров:
- дублирующей системы, ускоряющей действие по времени срабатывания
устройств АЧР1-АЧРС и одинаковой частоте пуска;
- стабилизирующей системы, ускоряющей действие групповым срабатыванием
устройств АЧР1 и частоте пуска АЧРС.
Как и в дублирующей системе, применение комбинированной системы АЧР-
АЧРС возможно только в энергосистемах с сохранившимися замедленными
задержками времени срабатывания устройств АЧР1 - не ниже 0,5 с, для повышении
эффекта ускорения на срабатывание очередей по времени - не менее 0,3 с.
Как и в стабилизирующей системе, в комбинированной системе АЧР-АЧРС
применяются те же уставки частоты пуска схем измерения ССЧ - 49,7 Гц и ниже,
с разницей между уставками частоты АЧР1 - около 0,5 Гц (/щск =/ачр + 0,5 Гц).
248

Глава 7. Частотные разгрузки и блокировки по скорости снижения частоты
Значения уставок ССЧ в комбинированной системе АЧР-АЧРС, для
ускорения на срабатывание по частоте - не менее 0,5 Гц, могут устанавливаться:
- по основному способу 1 (снижение уставок ССЧ сверху вниз);
- по обратному способу 2 (повышение уставок ССЧ сверху вниз);
- по способу 3, с одинаковой уставкой ССЧ для всех очередей АЧРС.
Суммарный эффект ускорения отключения нагрузки устройствами
комбинированной системы АЧР-АЧРС достигается как ускорением действия по времени
срабатывания устройств АЧР1 и АЧРС, так и ускорением действия по частоте их
срабатывания.
7.4. Выбор уставок ССЧ для отдельной подстанции (АЧР-АЧРС).
В предыдущем разделе показаны возможные колебания мощности и частоты
на подстанции дефицитной энергосистемы, возникающих при аварийной
ситуации в питающей сети высокого напряжения. В достаточной мере объяснено, что
одним из основных факторов решения такой проблемы, является необходимость
применения устройств частотной разгрузки по скорости снижения частоты.
Для примера, рассмотрим принципиальную схему аварийной ситуации с
потерей основного питания при отключении линии электропередачи высокого
напряжения, которое создало острый дефицит активной мощности для типовой
подстанции, на одном из присоединений которой расположена местная ТЭЦ. По
технологии производства, эта ТЭЦ должна быть успешно выделена на примерно
сбалансированную нагрузку района и собственных нужд (рис. 7.7.).
70
МВт
Ида*1д6д
30
МВт
20
МВт
15
МВт
35
МВт
140
МВт .
30
МВт
30
МВт
10
МВт
40
МВт
Рис. 7.7. Нагрузки присоединений подстанции с действием АЧР1.
Таким образом, в энергосистеме с адаптированной системой АЧР с
аварийным действием в диапазоне частоты 49,2 - 48,2 Гц, стоит практическая задача:
249

Глава 7. Частотные разгрузки и блокировки по скорости снижения частоты
- 4-е верхних очереди АЧР1 (нагрузка каждой 5 %) подключить под действие
устройств стабилизирующей системы АЧРС, с заданием уставок ССЧ по
способу 1 (традиционное снижение сверху - вниз);
- обеспечить эффективное действие очередей АЧРС при глубоких дефицитах
мощности (свыше 30 %, вплоть до явления лавины частоты);
- обеспечить эффективное выделение местной ТЭЦ устройствами ЧДАС (по
скорости снижения частоты), в любой аварийной ситуации, даже при
возникновении лавины частоты в энергосистеме.
Ускорение действия АЧР1 устройствами АЧРС.
Для определения исходных данных небаланса мощности на подстанции, при
расчете ССЧ, может быть использован любой замер нагрузки: зимний, летний,
промежуточный или фактический, но в любом случае, полученный первичный
результат должен быть проверен для зимних и летних нагрузок энергосистемы.
Например, в режиме зимних нагрузок энергосистемы, суммарная нагрузка
присоединений подстанции 210 МВт и генерация местной ТЭЦ - 140 МВт.
Суммарный дефицит генерации на подстанции сбалансирован мощностью 70 МВт по
AT связи ВН (присоединения с темными выключателями - не задействованы под
действие устройств АЧР).
При отключении линии электропередачи высокого напряжения или AT
связи, на 2-х присоединениях (№ 1 и № 8) схемы подстанции сработали устройства
токовой делительной автоматики (ТДА), которые сняли внешний переток
мощности и уменьшили суммарную нагрузку подстанции на 20 МВт (до 190 МВт). С
учетом суммарной нагрузки подстанции (190 МВт) и питающего потока
мощности по AT связи (70 МВт), расчетный суммарный дефицит активной мощности (в
%%), при отключении AT связи с подстанцией, составляет 36,8 %.
По таблице 7.1 (зависимость ССЧ от дефицита мощности) определяем, что
для ближайших дефицитов мощности 35 % и 40 % скорость снижения частоты,
соответственно, равна 1,62 Гц/с и 1,96 Гц/с. Таким образом, при
пропорциональном пересчете, дефициту мощности на подстанции соответствует аварийная
скорость снижения частоты - 1,79 Гц/с (округленно - 1,8 Гц/с).
Выполним проверочный расчет возможного значения частоты срабатывания
реле на отключение нагрузки, при максимальном значении частоты пуска схемы
измерения ССЧ (на 0,5 Гц выше первой очереди АЧР1), ССЧ =1,8 Гц/с и
суммарной задержке времени - 0,3 с (0,1 с - измерение ССЧ, 0,2 с - задержка времени на
срабатывание):
49,7 Гц - (1,8 Гц/с • 0,3 с) = 49,7 - 0,54 = 49,16 Гц -> отключение Рн.
Для сравнения проверим возможную реальную частоту срабатывания первой
очереди АЧР1 (49,2 Гц), которая подключается к действию первой очереди АЧРС,
в частотном переходном процессе при ССЧ =1,8 Гц/с:
49,2 Гц - (1,8 Гц/с • 0,3 с) = 49,2 - 0,54 = 48,66 Гц -> отключение Рн-
Уточненный результат показывает, что разность между расчетной частотой
срабатывания устройств АЧРС и АЧР1 составляет 0,5 Гц. Естественно, ведь в
обоих случаях, вычитаемые составляющие имеют одинаковые значения (0,54 Гц),
а отличаются только значения уменьшаемых составляющих, т.е. частоты пуска
250

Глава 7. Частотные разгрузки и блокировки по скорости снижения частоты
действия очередей АЧРС и подключаемых очередей АЧР1 (49,7 - 49,2 = 0,5 Гц,
49,6-49,1 = 0,5 Гц и т.д.).
Проведем комплексный расчет возможной частоты срабатывания 4-х
очередей АЧРС и АЧР1 при заданном способе снижения уставок ССЧ - на 0,2 Гц/с:
АЧРС АЧР1 (очередь)
49,7 Гц - (1,8 Гц/с • 0,3 с) = 49,7 - 0,54 = 49,16 Гц, 48,66 Гц (49,2 Гц);
49,6 Гц - (1,6 Гц/с • 0,3 с) = 49,6 - 0,48 = 49,12 Гц, 48,62 Гц (49,1 Гц);
49,5 Гц - (1,4 Гц/с • 0,3 с) = 49,5 - 0,42 = 49,08 Гц, 48,58 Гц (49,0 Гц);
49,4 Гц - (1,2 Гц/с • 0,3 с) = 49,4 - 0,36 = 49,04 Гц, 48,54 Гц (48,9 Гц);
Полученные результаты более эффективного действия очередей АЧРС на
более высоком уровне частоты сети, не могут быть догмой или наставлением.
Для увеличения чувствительности АЧРС и объема использования нагрузки
АЧР1, с учетом местных условий, можно уменьшить полученное значение и
принять начальную уставку ССЧ = 1 Гц/с и ниже, и выполнить подобный
комплексный расчет. В результате анализа полученных результатов, по местным условиям,
возможно, будет принят именно последний вариант выбора уставок ССЧ.
Естественно, что при большей ССЧ (например, 2,3 Гц/с и выше - лавина
частоты) отключение нагрузки очередей АЧРС произойдет на более низкой частоте.
Необходимо подчеркнуть, что при лавинной ССЧ (более 2,25 Гц/с) действие
устройств АЧР1, не может быть эффективным, поскольку, по своим техническим
характеристикам, они замедленно отключают нагрузку только вслед ускоренно
"улетающей" частоте.
Проведем комплексный анализ возможной частоты срабатывания устройств
АЧР-АЧРС при лавинной ССЧ, только для наиболее тяжелого случая - действия
последней (4-й) очереди АЧРС с пуском измерения ССЧ - 49,4 Гц (подключена
очередь АЧР1 - 48,9 Гц) и переменных значениях ССЧ - 2,5, 3,5 и 4,5 Гц/с:
АЧРС
49,4 Гц - (2,5 Гц/с ■ 0,3 с) = 49,4 - 0,75 = 48,65 Гц -> отключение Рн.
49,4 Гц - (3,5 Гц/с ■ 0,3 с) = 49,4 - 1,05 = 48,35 Гц -> отключение Рн.
49,4 Гц - (4,5 Гц/с ■ 0,3 с) = 49,4 - 1,35 = 48,05 Гц -> отключение Рн.
Таким образом, даже при лавинной ССЧ, созданной дефицитом мощности
55 - 57 %, действие устройств АЧР-АЧРС обеспечивает аварийное ускоренное
отключение нагрузки (20 - 30 % потребления) на достаточно высоких уровнях
частоты сети (до 48 Гц). Таким аварийным действием устройства АЧР-АЧРС
уменьшают ССЧ сети до уровней (около 1,5 Гц/с), достаточных для нормального,
последовательного и эффективного действия остальных очередей АЧР1 по
отклонению частоты (48,8 - 48,2 Гц).
Естественно, что подключение под действие устройств АЧРС всех очередей
АЧР1, т.е. создание полной системы АЧР-АЧРС в ОЭС Украины, сможет
полностью исключить частотные аварии, подобные авариям в 1996 г и 2001 г.
По имеющимся значениям нагрузки на каждом присоединении подстанции,
подбираем присоединения, у которых суммарная нагрузка, подключенная к
устройствам АЧР1, примерно равна (лучше, с небольшим избытком) расчетному
дефициту активной мощности. В даном случае, это будут номера присоединений:
251

Глава 7. Частотные разгрузки и блокировки по скорости снижения частоты
2-20 МВт, 3-15 МВт, 6-30 МВт и 7 - 10 МВт, суммарная мощность которых
составляет 75 МВт. Нагрузку очередей АЧР1 указанных присоединений,
независимо от их уставки по отклонению частоты, необходимо подключить под
действие устройств АЧРС с выбранными уставками ССЧ.
Полученные результаты расчетов ССЧ по зимним нагрузкам подстанции,
необходимо проверить подобными расчетами небаланса мощности при нагрузках
летнего замера и, при необходимости, скорректировать в ту или другую сторону.
Естественно, что на подстанциях без местной генерации, к действию устройств
АЧРС должна подключаться нагрузка всех очередей АЧР1.
Необходимо отметить, что чем на большем количестве подстанций
энергосистем в любой ОЭС, по подобной методике:
- тщательно просчитана балансировка нагрузки подстанций при отключении
питающих линий электропередачи;
- выбраны технически грамотные уставки по ССЧ устройств АЧРС;
- нагрузки АЧР1 соответствующих присоединений подстанций подключены под
действие устройств АЧРС;
тем больше будет обеспечена надежность работы энергосистем (ОЭС), а также
эффективность ликвидации системных и локальных частотных аварий.
7.5. Дополнительная автоматическая разгрузка (ДАР).
Быстрое и глубокое снижение частоты при неэффективном действии АЧР
может привести к последующему срабатыванию устройств ЧДА в зоне
неустойчивой работы турбогенераторов из-за снижения производительности механизмов
собственных нужд и ухудшения технологических параметров турбин. Такие
условия зачастую приводят к аварийному останову энергоблоков с полным
погашением отделившихся районов. Поэтому, нормативные документы по АЧР [1, 2]
требуют, чтобы снижение частоты в переходном процессе при любых дефицитах
мощности было, по возможности, минимальным.
Наиболее эффективным, по мнению авторов работ [27, 59, 68, 71, 74],
средством ликвидации аварийных ситуаций по частоте, при значительных локальных
дефицитах активной мощности, является быстрое отключение крупного объема
нагрузки в самом начале процесса снижения частоты (до действия АЧР)
устройствами дополнительной автоматической разгрузки (ДАР).
Глубокие снижения частоты при частотных авариях усугубляются
суммарными задержками времени (очередей АЧР1, самих реле частоты и выключателей),
которые приводят к запаздыванию срабатывания устройств АЧР по отклонению
частоты, т.е. их работе без существенного эффекта ликвидации большого
дефицита активной мощности. Поэтому дополнительная разгрузка должна быть
быстродействующей и срабатывать в начальные моменты процесса снижения частоты -
до начала работы устройств АЧР1.
ДАР осуществляет аварийное отключение потребителей по факторам
возникновения локального дефицита активной мощности, независимо от процесса
снижения частоты:
- при аварийной остановке или перегрузке генерирующих агрегатов (ДАРГ),
252

Глава 7. Частотные разгрузки и блокировки по скорости снижения частоты
- при отключении питающих линий (ДАРЛ) и силовых трансформаторов (ДАРТ),
- при изменении значения и направления мощности (ДАРНМ), тока и др.
При этом возможно применение устройств телеотключения, а также
устройств с пуском по ССЧ и с комбинированными пусками (по величине и
скорости снижения частоты, по одновременному снижению частоты и напряжения).
Мощность потребителей, подключаемых к устройствам ДАР, выбирается из
условия предотвращения снижения частоты ниже 48 Гц при ликвидации больших
дефицитов мощности района (узла) суммарным последовательным действием
устройств ДАР и АЧР1. Значение предельно-допустимого дефицита активной
мощности (АРгпр) зависит от постоянной механической инерции района, времени
отключения потребителей устройствами АЧР и ДАР. Она определяется
специальными расчетами (при отсутствии расчетных данных принимается Д РГДФ = 0,45).
Расчет минимального объёма дополнительной разгрузки:
АР -АР
р и г г^
др~ ' 1-АР
г,пр
В отдельных случаях допускается подключение одних и тех же потребителей
к устройствам дополнительной разгрузки и устройствам системы АЧР. При этом
объём частотной разгрузки (АЧР1 и АЧРП) должен удовлетворять требованиям
ликвидации общесистемных дефицитов активной мощности.
При возможных больших локальных дефицитах активной мощности
рекомендуется применение устройств дополнительной автоматической разгрузки по
скорости снижения частоты (ДАРС).
7.6. ДАР по скорости снижения частоты (ДАРС).
ДАРС - это дополнительное автоматическое устройство по ССЧ
(одноступенчатое или мало ступенчатое), которое обеспечивает, при больших дефицитах
мощности, ускоренное отключение крупного объема нагрузки в самом начале
процесса снижения частоты. Этим обеспечивается резкое уменьшение ССЧ и
дальнейшее, эффективное действие устройств АЧРГ
Раньше промышленностью не выпускались реле, реагирующие на ССЧ
(непосредственное измерение скорости). Поэтому рекомендовалось на базе
обычных реле частоты и реле времени выполнять схему косвенного измерения ССЧ
[71, 74]. В такой схеме последовательно фиксировалось срабатывание двух реле
частоты с разными уставками частоты срабатывания (f\ и/>) в пределах заданного
граничного интервала времени t.
Таким образом, уставка ССЧ -/' определялась, как разность начальной
(пусковой) и конечной частоты за заданный интервал времени, по формуле:
/' _ J\ ~ J2
Еще в 70-е годы прошлого века все авторы в книгах и журналах, из-за
отсутствия реле, реагирующих на ССЧ, 2-х релейный вариант косвенного
измерения ССЧ рассматривали как вынужденный, временный, бесперспективный
способ [74]. Такие устройства ДАРС по 2-х релейной схеме (на
полупроводниковых реле частоты РЧ-1) использовались, в некоторых энергосистемах ЕЭС
253

Глава 7. Частотные разгрузки и блокировки по скорости снижения частоты
СССР, при её работе (до конца марта 1985 г.) с пониженными уровнями
частоты - до 49 Гц [92]. Тот факт, что ДАРС не получила широкого
распространения, объясняется тем, что для этого требуется наличие:
- остродефицитных энергосистем или их частей и районов;
- необходимых объемов отключаемой нагрузки;
- надежных и достаточно точных реле частоты;
- методики с четкими рекомендациями по выбору уставок ССЧ.
Применение ДАРС рекомендуется при возможных аварийных дефицитах
активной мощности, создающих ССЧ более 2,2 Гц/с. Методика выбора уставок
ДАРС аналитическим и графическим методом [48] позволяет достаточно легко и
просто определить необходимые уставки частоты пуска устройств ДАРС, уставки
ССЧ и задержки времени на срабатывание, а также объемы отключаемой ими
нагрузки. Уставки ССЧ ДАРС должны быть отстроены от максимальных
дефицитов мощности (30 - 40 % от потребления) и составлять 1,2 - 1,8 Гц/с.
Уставка частоты пуска схемы измерения ССЧ, в зависимости от дефицита
мощности, должна быть выше частоты верхних очередей АЧР1 на 0,5 - 0,3 Гц.
Задержки времени на срабатывание устройств ДАРС, для отстройки от
несинхронных колебаний и коротких замыканий, должны составлять:
- при косвенном измерении ССЧ - 0,3 - 0,4 с;
- при непосредственном измерении ССЧ - 0,2 с, плюс 0,1 с на измерение ССЧ.
Объем нагрузки, отключаемой устройствами ДАРС, должен быть таким,
чтобы сразу уменьшить ССЧ до, допустимой для ликвидации оставшегося дефицита
мощности, устройствами АЧР1 по отклонению частоты. Такая комбинированная
разгрузка сохраняет свойства системы АЧР по самонастройке и позволяет более
высокие значения частоты в переходном процессе.
Устройства ДАРС не могут работать при общесистемном дефиците
мощности в объединении, из-за больших значений мощности на единицу снижения
частоты. Они могут работать только в остродефицитных энергосистемах, их частях,
районах или отдельных узлах нагрузки, поскольку, при относительно большом
местном дефиците мощности, ССЧ существенно выше, чем при общесистемном.
Применение высокоточных и надежных микропроцессорных реле частоты в
схемах ДАРС позволяет выполнять автономное отключение крупных узлов
нагрузки (подстанций или районов) без каналов телеотключения.
Двухступенчатое построение ДАРС необходимо в случаях возможных
аварийных схем отделения энергоузла или района с разными дефицитами активной
мощности. Разделение общего объема, нагрузки потребителей, подключаемой к
ДАРС, на ступени, позволяет дифференцированно отключать соответствующий
объем нагрузки в зависимости от возникшего дефицита мощности.
Максимальный дефицит мощности, при котором требуется применение
уставок ССЧ [18, 36, 48], должен составлять более 40 % от потребления
энергосистемы (ОЭС), т.е. при начальной ССЧ / 'макс выше 2,2 Гц/с.
Под действие ДАРС желательно подключать отдельную нагрузку. При
подключении к устройствам ДАРС нагрузки, задействованной в АЧР по отклонению
частоты, объём АЧР должен быть увеличен до мощности, обеспечивающей
ликвидацию дефицита мощности более 20 % от потребления.
254

Глава 7. Частотные разгрузки и блокировки по скорости снижения частоты
Необходимость подключения под действие устройств ДАРС больших
дополнительных объёмов нагрузки потребителей довольно затруднительна в небольших
локальных районах или узлах нагрузки. Поэтому, в практических условиях часто
приходится выполнять допустимое дублирование действия противоаварийных
мероприятий, т.е. ввод под действие устройств ДАРС нагрузок, отключаемых по
каналам управления существующих автоматик, например, САОН, ПА и местных
автоматик разгрузки.
7.7. Блокировки по скорости снижения частоты (БССЧ)
действия устройств АЧР.
Известно, что в отдельных энергосистемах или их частях, снижение частоты
может происходить только при системных или локальных дефицитах активной
мощности, которые должны ликвидировать устройства системы АЧР,
В отдельных узлах или частях энергосистем, с незначительной
установленной мощностью нагрузки потребителей, снижения частоты и скорости ее
снижения могут происходить:
- с синхронными изменениями, при дефицитах активной мощности,
- с несинхронными изменениями, при временном отключении подстанций с
двигателями или синхронными компенсаторами в циклах АПВ и АВР при выбеге
двигательной нагрузки (рис. 7.8).
О 1 2 3 t,c
Рис. 7.8. Изменение частоты и напряжения при отключении
подстанций 110кВи35кВс комбинированной нагрузкой.
Во время паузы АПВ линии, трансформатора или АВР секционного
выключателя несинхронные изменения частоты и скорости её снижения на шинах
подстанции после ее отключения определяются:
- объемами нагрузки потребителей и соотношениями реактивной составляющей
нагрузки временно отделившихся районов или узлов;
- постоянной времени механической инерции синхронных компенсаторов,
двигателей и приводимых механизмов [74].
Поэтому, напряжение на шинах подстанции исчезает не сразу, а некоторое
время поддерживается вращающимися по инерции синхронными компенсаторами
80
60
40
20
255

Глава 7. Частотные разгрузки и блокировки по скорости снижения частоты
и двигателями. В то же время, частота на подстанции постепенно снижается, в
соответствии с увеличением торможения этих агрегатов.
Асинхронные двигатели могут поддерживать напряжение на шинах
подстанции выше (0,4 - 0,5) UHOM в течение времени до I с, а синхронные двигатели и
компенсаторы - в течение нескольких секунд.
Комплексная нагрузка временно обесточенной подстанции, включает в себя
активную нагрузку (освещение и т.д.), синхронные компенсаторы, различные
виды двигателей и приводимых механизмов, отличающихся загрузкой,
постоянными механической инерции и другими параметрами. Поэтому, характер изменения
частоты и напряжения на шинах такой подстанции определяется процессом
группового выбега подключенных к этим шинам агрегатов, зависит от большого числа
факторов и может быть различным.
Как видно из рисунка 7.8, при выбеге двигателей и синхронных
компенсаторов могут излишне срабатывать быстродействующие очереди АЧР1 на
присоединениях подстанции. В таких условиях, для предотвращения излишних
срабатываний устройств АЧР, их задержка времени должна быть такой, чтобы они не
успевали сработать, пока остаточное напряжение не снизится до 30 - 40 %
номинального, при котором действие реле частоты автоматически блокируется. Этим
условиям удовлетворяют задержки времени АЧРП, устройства которой следует
устанавливать на подстанциях, где возможен выбег двигателей и компенсаторов в
паузах АПВ и АВР.
Однако, поскольку подстанций, в состав нагрузки которых входят двигатели,
большинство и, естественно, на них приходится устанавливать и
быстродействующие очереди АЧР1 с малыми задержками времени. Поэтому, в практике
эксплуатации для предотвращения излишних срабатываний АЧР в паузах АПВ и АВР,
применяются специальные блокировки по скорости снижения частоты.
Естественно, что в таких случаях могут возникать несинхронные колебания
разных гармонических составляющих частоты с различными максимальными
значениями скорости её изменения (до 10 Гц/с и выше) и длительности
импульсов. При этом, определенные максимальные значения скорости снижения частоты
и длительности импульсов, могут быть допустимыми или недопустимыми для
успешной работы устройств, различных видов частотной разгрузки или противо-
аварийной автоматики.
Например, для быстродействующих устройств АЧР1 и ЧДА, недопустимыми
могут быть несинхронные колебания разных гармонических составляющих
частоты со скоростью ее изменения более 2,3 Гц/с и длительностью 0,2 -0,3 с, в таких
условиях, возможна ложная работа этих устройств (рис. 7.9).
В то же время, для медленно действующих устройств АЧРП с задержками
времени на срабатывание более 3 - 5 с, такие условия являются вполне
допустимыми для их нормальной работы. Больше того, для устройств АЧРП с большими
задержками времени на срабатывание, допустимы несинхронные колебания
разных гармонических составляющих частоты со скоростью её изменения даже 5
Гц/с и более.
256

Глава 7. Частотные разгрузки и блокировки по скорости снижения частоты
Рис. 7.9. Зона действия различных автоматик при разных значениях ССЧ.
Условия несинхронных колебаний разных гармонических составляющих
частоты с большой скоростью их изменения, вполне допустимы также для
автоматик, действующих по изменению других параметров, например, по изменению
направления тока или мощности.
Общее графическое отображение зон действия различных частотных
автоматик и технологических мероприятий при разных значениях скорости снижения
частоты (до 20 Гц/с) показано на рисунке, где четко выделены две главные зоны
возможного действия:
- зона эффективного действии устройств АЧР, при ССЧ не выше 2,2 Гц/с;
- зона неэффективного действии устройств АЧР, при ССЧ - 2,5 Гц/с и выше.
В свою очередь, зона неэффективного действии устройств АЧР, в пределах
скорости снижения частоты от 2,5 Гц/с до 10 Гц/с, разделяется на:
- зону возможной блокировки действия устройств АЧР1 по ССЧ - 2,5 - 5 Гц/с;
- зону возможного ввода технологических мероприятий - выше 5 Гц/с.
257

Глава 7. Частотные разгрузки и блокировки по скорости снижения частоты
Для предотвращения отключений потребителей действием АЧР1, при
значительной аварийной ССЧ, на соответствующих присоединениях применяются
следующие противоаварийные мероприятия:
а) технологические (при аварийной ССЧ > 5 Гц/с):
- установка устройств АЧР с большей выдержкой времени (АЧРП);
- установка устройств АЧР с действием ЧАПВ;
- снижение времени действия устройств АПВ и АВР;
- ввод автоматик по изменению значений и направления мощности, тока;
б) блокировочные (при аварийной ССЧ < 5 Гц/с):
- блокировки, запрещающие действие АЧР1 при прекращении питания: по
исчезновению или изменению направления тока (более простые и надежные) или
мощности на линиях питания или трансформаторах;
- блокировки, запрещающие действие АЧР1 по различию протекания процессов
снижения частоты и напряжения и при выбеге синхронных двигателей.
Наклонные линии ССЧ 10 и 20 Гц/с, показаны на рисунке для общего
представления, но не могут быть расчетными по электрическому режиму, поскольку:
- при частоте 46 Гц и ниже, на реакторах ВВЭР-LOOO аварийно включается
режим АВСН с их отключением от сети и разгрузкой для питания механизмов СН,
а турбоагрегаты ТЭС, действием ЧДА выделяются на район нагрузки и СН;
- при дальнейшем снижении частоты срабатывают технологические защиты
турбин ТЭС и аварийные защиты реакторов АЭС с их отключением и разгрузкой.
Устройства системы АЧР должны быть постоянно включены, в состоянии
технической и эксплуатационной готовности и их действие при частотных
авариях может блокироваться только по условиям местных режимов энергосистем.
Блокировки устройств АЧР1 по скорости снижения частоты (БССЧ)
используются для предотвращения действия устройств АЧР1 при возможном выбеге
двигательной нагрузки. Они выполняются по типовым схемам для устройств АЧР
с возможностью использования:
- одной уставки МПРЧ с непосредственным измерением ССЧ;
- двух одноуставочных реле частоты или двух каналов многоуставочных МПРЧ
(при косвенном измерении ССЧ).
Для отечественных МПРЧ с программным непосредственным измерением
ССЧ, устанавливается: уставка частоты пуска схемы, уставка ССЧ и уставка
времени (с учетом задержки времени не менее 0,1 с, которая конструктивно
закладывается в реле, в программу измерения ССЧ).
7.7.1. Методика выбора уставок блокировки по ССЧ.
Основой методики выбора уставок блокировки по ССЧ (БССЧ) при выбеге
двигательной нагрузки является замер возможной аварийной ССЧ на данном
присоединении, а также определенные технические пределы и ограничения.
1. Данные таблицы 7.1. и рис. 7.9. показывают, что гарантированная зона
действия устройств АЧР1 (при допустимом дефиците активной мощности - не
более 40 % от потребления), определяется диапазоном ССЧ = (0,3 - 2,2) Гц/с.
258

Глава 7. Частотные разгрузки и блокировки по скорости снижения частоты
Логично, что для лучшей селективности отстройки, диапазон уставок ССЧ
блокировки должен быть выше конечного значения зоны гарантированного
действия АЧР и, в то же время, меньше начальных значений аварийной ССЧ.
В практической эксплуатации, уставки ССЧ [74], для блокировки
быстродействующих очередей АЧР1 при выбеге двигательной нагрузки, выбираются в
диапазоне возможной скорости снижения частоты:
- для синхронной нагрузки - 2,5 Гц/с,
- для асинхронной нагрузки - 5 Гц/с.
Для лучшей отстройки от уставок АЧР1, с учетом времени измерения ССЧ и
успешной работы, как правило, уставки БССЧ не должны превышать 3,5 Гц/с.
В практике, в зависимости от преобладания асинхронной или синхронной
нагрузки присоединений, для блокирования на более высокой рабочей частоте
(выше уставки частоты АЧР1), рекомендуются уставки по ССЧ (2,3 - 3) Гц/с, с
задержкой времени на срабатывание 0,2 - 0,3 с,
Основные общие зоны действия разных устройств по рекомендованным
значениям ССЧ показаны в таблице 7.10.
Таблица 7.10. Основные зоны действия устройств по ССЧ.
АЧР1 (ЧДА)
/■ = (0,3 - 2) Гц/с
Зона действия
БССЧ ТМ (технологические мероприятия)
/■ = (2,3 - 3) Гц/с
/' = 5 Гц/с и выше
2. Уставка частоты пуска (/щека) схемы измерения ССЧ, для улучшения
отстройки от уставки частоты блокируемых устройств АЧР (ЧДА), должна быть
выше её, не менее чем на 0,2 Гц, но не превышать 49,7 Гц.
3. Уставка времени (/), для отстройки от возможной "затянутой"
длительности амплитуды несинхронной модуляции частоты при в сети, должна быть:
- при косвенном измерении ССЧ, не выше 0,2 - 0,3 с;
- при непосредственном измерении ССЧ с учетом программного измерения ССЧ
за 0,1 с, не выше 0,2 - 0,3 с.
4. Уставка конечного измерения частоты (/кон) при косвенном измерении ССЧ
определяется разностью между уставкой частоты пуска схемы/пуСК и диапазоном
снижения частоты при заданной ССЧ/' в заданном времени измерения t:
/кон ~~ /щек ~~ (/ " *)■
По такой же формуле определяется и возможная частота срабатывания
устройства БССЧ при непосредственном измерении ССЧ.
Пример выбора уставок БССЧ для устройства АЧР1 - 49,2 Гц/0,3 с.
При заданных параметрах устройства БССЧ:
- уставка ССЧ/' = 2,3 Гц/с;
- суммарная задержка времени t = 0,2 с;
- частота пуска схемы ССЧ/ЩЧЖ = 49,2 + (2,3 • 0,2) = 49,2 + 0,46 = 49,7 Гц;
Проверим, на каком уровне частоты должна бы сработать очередь АЧР1 -
49,2 Гц/0,3 с, при ССЧ = 2,3 Гц/с:
/сраб =/нуск - (Г • 0 = 49,2 - (2,3 • 0,3) = 49,2 - 0,69 = 48,51 Гц.
259

Глава 7. Частотные разгрузки и блокировки по скорости снижения частоты
Расчетная конечная уставка частоты (при косвенном измерении ССЧ) или
возможная частота срабатывания БССЧ (при непосредственном измерении ССЧ)
будет равна /кон =/щск -(/"'■ t) = 49,7 - (2,3 • 0,2) = 49,7 - 0,46 = 49,24 Гц.
Таким образом, при заданных параметрах защищаемая АЧР1 (49,2 Гц/0,3 с)
не успеет отработать и устройство БССЧ успешно заблокирует её действие.
Пример выбора уставок БССЧ для устройства АЧР1-АЧРС - 48,3 Гц/0,3 с.
При заданной скорости снижения частоты/' = 1 Гц/с за время 0,2 с, уровень
частоты должен снизиться на (1,0 • 0,2) = 0,2 Гц.
Для эффективного действия АЧРС, ее частота пуска должна превышать
уставку АЧР1 по отклонению частоты на 0,2 Гц и более (чем > ССЧ, тем >
запас).
Поэтому, для АЧРС минимальный пуск/^ж = 48,3 + 0,2 = 48,5 Гц, а с запасом
0,2 Гц выбираем/щск = 48,7 Гц.
/кон =/пуск-(/'• t) = 48,7 -(1 • 0,2) = 48,7 -0,2 = 48,5 Гц.
Для БССЧ АЧРС с/' = 2,5 Гц/с и 0,2 с снижение частоты (2,5 • 0,2) = 0,5 Гц,
минимальный пуск/р,ск = 48,7 + 0,5 = 49,2 Гц, а с запасом выбираем/щск = 49,7 Гц.
/он =/нуск - (Г- О = 49,7 - (2,5 • 0,2) = 49,7 - 0,5 = 49,2 Гц.
Пример выбора уставок БССЧ для устройства ЧДА - 47,5 Гц/0,3 с.
При заданных параметрах устройства БССЧ:
- уставки ССЧ/' = 2,3 Гц/с;
- суммарной задержки времени t = 0,2 с (для ускорения блокировки).
- пуск схемы измерения ССЧ/пуСК = 47,5 + (2,3 • 0,2) = 47,5 + 0,46 = 48 Гц;
Проверим, на каком уровне частоты должно бы сработать устройство ЧДА -
47,5 Гц/0,3 с при скорости снижения частоты 2,3 Гц/с:
/сраб =/нуск - (Г • 0 = 47,5 - (2,3 • 0,3) = 47,5 - 0,69 = 46,81 Гц.
Конечная уставка частоты (при косвенном измерении ССЧ) или возможная
частота срабатывания БССЧ (при непосредственном измерении ССЧ) будет равна
/он =/нуск -(/■'■ 0 = 48 - (2,3 • 0,2) = 48 - 0,46 = 47,54 Гц.
Анализ результатов показывает, что при заданных параметрах действие
защищаемой ЧДА (47,5 Гц/0,3 с) будет успешно заблокировано устройством БССЧ.
Табличный выбор уставок БССЧ.
Для удобства выбора уставок скорости снижения частоты устройств БССЧ, в
практике применяется специальная таблица, где уже определена разность между
уставкой пуска схемы измерения ССЧ и конечной уставкой срабатывания в
зависимости от заданной задержки времени срабатывания (таблица 7.11).
Таблица 7.11. Зависимость разности уставок частоты от ССЧ и времени при
1 косвенном измерении скорости снижения частоты.
/S Гц/с
t = 0,2 с
t = 0,3 с
2,3
0,46
0,69
2,4
0,48
0,72
2,5
0,50
0,75
2,6
0,52
0,78
2,7
0,54
0,81
2,8
0,56
0,84
2,9
0,58
0,87
3,0
0,6
0,9
3,1
0,62
0,93
3,2
0,64
0,96
3,3
0,66
0,99
260

Глава 7. Частотные разгрузки и блокировки по скорости снижения частоты
Таким образом, по таблице определяется произведение задаваемой ССЧ на
задержки времени 0,2 с и 0,3 cif^-i), которое отнимается от частоты пуска схемы
измерения ССЧ.
Например, выбор уставок БССЧ для устройства АЧР1 - 49,2 Гц при заданных
расчетных параметрах:
- частоты пуска схемы измерения ССЧ./пуСК = 49,2 + 0,5 = 49,7 Гц;
- уставки ССЧ/' = 2,3 Гц/с;
- суммарной задержки времени t = 0,3 с;
- произведение двух последних величин (по таблице 7.11) равно 0,69 Гц.
Проверим, на каком уровне частоты должна бы сработать очередь АЧР1 -
49,2 Гц, при заданной минимальной скорости снижения частоты - 2,3 Гц/с и
задержке времени на срабатывание - 0,3 с:
/сраб =/пуск -(/"'■ 0 = 49,2 - 0,69 = 48,51 Гц.
Селективное упреждающее действие устройств БССЧ может быть
обеспечено только при частоте их срабатывания выше частоты срабатывания защищаемой
очереди АЧР1. Проверим расчетную частоту срабатывания устройств БССЧ при
заданной частоте пуска схемы измерения ССЧ - 49,7 Гц и минимальной уставке
ССЧ-2,3 Гц/с.
При тех же исходных условиях, расчетная конечная уставка частоты (при
косвенном измерении ССЧ) или возможная частота срабатывания БССЧ (при
непосредственном измерении ССЧ), будет равна:
/кон =/пуск -(/"'■ 0 = 49,7 - 0,69 = 49,01 Гц.
В результате анализа таких простых расчетов получаем, что при заданных
одинаковых параметрах: значения скорости снижения частоты, задержке времени
на срабатывание блокировки, но при разных значениях:
- частоты пуска схемы измерения ССЧ - 49,7 Гц и пуска АЧР1 - 49,2 Гц;
задержка времени защищаемой очереди АЧР1 (49,2 Гц/0,3 с) не успеет отработать
и устройство БССЧ успешно заблокирует её действие на более высоком уровне
текущей частоты (на 0,5 Гц выше ее срабатывания).
Проверка допустимых значений уставок БССЧ.
Проведем расчетное исследование, как влияют увеличенные значения ССЧ
(2,5, 3, 3,5 и 4 Гц/с) на выходные параметры действия БССЧ для той же очереди
АЧР1 - 49,2 Гц (с расчетным срабатыванием на уровне частоты 48,51 Гц):
/он =/нуск -(/"'■ 0 = 49,7 - (2,5 • 0,3) = 49,7 - 0,75 = 48,95 Гц.
/он =./пуск - (Л 0 = 49,7 - (3 • 0,3) = 49,7 - 0,9 = 48,8 Гц.
/он =/нуск -(/"'■ 0 = 49,7 - (3,5 • 0,3) = 49,7 - 1,05 = 48,65 Гц.
/он =/нуск -(/"'■ 0 = 49,7 - (4 • 0,3) = 49,7 - 1,2 = 48,5 Гц.
Анализ расчетов показывает, что при последнем увеличенном значении ССЧ
(4 Гц/с), конечная частота срабатывания устройств БССЧ - на 0,01 Гц ниже
расчетной частоты срабатывания (48,51 Гц) очереди АЧР1 - 49,2 Гц и практический
смысл задания такой увеличенной уставки ССЧ является недопустимым.
При задании уставки ССЧ = 3,5 Гц/с, разность расчетной частоты
срабатывания устройств БССЧ всего лишь на 0,14 Гц выше расчетного значения частоты
срабатывания данной очереди АЧР1. Такое незначительное превышение частоты
261

Глава 7. Частотные разгрузки и блокировки по скорости снижения частоты
действия устройств БССЧ является рискованным и, не во всех случаях может
обеспечить, полную гарантию требуемой селективности действия БССЧ.
Поэтому, энергосистемы, в которых устройства БССЧ работают с уставками
ССЧ - 3,5 Гц/с и выше, должны до уровня гарантированной селективной
настройки (2,3 - 2,5 Гц/с, но не выше 3 Гц/с). Таким образом, простыми арифметическими
расчетами можно определить оптимальные уставки ССЧ в устройствах БССЧ для
блокировки действия любой очереди АЧР1 или ЧДА.
Следует подчеркнуть, что данная методика определения ССЧ для блокировки
действия АЧР1 и ЧДА, основана [74] на учете реальной начальной ССЧ при
выбеге близкой двигательной нагрузки присоединения - синхронной (2,5 Гц/с) или
асинхронной (5 Гц/с), указанных в самом начале этого раздела. Естественно, что
рекомендованные методикой уставки ССЧ (2,3 - 3 Гц/с) для устройств
блокировки, будут эффективно работать и при больших значениях ССЧ, заранее
предотвращая ложную работу защищаемых устройств автоматики.
В условиях практической действительности наблюдаются случаи
отключения присоединений с осциллограммами фиксированной начальной скорости
снижения частоты в пределах 18 - 22 Гц/с. Такое значение начальной ССЧ
естественно для присоединений, где мощность двигательной нагрузки составляет
незначительную часть суммарной нагрузки фидера. Например, на присоединениях
подстанций, обеспечивающих снабжение сельских потребителей и
сельскохозяйственное производство с относительно малой мощностью двигательной нагрузки.
Но это совсем не значит, что применительно к таким большим реальным
значениям ССЧ, необходимо разрабатывать устройства БССЧ для этого
присоединения, с рабочими уставками ССЧ - в пределах 8-10 Гц/с и задержкой времени на
срабатывание - 0,1 с.
Для доказательства проведем сравнительный арифметический расчет
возможного действия БССЧ при ССЧ 2,5 Гц/с и 10 Гц/с, при одинаковой частоте
пуска схемы определения ССЧ и соответствующих суммарных задержках времени на
срабатывание:
- заданная ССЧ 2,5 Гц/с, 10 Гц/с;
- частота пуска схемы ССЧ 49,7 Гц, 49,7 Гц;
- задержка времени (£Ссч + *рв) 0,1 + 0,2 с, 0,1+0,1 с;
- частота срабатывания БССЧ 48,95 Гц, 47,7 Гц.
Таким образом, при одинаковой частоте пуска схемы, устройство БССЧ с
заданной избыточной ССЧ =10 Гц/с сработает при частоте 47,7 Гц, т.е., на 1,25 Гц
ниже, чем устройство БССЧ с нормально заданной ССЧ = 2,5 Гц/с.
Но такое устройство БССЧ с заданной ССЧ =10 Гц/с, не будет работать при
всех меньших, более часто встречающихся значениях ССЧ - от 2,3 Гц/с до 9,9
Гц/с. Ведь со временем, на этом присоединении может измениться мощности
двигательной нагрузки в суммарной нагрузке присоединения. Например, при вводе в
эксплуатацию нового кирпичного или консервного завода, птицефабрики, фермы
и др. Такое повышение мощности двигательной нагрузки может существенно
снизить значение ССЧ на этом присоединении. В таких условиях, ранее
установленное устройство с уставкой ССЧ =10 Гц/с, не будет реагировать на меньшее
значение аварийной ССЧ.
262

/кон
/кон
/кон
/кон
/кон
/кон
—/щек "
—/щек "
—/щек "
—/щек "
—/щек "
—/щек "
-(/"'■
-(/"'■
-(Г
-(Г
-(Г
-(Г
■о
■о
■о
■о
■о
■о
Глава 7. Частотные разгрузки и блокировки по скорости снижения частоты
В то же время, устройства БССЧ с заданными уставками ССЧ = 2,3 - 2,5 Гц/с,
будут работать не только на своей уставке ССЧ, но и при любых, более высоких
значениях. Более обстоятельный анализ результатов расчетов показывает, что
большое влияние на конечный результат оказывает не только значение заданной
ССЧ, но и значение заданной задержки времени на срабатывание БССЧ.
Проверка допустимых значений уставок времени БССЧ.
Проведем расчетное исследование, как влияет снижение рекомендованной
суммарной задержки времени срабатывания БССЧ - 0,3 с до 0,2 с, на конечные
параметры действия устройств БССЧ для той же очереди АЧР1 - 49,2 Гц (с
расчетным срабатыванием на уровне частоты 48,51 Гц):
/кон =/щек - (Л 0 = 49,7 - (2,5 • 0,2) = 49,7 - 0,5 = 49,2 Гц.
49,7 - (3 ■ 0,2) = 49,7 - 0,6 = 49,1 Гц.
49,7 - (3,5 • 0,2) = 49,7 - 0,7 = 49 Гц.
49,7 - (4 • 0,2) = 49,7 - 0,8 = 48,9 Гц.
49,7 - (4,5 • 0,2) = 49,7 - 0,9 = 48,8 Гц.
49,7 - (5 • 0,2) = 49,7 - 2 = 48,7 Гц.
49,7 - (5,5 • 0,2) = 49,7 - 1,1 = 48,6 Гц.
Анализ результатов расчетов показывает, что при снижении суммарной
задержки времени устройств БССЧ на 0,1 с, естественно, значение конечной
частота срабатывания устройств БССЧ, удовлетворяется даже при задании уставок
скорости снижения частоты - 5 - 5,5 Гц/с. Действие высокоточных и надежных
МПРЧ, типа украинских УРЧ-ЗМС, позволяет добиться такой предельной
возможности задания задержки времени.
Однако, в практической действительности не стоит рисковать возможной
ложной работой устройств АЧР1 (ЧДА), поскольку такая задержка времени
срабатывания устройств БССЧ, не удовлетворяет требованию предельно допустимой
длительности колебаний при асинхронных режимах и синхронных качаниях
частоты в энергосистеме - 0,25 с [74].
Справедливость такого утверждения доказана практическим примером
частотной аварии в Южной части ОЭС Украины (2001 г.). В аварийных условиях,
при затянутом (по длительности колебаний) асинхронном режиме, в зоне
действия маломощной электростанции сработали некоторые устройства АЧР1 с
минимальной задержкой времени - 0,2 с. После аварийного отключения
прилегающей линии, ЭЦК асинхронного режима перешел на следующую линию по
направлению питания дефицитной части энергосистемы. При сильном перегрузе,
эта линия была автоматически отключена устройством АЛАР и ранее
отключенные устройства АЧР1 оказались в избыточной части ОЭС.
Следует подчеркнуть, что любые устройства противоаварийных автоматик,
для улучшения их чувствительности и селективности действия, должны
настраиваться (с запасом) на минимально допустимые уставки срабатывания, поскольку,
именно такой принцип ускорения действия автоматик, упреждает возможные
опасные развития аварий.
263

Глава 8. Частотное автоматическое повторное включение
Глава 8. ЧАСТОТНОЕ АВТОМАТИЧЕСКОЕ ПОВТОРНОЕ
ВКЛЮЧЕНИЕ
Аварийные отключения нагрузки устройствами АЧР (49,2 Гц и ниже),
выполняются при дефиците активной мощности в энергосистеме, превышающем
вращающийся резерв агрегатов электростанций [26, 27, 57, 59, 66, 68, 71, 74].
После вынужденных отключений нагрузки потребителей и ликвидации
аварийного состояния энергосистем, по требованиям бесперебойного
энергоснабжения потребителей, после восстановления допустимых параметров сети, все ранее
отключенные нагрузки, должны быть включены в нормальную работу.
8.1. Восстановление частоты и включение нагрузок потребителей
после действия АЧР.
Известно, что после ликвидации аварийного дефицита активной мощности
быстродействующими устройствами АЧР1, восстановление уровней частоты в
энергосистеме, происходит в результате действия медленно действующих
устройств АЧРП. В некоторых энергосистемах и районах, на работу устройств
АЧРП по восстановлению частоты до номинального (или исходного) уровня,
накладывается действие частотной автоматики ввода резервов (ЧАВР) мощности
ГЭС:
- автоматический ввод резервов мощности работающих гидроагрегатов;
- перевод агрегатов из режима СК в режим активной генерации;
- автоматический частотный пуск (АЧП) резервных гидроагрегатов.
Одновременно с работой автоматик ввода резервов ГЭС и ТЭС, во многих
случаях также возможны оперативные действия персонала по восстановлению
баланса мощности энергосистем. Срабатывание устройств АЧРП в процессе
самостоятельного или комплексного (с ЧАВР ГЭС и ТЭС), восстановления частоты
должно прекращаться при повышении частоты сети до уровня уставок возврата
устройств АЧРП (/уСТ + 0,1 Гц = 49,2 Гц) [27, 57, 59, 74].
Необходимо отметить, что при уровнях частоте выше уставок срабатывания
устройств АЧР1 и АЧРП возвращаются в исходное состояние готовности к работе
только сами реле частоты, а выключатели присоединений потребителей,
задействованных к этим устройствам, остаются в отключенном состоянии.
Включение питания присоединений потребителей, отключенных
устройствами системы АЧР, возможно только при достаточном повышении уровней
частоты сети энергосистем, действием соответствующих объемов устройств АЧРП и
ввода резервов мощности на электростанциях.
Технические мероприятия восстановления питания потребителей,
отключенных устройствами системы АЧР, выполняются:
- устройствами частотного автоматического повторного включения (ЧАПВ);
- вручную, оперативным персоналом обслуживаемых и телеуправляемых
подстанций, а также персоналом оперативно-выездных бригад (ОВБ).
Устройства ЧАПВ, для восстановления электроснабжения потребителей,
отключенных действием системы АЧР, должны устанавливаться:
264

Глава 8. Частотное автоматическое повторное включение
- при большой вероятности частого срабатывания первых очередей АЧР1;
- при высокой категории ответственности части потребителей;
- при значительном времени восстановления питания потребителей (подстанции
без постоянного дежурства персонала и отсутствии устройств телеуправления,
расположенные далеко от размещения оперативно-выездных бригад и т.п.).
Процесс успешного действия устройств ЧАПВ, на этапе восстановления
частоты, после ликвидации дефицита мощности [74], показан на рис. 8.1.
Я Гц..
Рис. 8.1. Изменение частоты при успешном действии устройств ЧАПВ.
о - момент запуска очередей ЧАПВ при восстановлении частоты
т - момент последовательного срабатывания очередей ЧАПВ.
В момент восстановления частоты до уровня уставки частоты первой
очереди ЧАПВ (/чапв), запускается отсчет задержек времени (t\, t2, h и т.д.) на
срабатывание этой очереди для последовательного включения нагрузки потребителей по
времени срабатывания. Таким же образом, выполняется последовательное
включение нагрузки потребителей, ранее отключенных устройствами АЧР.
При этом только незначительная часть наиболее ответственных потребителей
на нижних уставках частоты АЧР1 (не более 10 % от суммарной АЧР) включается
в работу устройствами ЧАПВ на уровнях частоты 49,4 - 49,6 Гц. Основная масса
присоединений потребителей, отключенных устройствами АЧР, включается в
работу устройствами ЧАПВ при повышении частоты сети до уровня 49,7 Гц и
выше, когда устанавливаются более стабильные и устойчивые рабочие режимы
энергосистем с положительным балансом мощности.
С учетом отключения устройствами АЧР потребителей соответствующих
категорий ответственности, очередность их включения устройствами ЧАПВ должна
быть обратной очередности их отключения устройствам АЧР:
- потребители первых очередей АЧР - к последним очередям ЧАПВ;
- потребители последних очередей АЧР - к первым очередям ЧАПВ.
В таких режимах своевременное последовательное включение ступеней
правильно выбранных объемов очередей ЧАПВ, как правило, не должны приводить к
повторному снижению частоты до уровня срабатывания первых очередей АЧР1.
В процессе действия устройств ЧАПВ по времени срабатывания, при
снижении частоты, ниже уставок частоты срабатывания ЧАПВ - происходит возврат
реле (деактивация) по частоте и устройства ЧАПВ этой очереди, на оставшихся
265

Глава 8. Частотное автоматическое повторное включение
уставках времени, не будут работать. Их повторное включение возможно только
при последующем повышении частоты сети и такая техническая
последовательность операций способствует облегчению процесса оперативного восстановления
частоты сети до уровней, близких к номинальному.
8.2. Выбор уставок и объемов устройств ЧАПВ.
Установившееся отклонение частоты А/уСт (Гц) от исходной частоты^ после
действия устройств АЧР и устройств ЧАПВ, в частотном переходном процессе,
можно определить по формуле:
Ar = (APa-APjB+AP^-)/o ,g ^
-т ki(APa-APiD+APmY
где, АРдчр - мощность нагрузки, отключенной очередями АЧР;
АРчапв - мощность нагрузки, включенной очередями ЧАПВ;
АРГ - дефицит активной мощности, с учетом мобилизации резервной
мощности энергосистемы.
Следует отметить, что в настоящее время, в алгоритмах существующих
комплексов программного анализа частотных электрических режимов, отсутствует
моделирование ввода резервной мощности ГЭС и ТЭС. Это логично, поскольку, в
соответствии с [1, 2], мобилизация резерва мощности ГЭС и ТЭС относится к
запасу и в расчетах объемов АЧР-ЧАЛВ - не должна учитываться. Поэтому,
выполняются расчеты только самостоятельной достаточности действия устройств
АЧР-ЧАПВ, т.е., моделируют более жесткий частотный переходный процесс
аварийной ситуации, чем может существовать в практической действительности.
В устройствах ЧАПВ, уставки частоты (49,4 - 49,9 Гц) и времени (5 - 90 с, с
интервалом 5 с) задаются энергосистемам вышестоящими организациями по
системным требованиям надежности и последовательности процесса
восстановления частоты в аварийных ситуациях. Уставка частоты - 50 Гц является резервной,
для подключения оставшихся нагрузок при восстановлении номинальной
частоты.
Нижняя уставка частоты - 49,4 Гц должна быть выше верхней уставки АЧР1
(49,2 Гц) не менее, чем на 0,2 Гц, поскольку, при меньшей разности частоты, даже
незначительная мощность включаемой нагрузки может привести к снижению
частоты до уровня повторного срабатывания верхних очередей АЧР.
При выполнении возрастающих уставок частоты устройств ЧАПВ, высшим
уставкам частоты должны соответствовать большие задержки времени на
срабатывание. Таким образом, включение нагрузок потребителей выполняется в
соответствии с их категорией ответственности.
При возможном ускоренном восстановлении частоты (избыток мощности)
допускается снижение начальной уставки времени ЧАПВ - до 2 -3 с, в локальных
схемах ЧДА электростанций, перенасыщенных устройствами системной АЧР1,
которые отключились при ликвидации дефицита мощности энергосистемы.
Конечная уставка времени ЧАПВ, в зависимости от конкретных условий
работы энергосистем, может задаваться различной по энергосистемам (исходя из
266

Глава 8. Частотное автоматическое повторное включение
возможности ликвидации дефицита активной мощности при оперативном
восстановлении параллельной работы ОЭС).
Объемы нагрузки очередей ЧАПВ должны быть снижающимися при
повышении частоты. Суммарный объем ЧАПВ определяется организационными и
техническими возможностями каждой энергосистемы (наличия обслуживающего
персонала и устройств телеуправления на подстанциях и т.д.).
С учетом необходимого ограничения объема ЧАПВ нижних уставок частоты
49,4 - 49,5 Гц - не более 10 % от суммарного объема АЧР, суммарный объем
очередей ЧАПВ в диапазоне 49,5 - 49,9 Гц не должен превышать 70 % от суммарного
объема АЧР. Оставшиеся 20 % нагрузки, отключенной устройствами системы
АЧР, может подключаться к устройствам ЧАПВ при восстановлении частоты до
номинального уровня 50 Гц. При этом, допустимый объем очередей ЧАПВ:
- на уставках частоты 49,4 - 49,5 Гц - не более 1 % суммарного объема АЧР;
- на уставках частоты (49,7 Гц и выше) - около 2,2 % суммарного объема АЧР.
Для сравнения можно привести информацию по энергосистемам США, где
восстановление питания потребителей, отключенных устройствами АЧР,
осуществляется в основном вручную или с помощью систем телеуправления. И
только до 10 % компаний применяют устройства ЧАПВ и большинство из них
автоматически включают питание до 30 % потребителей с подключением к одной
очереди ЧАПВ от 2 % до 10 % от полной нагрузки.
В энергосистемах зарубежных стран, за редким исключением, устройства
ЧАПВ не применяются, особенно в европейских энергосистемах. Их специалисты
считают, что включение нагрузки после действия устройств АЧР - это
функциональная обязанность диспетчера, который при прохождении частотной аварии
может лучше оценить сложившуюся ситуацию, чем автоматическое устройство.
Поэтому, в некоторых европейских энергосистемах устройства ЧАПВ
введены в незначительных объемах. Зато распространены диспетчерские системы
оперативного управления нагрузкой потребителей для ускорения восстановления
питания отключенных потребителей энергосистем:
- анализ аварийного небаланса мощности в режиме реального времени (экран);
- дистанционное включение нагрузки потребителей отдельных районов;
- координация включения потребителей на разных иерархических уровнях.
8.3. Совершенствование ЧАПВ в современных условиях.
Очередность подключения потребителей к устройствам ЧАПВ обратная
очередности подключения к устройствам АЧР, т.е. к последним очередям АЧР (более
ответственные потребители) подключаются первые очереди ЧАПВ.
Директивными материалами [1,2] установлено соответствие уставок частоты
и времени на срабатывание устройств ЧАПВ по возрастанию обоих параметров
снизу - вверх:
- по частоте - от 49,4 Гц до 50 Гц и по времени - от 5 с до 90 с и более.
Примерное соответствие уставок частоты и задержек времени срабатывания
(без учета необходимых объемов) очередей устройств ЧАПВ для энергосистем (в
267

Глава 8. Частотное автоматическое повторное включение
каждом конкретном случае зависят от местных условий режима энергосистем)
представлено в таблице 8.1.
Таблица 8.1. Выдержки времени ЧАПВ на уставках частоты.
Уставки частоты
АЧР, Гц
49,2
49,1
48,8
48,7
48,6
48,5
48,4
48,3
48,2
48,1
48,0
47,9
47,8
47,7
47,6
47,5
47,4
47,3
47,2
Уставки ЧАПВ
Частота, Гц
50,0
=
49,9
=
=
49,8
=
=
49.7
=
=
49,6
=
=
49,5
=
=
49,4
=
время, с
90 и >
90
85
80
75
70
65
60
55
50
45
40
35
30
25
20
15
10
5
В таком способе уставки частоты и времени срабатывания очередей ЧАПВ
заданы из условия, что все подключенные к очередям АЧР1 нагрузки будут
отключены. Такие условия соответствуют максимальному дефициту мощности и
обеспечивают включение всех нагрузок очередями ЧАПВ, по уставкам частоты и
времени срабатывания, в порядке, обратном их отключению АЧР1.
Недостатком этого способа является тот факт, что при аварийных небалансах
активной мощности меньше максимальных, нагрузка потребителей может быть
реально отключена устройствами АЧР на любом, например, ниже среднего
уровня диапазона частоты (48,3 - 47,9 Гц) с начальными задержками времени
срабатывания очередей ЧАПВ - (40 - 60) с.
В этом случае не обеспечивается возможность первоочередного обратного
включения нагрузки потребителей, в зависимости от реального характера
изменения частоты в энергосистеме. Ведь частота энергосистемы может возрастать в
соответствии с темпом мобилизации АВР мощности электростанций, пока очереди
устройств ЧАПВ будут отсчитывать заданные задержки времени (40 - 60) с. В
таких режимных условиях, действие устройств ЧАПВ для всех потребителей,
отключенных устройствами системы АЧР, оказывается излишне затянутым.
268

Глава 8. Частотное автоматическое повторное включение
Начало действия устройств ЧАПВ в режимных условиях частотного
переходного процесса, во многих случаях, зависит:
- от начального дефицита мощности, а значит, глубины снижения частоты;
- от настройки частоты срабатывания очередей ЧАПВ;
- в большей степени, от задержки времени срабатывания очередей ЧАПВ.
При этом, на процесс снижения генерации устройствами автоматик и
оперативных мероприятий, примерно после 50 - 70 с от начала переходного процесса,
возможно наложение действия нагрузки, включаемой очередями ЧАПВ с
большими выдержками времени, которые приводят к резкому снижению частоты. При
необоснованно завышенной мощности включаемых нагрузок очередей ЧАПВ, это
может привести к повторному снижению частоты до уровня срабатывания
верхних очередей АЧР1, т.е. колебательному частотному режиму энергосистемы.
В современных условиях, в отличие от такого способа последовательного
действия уставок частоты и времени срабатывания очередей ЧАПВ, предлагаются
более совершенные способы их выполнения, как на полупроводниковых реле
частоты, так и на более совершенных микропроцессорных реле частоты.
8.3.1. Изменение диапазонов частоты и выдержки времени ЧАПВ.
При активном восстановлении частоты устройствами АЧРПнес и вводом
резервной мощности агрегатов электростанций, следует стремиться к тому, чтобы
время повторного включения нагрузки очередей ЧАПВ было минимальным. Чем
меньше величина постоянной времени инерции энергосистемы и чем больше темп
мобилизации резервов генерируемой мощности, тем больше должно быть
очередей ЧАПВ с минимальными уставками времени срабатывания (рис. 8.2).
'так! 'тах2
tmin2 tminl
Ттаи2 tma](i Тчдпв
269

Глава 8. Частотное автоматическое повторное включение
Рис.8.2. Соотношение уставок частоты и времени ЧАПВ для первого способа
(прямая 1) и предлагаемого способа (область 2).
Прежние директивные руководящие материалы (СРМ-92, раздел 3.3., п. 22,
абзац 4) требовали, чтобы в устройствах ЧАПВ более высоким уставкам по
частоте соответствовали более высокие задержки времени срабатывания. В отличие от
[1, 2], в данном случае последовательность срабатывания очередей ЧАПВ
обеспечивается различными задержками по времени (5 - 60 с), почти на каждой уставке
по частоте. С учетом необходимости ускоренного восстановления частоты, на
любом уровне отключения нагрузки очередями АЧР1, принимается начальная
задержка по времени срабатывания устройств ЧАПВ - (5 - 10) с (таблица 8.2).
Таблица 8.2. Выдержки времени ЧАПВ на уставках частоты.
Уставки частоты
ЧАПВ, Гц
50,0
49,9
49,8
49,7
49,6
49,5
49,4
Уставки времени ЧАПВ, с
действующие
75 - 90 и >
75-90
65-75
50-65
35-50
25-35
10-25
предлагаемые
15-80и>
10-70
5-60
5-50
5-40
5-30
5-20
Таким образом, при восстановлении частоты в энергосистеме обеспечивается
работа устройств ЧАПВ в момент нарастающего ввода резервной мощности
электростанций и возрастания скорости повышения частоты, а не во время
возможного последующего ввода ограничений генерирующей мощности для снижения
скорости повышения частоты (таблица 8.3).
Таблица 8.3. Выдержки времени ЧАПВ на уставках частоты.
Уставки частоты
АЧР, Гц
49,2
49,1
49,0
48,9
48,8
48,7
48,6
Уставки ЧАПВ
частота, Гц
50,0
=
49,9
=
49,8
=
49,7
=
49,6
=
Время, с
80 и >
15
70
10
60
5
50
5
40
5
270

Глава 8. Частотное автоматическое повторное включение
48,5
48,4
48,3
48,2
49,5
49,4
=
30
5
20
5
При выполнении предложенного диапазона уставок времени (5 - 80 с) на
каждой уставке частоты ЧАПВ последовательность срабатывания очередей ЧАПВ
обеспечивается различными уставками времени на каждой уставке частоты.
Таким образом, на любом уровне отключенных очередей АЧР1 при ликвидации
дефицита мощности, выполняется ускоренное действие ЧАПВ. Минимальный
интервал времени смежных очередей ЧАПВ в пределах энергосистемы или
отдельного узла - 5 с (исходя, из учета постоянной времени изменения частоты).
Объемы нагрузки ЧАПВ по очередям частоты должны быть нарастающими
при повышении частоты, а по уставкам времени должны быть наименьшими при
минимальных уставках времени и увеличиваться до конца диапазона времени
каждой очереди ЧАПВ. Суммарный объем ЧАПВ определяется
организационными и техническими возможностями энергосистемы (наличия обслуживающего
персонала на подстанциях, наличие устройств телеуправления на подстанциях и
т.д.).
Этот способ выполнения ЧАПВ применим как на устаревших
полупроводниковых реле частоты, так и на современных полупроводниковых и
микропроцессорных реле частоты (без специальных программ).
8.3.2. Устройства одночастотного ЧАПВ по времени срабатывания.
Среди различных вариантов выполнения ЧАПВ, особой оригинальностью
отличается способ одночастотного ЧАПВ, когда при настройке задается одна
общая очередь по частоте ЧАПВ и несколько десятков очередей по времени ЧАПВ.
Выполнение способа одночастотного ЧАПВ возможно только в
энергосистемах небольшой мощности (с малым объемом нагрузки потребителей, включаемой
устройствами ЧАПВ) или в энергосистемах большой мощности, но с малым
объемом нагрузки потребителей, включаемой устройствами ЧАПВ. Непременным
условием выполнения способа одночастотного ЧАПВ является наличие
значительного резерва активной мощности на электростанциях энергосистемы.
Например, такой способ ЧАПВ выполнен в энергосистеме Ирландии, в
балансе мощности которой имеется значительный резерв мощности генерации ГЭС.
Он обеспечивает выполнение устройств ЧАПВ: с единой уставкой частоты 49,8
Гц и десятками очередей включения нагрузки по времени срабатывания, при
начальной задержке времени - 10 с и интервале времени между очередями - 5 - 10
с.
В любом случае, расчеты и настройка параметров устройств одночастотного
ЧАПВ по времени срабатывания, должны обеспечивать принцип примерного
равновесия противоположных действий, при котором сохраняется соответствие:
- объемы и скорость АВР ГЭС - немного больше приращения нагрузки;
271

Глава 8. Частотное автоматическое повторное включение
- объемы и скорость действия ЧАПВ - немного меньше приращения генерации.
Только при соблюдении таких режимных условий и при обеспечении
грамотного использования значительных резервов активной мощности на
электростанциях энергосистем возможно выполнение многочисленных очередей одноча-
стотного ЧАПВ по времени срабатывания.
8.4. ЧАПВ по скорости повышения частоты (ЧАПВС).
Восстановление частоты очередями АЧРП, повышенного объема, при
одновременном вводе значительных резервов генерации может привести к
увеличению скорости повышения частоты (СПЧ) сети. При подъеме частоты в
энергосистеме выше 49,4 Гц устройства ЧАПВ, контролирующие текущее значение
частоты, включают соответствующие нагрузки потребителей с задержками времени -
от начальных 5 - 10 с, нарастающими с интервалом 5 с и их действие может
оказаться излишне затянутым.
Для предотвращения заброса частоты выше допустимых уровней в
энергосистеме (ОЭС) необходимо на нескольких устройствах ЧАПВ нагрузки
потребителей относительно крупного объема (на высших уставках частоты АЧР)
дополнительно установить уставки по скорости повышения частоты (ЧАПВС).
Такие адаптированные устройства ЧАПВС должны работать по принципу
"или", т.е., в режимах нормального восстановления частоты они будут включать
(ЧАПВ) нагрузки на заданных уставках отклонения частоты и больших
выдержках времени (30 - 60 с). А в аварийных режимах с резким "забросом" частоты
вверх - эффективно включать нагрузки по СПЧ и времени 0,3 - 0,5 с (ЧАПВС).
Уставки СПЧ желательно устанавливать на устройствах ЧАПВ,
подключенных к верхним очередям АЧР1 с преобладающим срабатыванием - 49 - 48,8 Гц.
Последовательность срабатывания устройств ЧАПВС определяется значениями
уставок текущей частоты и уставок СПЧ: низкой уставке текущей частоты должна
соответствовать высокая уставка СПЧ и наоборот.
Выполнение ЧАПВС осуществляется по типовым схемам для устройств
АЧР-ЧАПВ и по известным способам измерения СПЧ:
- непосредственным способом измерения СПЧ (по уставке СПЧ реле частоты со
специальной программой ее измерения);
- косвенным способом измерения СПЧ (по уставкам частоты двух одноуставоч-
ных реле частоты или двух уставок многоуставочных реле частоты).
Уставка частоты пуска схемы измерения СПЧ, в зависимости от избытка
активной мощности может быть ниже или выше уставок АЧР1, но не выше 49,8 Гц,
с задержкой времени 0,2 - 0,3 с и определяется по таблице 8.4.
Таблица 8.4. Зависимость начальной скорости повышения частоты
от избытка активной мощности и момента инерции энергосистемы.
АР - избыток активной мощности, °/о
Tj,
2
4
6 8 10 12 14 16 18 20
22
24
26
272

Глава 8. Частотное автоматическое повторное включение
С
6
8
10
12
14
F'- начальная скорость повышения частоты, Гц/с
0,11
0,09
0,08
0,07
0,06
0,22
0,18
0,15
0,13
0,11
0,32
0,26
0,22
0,19
0,17
0,42
0,34
0,29
0,25
0,22
0,52
0,42
0,36
0,31
0,27
0,62
0,50
0,42
0,36
0,32
0,71
0,58
0,49
0,42
0,37
0,81
0,65
0,55
0,47
0,42
0,89
0,72
0,61
0,52
0,46
0,98
0,79
0,67
0,57
0,51
1,07
0,86
0,72
0,62
0,55
1,14
0,93
0,78
0,67
0,59
1,23
0,99
0,83
0,72
0,63
Определение частоты возможного действия ЧАПВС при СПЧ / '= 0,7 Гц/с и
0,5 Гц/с, при нарастающей частоте пуска:
/i =/пуск + (/"'■ 0 = 49,4 + (0,7 • 0,3) = 49,4 + 0,21 = 49,6 Гц.
fi =/пуск + (/"'• 0 = 49,8 + (0,5 • 0,2) = 49,8 + 0,1 = 49,9 Гц.
Выполнив серию простых расчетов, с учетом уменьшения расчетного
избытка мощности и соблюдения условий включения очередей:
- при низкой частоте /щск более высокие уставки СПЧ и времени (0,3 с),
- при высокой частоте^пуск меньшие уставки СПЧ и времени (0,2 с),
можно выстроить последовательную цепочку необходимых уровней частоты
оптимального ЧАПВ нагрузки потребителей в частотном переходном процессе, для
предотвращения недопустимого повышения уровней частоты в энергосистеме.
Уставка частоты пуска схемы при косвенном измерении скорости
повышения частоты fl, в зависимости от избытка активной мощности может быть ниже,
равной или выше уставок АЧР-1, т.е. в пределах 48,8 - 49,5 Гц. Уставка интервала
времени измерения двух частот равна 0,2 - 0,3 с.
Разность между уставкой частоты пуска и конечной уставкой схемы ЧАПВ
(при Tj = 10 сек) в зависимости от уставки времени определяется по таблице 8.5,
(по вертикали - время, а по горизонтали - скорость повышения частоты).
Таблица 8.5. Выбор скорости повышения частоты при косвенном измерении.
F \ Гц/с
t = 0,2 с
t = 0,3 с
0,08
0,02
0,02
0,15
0,03
0,05
0,22
0,04
0,07
0,29
0,06
0,09
0,36
0,07
0,12
0,42
0,08
0,13
0,49
0,10
0,15
0,55
0,11
0,17
0,61
0,12
0,18
0,67
0,13
0,20
Определение конечной уставки fKOH при косвенном способе измерения СПЧ.
Исходные условия:
1) /щек = 49,4 Гц, СПЧ = 0,67 Гц/с, t = 0,3 с, /• = 0,2 Гц/с (табл. 8.5).
2) /щск = 49,8 Гц, СПЧ = 0,49 Гц/с, t = 0,2 с, /'=0,13 Гц/с (табл. 8.5).
В результате расчетов получим, что конечная уставка частоты в данной
схеме ЧАПВ равна: 1)/кон = 49,4 + 0,2 = 49,6 Гц. 2)/кон = 49,8 + 0,13 = 49,93 Гц.
Таким образом, при конечной частоте 49,6 Гц и 49,93 Гц выдается импульс
ЧАПВС на включение нагрузки потребителей, снижающее объем избытка
мощности и СПЧ при восстановлении частоты в энергосистеме.
Внедрение современных методов настройки уставок частоты и времени, а
также современных микропроцессорных устройств ЧАПВ позволяет в
значительной степени улучшить управляемость процесса восстановления частоты в
энергосистемах.
273

Глава 9. Частотная делительная автоматика энеугосиситем
Глава 9. ЧАСТОТНАЯ ДЕЛИТЕЛЬНАЯ АВТОМАТИКА
ЭНЕРГОСИСТЕМ
Для обеспечения надежного функционирования энергосистем, при значениях
дефицита активной мощности, допустимых для нормальной работы устройств
АЧР, независимо от характера развития частотной аварии (простая или
каскадная), система АЧР должна быть ориентирована на любой вероятностный характер
возникновения и протекания аварий. Известно, что система АЧР не должна
допускать снижения частоты ниже определенного уровня и должна обеспечивать
восстановление уровня частоты до значений, при которых энергосистемы могут
нормально работать длительное время [1, 2, 27, 59, 60, 66, 71, 74]. Однако, при
ликвидации больших дефицитов активной мощности действие устройств АЧР
может оказаться неэффективным из-за недостаточного быстродействия устройств
разгрузки или их возможного отказа при глубоких снижениях напряжения
электросети, которые, как правило, сопровождают глубокие снижения частоты.
После срабатывания всех устройств АЧР и их неэффективного действия при
глубоких снижениях частоты, первостепенными становятся проблемы
обеспечения живучести энергосистем и сохранения в работе ТЭС и АЭС.
В таких условиях, в соответствии с руководящими материалами и
методическими указаниями [1, 2, 76], на электростанциях должна выполняться частотная
делительная автоматика (ЧДА), осуществляющая отделение от энергосистемы
всей электростанции (ее части) или отдельных агрегатов с примерно
сбалансированной суммарной нагрузкой потребителей и собственных нужд (СН).
ЧДА применяется для выделения электростанций, их частей или отдельных
агрегатов на примерно сбалансированный район нагрузки и механизмов СН при
ликвидации частотных аварий со значительными дефицитами мощности. ЧДА
позволяет сохранить в работе мощности и СН электростанций (их частей), а после
ликвидации аварийной ситуации в энергосистеме - достаточно легко
восстановить энергоснабжение потребителей.
Частотная делительная автоматика на электростанциях [1,2] применяется:
а) для резервирования действия устройств АЧР1 и ДАР при аварийных глубоких
снижениях частоты, на всех ТЭС и блок-станциях энергосистемы, с учетом
условий их работы (схема электростанции, ее положение в сети, ограничения
по теплофикационному режиму и т.п.);
б) взамен действия ДАР в районах с особо большими дефицитами мощности, если
по местным факторам выполнение ДАР невозможно из-за отсутствия
необходимых объемов нагрузки или выполнение ДАР по местным факторам связано с
серьезными трудностями (нагрузки сильно рассредоточены по системе, нет
возможности быстро отключить подстанцию, питающую линию и т.д.);
в) для сохранения питания потребителей, имеющих высокую степень
ответственности, в районах с большими дефицитами активной мощности, если нагрузки,
отключаемые действием устройств АЧР1 до или после отделения
электростанции, менее ответственны.
274

Глава 9. Частотная делительная автоматика энеугосиситем
ЧДА должна устанавливаться на всех ТЭС, для которых она может быть
выполнена по условиям их работы, а указанные решения и сведения об их установке
должны направляться вышестоящим организациям диспетчерского управления.
При разработке и выполнении устройств ЧДА [1,2, 74] или ее реконструкции
необходимо соблюдать следующие положения:
а) для блочных электростанций, рассматривать действие ЧДА на отделение
электростанции (или ее части) с примерно сбалансированной нагрузкой районов;
б) для блочных электростанций, на которых не удается выполнить ЧДА,
отделяющую электростанцию (или ее часть), предусматривать действие ЧДА на
отделение одного блока с его СН или СН всей электростанции (её части).
При отделении электростанций или их частей действием ЧДА, необходимо
стремиться к минимизации количества отключаемых выключателей и избегать
сложных операций переключений и телеотключений. При отделении отдельного
энергоблока с его СН действием ЧДА, в случае необходимости, предусматривать
перевод действия ЧДА на другой, так же подготовленный блок.
При отделении электростанций или их частей (отдельных блоков) действием
ЧДА на примерно сбалансированную нагрузку района, предпочтительно
образование небольшого избытка генерирующей мощности для ускоренного повышения
частоты. В литературе [40, 55] более конкретно указано, что такой избыток
генерации над нагрузкой выделяемого района должен быть в пределах 4 - 5 %.
Такой избыток генерации выделяемого района, необходим для:
- ускоренного восстановления номинальной частоты электрической сети;
- восстановления вращающегося резерва выделенных энергоблоков, в пределах
регулировочных возможностей турбоагрегатов;
В нормативных документах [1, 2] задекларировано требование выделения
электростанций или их частей на примерно сбалансированную нагрузку, но не
указаны пути и методы выполнения такой сбалансированности, которые будут
подробно рассмотрены в последующих разделах.
В инструкциях оперативному персоналу блочных электростанций с
устройствами ЧДА должны содержаться четкие указания:
- по сохранению в работе выделившегося энергоблока;
- использованию энергоблока для разворота других (остановленных) блоков;
- по включению энергоблока в энергосистемы и приему рабочей нагрузки.
ЧДА является важнейшим и последним (после действия АЧР1) звеном в
каскадном комплексе системы противоавариинои автоматики по предотвращению и
ликвидации глубоких дефицитов мощности. ЧДА позволяет:
- сохранить работу электростанций (их частей) на выделенный район нагрузки и
механизмов СН;
- после ликвидации аварийной ситуации - быстро восстановить питание
потребителей и СН агрегатов или электростанций, остановленных в процессе аварии.
В то же время, отсутствие на электростанциях устройств ЧДА или
неэффективное действие имеющихся устройств ЧДА, при недопустимом снижении
уровней частоты, приводит к технологическому останову агрегатов электростанций и
полному погашению энергосистем.
275

Глава 9. Частотная делительная автоматика энеугосиситем
В современных условиях, схемы выделения электростанций (их частей)
рекомендуется выполнять на примерно сбалансированный район нагрузки:
- с избытком генерируемой мощности не более 4 - 5 % от потребления района,
который ликвидируется действием АРЧВ турбин или местным ЧАПВ;
- с небольшим остаточным дефицитом мощности, ликвидируемым действием
устройств местной (локальной) системы АЧР.
Под действие ЧДА рекомендуется заводить агрегаты, обеспеченные
устройствами первичного регулирования мощности турбин, для возможности их более
устойчивой работы при допустимом небалансе выделенного района.
Для предотвращения потери СН электростанций, ЧДА выделяется:
- в сбалансированном районе - на СН станции и нагрузку ближайшего района;
- в недостаточно сбалансированном районе - на не более половины СН станции
или собственных нужд нескольких (одного) агрегатов.
Частотная делительная автоматика на ГЭС выполняется наиболее просто,
поскольку, как правило, единичная мощность гидроагрегатов или их блоков,
сравнительно невелика, что значительно облегчает возможность выделения
примерно сбалансированного района нагрузки и СН агрегата или СН всей
электростанции (её части). Следует отметить также большую устойчивость
регулировочных возможностей гидроагрегатов при снижении частоты.
Выделение энергосистемы или её части с преобладанием ГЭС допускается,
если генерация ГЭС не более чем на 20 % превышает нагрузку выделенного
района. При большом избытке генерации ГЭС выделяемого района, применяются:
- автоматические устройства ступенчатого отключения агрегатов (по факту
повышения частоты в пределах 50,5 - 53,5 Гц;
- отключения отходящих от ГЭС линий и части агрегатов, суммарной мощностью
примерно равной или несколько меньшей избытка мощности.
Частотная делительная автоматика на ТЭС среднего или низкого давления,,
имеющих, как правило, значительную местную нагрузку, выполняется наиболее
просто, поскольку для выделения примерно сбалансированного района
ближайших подстанций, требуется воздействие на отключение незначительного
количества выключателей.
Частотная делительная автоматика на ТЭС с блоками большой мощности
высокого и сверхвысокого давления, которые, имеют незначительный объем
местной нагрузки и выдают основную мощность по транзитным линиям
электропередачи, выполняется со значительными техническими трудностями.
Так, для выделения примерно сбалансированного района нагрузки и
собственных нужд, вместе со всей генерацией крупной блочной ТЭС, как правило,
требуется воздействие на большое количество выключателей разного
напряжения, при помощи сложного (значит, не надежного) комплекса аварийной
автоматики с устройствами телеотключения.
В остро дефицитной энергосистеме, выделение крупных энергоблоков ТЭС
на примерно сбалансированный район нагрузки со своими собственными
нуждами (или собственными нуждами всей станции):
- мало влияет на улучшение баланса мощности энергосистемы;
276

Глава 9. Частотная делительная автоматика энеугосиситем
- ухудшает регулировочные характеристики и устойчивость электрического
режима энергосистемы из-за потери значительной части генерации.
Наиболее целесообразным является выделение части ТЭС (например,
агрегатов, работающих на шины среднего напряжения) с нагрузкой СН и района:
- отключением транзитов на электростанции и примыкающих подстанциях;
- отключением выключателей между шинами разных напряжений на станции.
Частотная делительная автоматика на ТЭЦ выполняется наиболее сложно,
поскольку её агрегаты постоянно или определенное время работают в
теплофикационном режиме, существенно ухудшающем их регулировочные возможности.
Значительная часть агрегатов ТЭЦ, особенно в осенне-зимний период, работают с
противодавлением. А под действие автоматических устройств ЧДА можно
выделять только те агрегаты, которые в нормальном режиме работают с подачей
циркуляционной воды в конденсатор, что приводит к некоторому снижению
экономичности работы ТЭЦ.
Частотная делительная автоматика на АЭС должна выполняться по
отдельному проектному заданию, с учетом:
- большой установленной мощности каждого реактора и турбоагрегата;
- сложности выделения района с большой мощностью нагрузки и СН;
- действия автоматик разгрузки реакторов (включенный режим АВСН) при
невозможности выделения района на полную установленную мощность блока.
В соответствии с ТРБЭ реакторов ВВЭР-1000, наиболее надежным и
универсальным для АЭС является выделение реакторов на нагрузку СН, оперативно или
автоматикой включенного режима АВСН с резким снижением их мощности (до
750 МВт за секунду). Энергоблоки АЭС с ВВЭР-1000 могут удерживать нагрузку
СН (около 55 МВт) на протяжении не менее 45 мин, достаточных для запуска
резервных ДЭС. В то же время, программное действие режима АВСН ВВЭР-1000,
недопустимо для энергосистем, поскольку, при таком выделении, энергосистема
теряет на каждом энергоблоке АЭС, более 900 МВт генерации.
Более практичным для энергосистемы и самих энергоблоков АЭС является
применение устройств ЧДА, с выделением района нагрузки ближайших
подстанций вместе с СН энергоблоков АЭС. В условиях действия такой автоматики:
- обеспечивается примерный баланс мощности выделенного района с
незначительной разгрузкой энергоблоков АЭС;
- значительно повышается стабильность и продолжительности выделенной
работы энергоблоков АЭС в соответствии с ТРБЭ.
При выполнении ЧДА на многоблочных ТЭС и АЭС, СН электростанций
должны распределяться между 2-3 энергоблоками, с возможностью их замены
при ремонтах и аварийных остановах назначенных блоков. Возможность действия
ЧДА на выделение всей станции, её части или отдельных агрегатов должна
определяться, исходя из конкретных условий работы электростанции.
При анализе эффективности действия ЧДА и выборе схемы деления
электростанций должен быть проведен тщательный анализ:
- возможных режимов работы электростанций в различные периоды суток и года;
- состав оборудования электростанций в различные периоды суток и года;
- состав и объемы электрических и тепловых нагрузок потребителей;
277

Глава 9. Частотная делительная автоматика энеугосиситем
- действие системы АЧР, отключающей часть местной нагрузки на шинах
электростанции или в отделившихся с ней районах;
- возможный сброс тепловой нагрузки при действии устройств АЧР.
Допускается выбор различных уставок частоты ЧДА для создания
относительной селективности отделения электростанций, например, раннего отделения
той ТЭС, от которой зависит водоснабжение другой электростанции. Для этого,
на электростанциях, расположенных в разных точках сети, вводятся
дополнительные пуски (блокировки), например, по снижению напряжения, по изменению
направления или значения мощности на трансформаторах или на линиях связи
ТЭС с энергосистемой. Для электростанций, расположенных в районах с
возможными большими дефицитами мощности и преимущественно ответственными
потребителями, допускается неселективное, по отношению к работе системной АЧР,
действие устройств ЧДА с уставками по частоте на 0,4 - 0,2 Гц выше нижней
очереди АЧР1 и времени не более 1 с.
Формирование отделяемого района устройствами ЧДА может выполняться
несколькими (2 - 3) ступенями:
- первые ступени, при значениях частоты на 0,5 - 0,3 Гц выше нижней очереди
АЧР1, осуществляют предварительную подготовку схемы выделения
отключением трансформаторов и присоединений, разделением шин подстанций и т.д.;
- конечная ступень, на заданной уставке частоты ЧДА, выполняет отключение
последней связи энергосистемы с отделяемым районом нагрузки и блоком.
Предварительное отключение присоединений при формировании
отделяемого района, как правило, выполняется в схемах централизованных устройств ЧДА,
с передачей команд отключения присоединений на соседние или удаленные
подстанции по дорогостоящим и недостаточно надежным каналам телеотключения.
В то же время, применение высокоточных и надежных микропроцессорных
реле частоты для схем ЧДА, позволяет (без каналов телеотключения):
- по заданным уставкам частоты и времени, на соответствующих удаленных
подстанциях, выполнять автономное, предварительное отключение присоединений,
необходимых для выделения сбалансированного района;
- на заданной уставке частоты и времени ЧДА, выполнять отключение последней
связи энергосистемы с отделяемым районом нагрузки и энергоблоков.
При формировании таких автоматических устройств, в некоторых случаях
необходимо учитывать коэффициент предшествующего режима (КПР) суммарной
мощности по сечению отделения от энергосистемы, для возможного
предварительного отключения избытков генерации выделяемого района. Датчики
мощности балансирующей автоматики ЧДА с фиксацией суммарного перетока
мощности по сечению отделения, должны работать не по мгновенному замеру , а по
интегральному (0,3 - 0,5 с) - для отстройки от режимных колебаний нагрузки.
Ввод устройств ЧДА для блочных электростанций осуществляется:
а) на отделение станции (или ее части) с ее СН, при минимальном количестве
выключателей и упрощении операций переключений и телеотключений;
б) при невозможности отделения станции или ее части - на отделение одного
блока с его СН (СН всей станции или её части).
278

Глава 9. Частотная делительная автоматика энеугосиситем
При этом должна быть обеспечена и экспериментально проверена надежная
работа блока с нагрузкой СН, в течении не менее 15 минут при всех режимах и
технологических схемах, с предусмотренным переводом действия ЧДА на
другой, подготовленный для этого блок.
Для электростанций с установленной ЧДА оформляются решения,
подтверждающие соответствие назначения данных устройств и удовлетворительное
состояние эксплуатации имеющейся ЧДА. Такие утвержденные решения, сведения
об изменении (реконструкции) ЧДА, а также пересмотренные (через 3 года)
решения направляются в диспетчерские службы энергосистем и ОЭС. Для
электростанций, где выполнение ЧДА признано невозможным или нецелесообразным,
следует подготовить и утвердить соответствующие решения с необходимой
мотивировкой и обоснованиями.
9.1. Обоснованность нормативных требований к устройствам ЧДА.
В соответствии с устаревшими, директивными и методическими
материалами [1, 2], но еще действующими в новых "Правилах по АЧР" [13, 97] частотная
делительная автоматика на электростанциях должна выполняться с двумя
пусковыми органами:
- ЧДА-1 - с частотой срабатывания 46 - 45 Гц, т.е. на 0,5 - 1,5 Гц ниже последней
очереди АЧР1 (46,5 Гц) и временем 0,5 с, для предотвращения погашения
электростанций или их частей при глубоком снижении частоты;
- ЧДА-2 - с частотой срабатывания 47 Гц и временем 30 - 40 с, для
предотвращения погашения электростанций или их частей при длительном зависании
частоты на низком уровне.
Анализ ускоренной нормативной уставки частоты ЧДА-1 показывает ее
полное несоответствие практическим режимным условиям работы оборудования
электростанций, ведь известно, что диапазон частоты 46 - 45 Гц - это зона
возможного возникновения явления лавины частоты [13, 39, 40, 74]. При
обеспечении надежного режима работы электростанций такие условия работы особо
опасны для современных энергоблоков повышенной мощности (300 - 1200 МВт) с
критическими и сверхкритическими параметрами пара. Их турбины обладают
большими маховыми моментами и за счет механической инерции торможения,
при сниженных уровнях частоты сети могут "сваливаться" в зону лавины частоты.
Кроме того, мощные турбины с критическими и сверхкритическими
параметрами пара, оборудованы лопатками большого размера (последняя ступень
достигает длины 1200 - 1450 мм) и соответствующего веса. Поэтому, при аварийном
снижении уровней частоты сети, существенно повышается возможность развития
резонансных явлений лопаточного аппарата турбин, накопления усталостных
напряжений в металле и возникновения опасности повреждения лопаток.
В таких аварийных ситуациях, ГОСТ [4] допускает работу турбин ТЭС при
значениях частоты в энергосистеме: 47 - 46 Гц - один раз продолжительностью не
более 10 с и не более 30 мин за весь срок эксплуатации.
А технологический регламент безопасной эксплуатации реакторов АЭС [5]
допускает работу (только при сниженной на 10% тепловой мощности реакторов
ВВЭР) при значениях частоты в энергосистеме:
279

Глава 9. Частотная делительная автоматика энеугосиситем
- 46,99 - 46 Гц - один раз продолжительностью не более 10 с и не более 1 раза за
3 года эксплуатации. Таким образом, в соответствии с действующими
нормативными документами, регламентирующими режим работы современного
оборудования электростанций, работа турбин ТЭС и реакторов АЭС при частоте в
энергосистеме ниже 46 Гц не допускается.
Поэтому указание устаревших директивных материалов [1, 2] о допустимой
работе ЧДА-1 (без необходимых режимных запасов по уровню частоты) при
уровне частоты ниже 46 Гц и, тем более, вплоть до 45 Гц является технически
необоснованным. Эта закономерность объясняется техническим режимом работы
энергоблоков на грани (46 Гц) или за пределом (до 45 Гц) динамической
устойчивости по уровню частоты. Ведь чем ниже уровень частоты сети, при котором
происходит выделение энергоблоков на питание нагрузки района и механизмов
собственных нужд, тем меньше вероятность:
- успешной синхронизации их работы на нагрузку выделенного района;
- устойчивости последующей синхронной работы на выделенную нагрузку.
Следует помнить, что при действии ЧДА происходит резкий бросок
выделяемого генератора (3000 об/мин) из состояния глубокого торможения (при 47 Гц -
ниже на 180 об/мин) на примерно сбалансированный район нагрузки. В таком
районе, требуются почти номинальные обороты генератора. Поэтому, чем меньше
этот бросок оборотов (при нижней АЧР1 48,2 Гц - 108 об/мин), тем легче и
надежнее генератор синхронизируется на нагрузку выделенного района.
С технической точки зрения, заданные уставки частоты устройств АЧР не
должны допускать усугубления глубоких снижений частоты до момента
срабатывания последней очереди АЧР1 [74]. Поэтому, уставки частоты устройств ЧДА
должны быть ниже последней уставки частоты АЧР1 не более, чем на величину
эксплуатационной погрешности реле частоты, составляющих основную долю всех
устройств системы АЧР.
Для полупроводниковых реле частоты РЧ-1 и его модификаций,
составляющих около 70 - 90 % устройств существующей системы АЧР-ЧАПВ нынешних
ОЭС, эта величина равна 0,2 - 0,3 Гц (а не 0,5 - 1,5 Гц, как не обосновано
допускают директивные материалы по АЧР). С учетом этих условий и должны
выбираться технически обоснованные уставки частоты устройств ЧДА, а технически
обоснованные задержки времени на срабатывание устройств ЧДА должны быть
минимально возможными (таблица 9.1).
Таблица 9.1. Соотношение директивных и технических уставок ЧДА.
при нижней уставке частоты АЧР1 - 46,5 Гц.
Уставки
ЧДА
директивные
технические
ЧДА-1
Гц
46,0 - 45,0
46,3 - 46,2
с
0,5
0,3
ЧД
Гц
47,0
—
[А-2
С
30-40
—
Существует мнение некоторых практических специалистов о том, что
разрешенную нормативными документами работу турбоагрегатов при низкой
частоте сети (46 Гц на протяжении 10 с) необходимо использовать для спасения
энергосистемы. Следует отметить, что этот норматив времени (10 с) допускает только
280

Глава 9. Частотная делительная автоматика энеугосиситем
кратковременную работу турбоагрегатов в аварийных ситуациях при
гарантированном повышении частоты после истечения этого отрезка времени [4, 5]. Но,
учитывая инерцию динамики движения турбоагрегатов, с полной уверенностью
можно утверждать, что, даже получив импульс на уменьшение торможения и
повышение частоты (после отключения последней очереди АЧР1), турбоагрегаты по
инерции торможения "просядут" до недопустимых уровней частоты ниже 46 Гц,
требующих немедленного отключения агрегатов от сети и их останова.
Известно [17, 64, 74], что любой аварийный режим энергосистемы должен
осуществляться с определенным запасом не только напряжения, тока, мощности и
др., но и частоты сети - в длительно допустимых диапазонах частоты и времени.
Поэтому в аварийном, кратковременно допустимом диапазоне частоты и
времени (10 с) не может быть речи о спасении энергосистемы. Ведь
производительность значительной части механизмов СН электростанций, зависит в 3-й
степени от снижения уровня частоты [3]. Сниженная производительность
механизмов СН не может обеспечить устойчивую работу турбоагрегатов (тем более
реакторов АЭС) и при низких уровнях частоты их уже впору самих спасать .
Именно поэтому, в технически высокоразвитых странах Европы, для
обеспечения надежности и устойчивости режима работы энергосистем в аварийных
условиях, принят существенный запас по частоте сети. Этот технический запас
частоты в энергосистемах UCTE определяется:
- официальным, ускоренным диапазоном частоты действия АЧР (49 - 48 Гц);
- допустимым режимом работы турбоагрегатов электростанций при частоте не
ниже 48 Гц и времени - не более 5 мин. (турбина) или 2 мин. (реактор АЭС).
Анализ замедленной нормативной уставки частоты и времени ЧДА-2 также
показывает ее несоответствие практическим режимным условиям работы
оборудования электростанций. Ведь общеизвестно [63, 77], что с увеличением
единичной мощности современных энергоблоков уменьшилась величина постоянной
времени инерции агрегатов, что привело к существенному ухудшению
переходного процесса при аварийном дефиците мощности. Существенным фактором
такого ухудшения при больших дефицитах мощности является резкое увеличение
скорости снижения частоты и глубина ее снижения.
В свою очередь, при восстановлении частоты сети, изменившиеся
скоростные характеристики современных турбоагрегатов способствуют более резкому
набору мощности и, соответственно, ускоренному повышению уровней частоты.
Следует отметить, что решение специалистов 70-х годов о вводе замедленной
уставки частоты и времени ЧДА-2, а также отстаивающих необходимость ее
применения в настоящее время, не учитывает особенности действия автоматических
устройств разгрузки в процессе восстановления частоты. Техническое назначение
и действие устройств АЧРПнес, с уставкой частоты 49,1 Гц и нормативным
объемом нагрузки - восстановление частоты после ликвидации дефицита мощности до
длительно допустимых уровней 49,2 - 49,3 Гц.
Действующими нормативами 70-х годов восстановление частоты
устройствами АЧРПнес, рекомендовано выполнять в диапазоне времени 10 - 40 с (в ОЭС
Украины - 5 - 20 с). Таким образом, при правильной настройке уставок и объемов
281

Глава 9. Частотная делительная автоматика энеугосиситем
АЧРПнес происходит активный процесс восстановления частоты, без ее
зависания на 47,5 Гц, необходимых для работы ЧДА-2 (тем более на 30 - 40 с).
Известно, что этот процесс активного восстановления частоты,
одновременно, еще больше усиливается действием устройств частотного автоматического
ввода резервов на гидроагрегатах ГЭС, которые могут значительно перекрыть
объемы возможной предварительной разгрузки (на 10 %) тепловой мощности
реакторов АЭС [8].
Научными специалистами Института проблем моделирования в энергетике
имени Г.Е. Пухова НАН Украины проведен программный анализ динамического
изменения частоты в переходных процессах прошедших частотных аварий. Также
проведен анализ прогнозных расчетов при моделировании аварийных ситуаций с
разными дефицитами активной мощности и учетом применения различных
средств регулирования частоты и мощности (с достаточными объемами
несовмещенной АЧРП), который показал практическую невозможность зависания
частоты в современных режимах работы энергосистем [17, 39, 40, 55]. Поэтому
применение ЧДА-2, с повышенными уровнями частоты и времени (для предотвращения
погашения электростанций при длительном зависании частоты на низком уровне)
с технической точки зрения давно устарело и не имеет практического смысла.
В начале 1994 года, после перехода ОЭС Украины на работу в автономном
режиме, с пониженными уровнями частоты, были проведены срочные
организационные и технические мероприятия:
1. Нижняя уставка частоты устройств АЧР1 была повышена с 46,8 Гц до 47,2 Гц,
что позволило, в некоторой степени (недостаточной для обеспечения
безопасной эксплуатации реакторов АЭС):
- незначительно повысить объем очередей устройств АЧР1;
- несколько ускорить процесс ликвидации аварийного дефицита мощности.
2. Диапазон уставок времени срабатывания АЧРПнес был снижен (до 5-20 с), для
увеличения объемов отключаемой нагрузки ее очередей и ускорения процесса
восстановления частоты после ликвидации дефицита мощности.
Эти организационные и технические мероприятия в еще большей степени
обеспечили невозможность работы ЧДА-2 с временем (30-40 с), а значит и
техническую бессмысленность ее применения в настоящее время (таблица 9.2).
Таблица 9.2. Соотношение директивных, фактических и технических
уставок ЧДА при нижней уставке частоты АЧР1 - 47,2 Гц.
Уставки
ЧДА
директивные
фактические
технические
ЧДА-1
Гц
46,8 - 45,8
47,5 - 46,0
47,1 - 47,0
с
0,5
0,5
0,3
ЧДА-2
Гц
47,5
47,5
—
С
30-40
30-40
—
Данные таблицы показывают, что в энергосистемах ОЭС Украины, при
нижней уставке частоты устройств АЧР1 - 47,2 Гц необходимо ликвидировать
технически не обоснованную уставку частоты устройств ЧДА-1 - 45,8 Гц. Эта мера
значительно повысит надежную и устойчивую работу турбоагрегатов электро-
282

Глава 9. Частотная делительная автоматика энеугосиситем
станций при их выделении на питание механизмов СН, в примерно
сбалансированном районе нагрузки.
Для этого фактические ускоренные уставки частоты существующих в ОЭС
Украины устройств ЧДА необходимо:
- повысить до уровня: ниже последней уставки частоты АЧР1 на величину
эксплуатационной погрешности реле частоты РЧ-1 (0,2 - 0,3 Гц) и
микропроцессорных реле частоты - 0,1 Гц;
- избавиться от применения технически необоснованных устройств ЧДА-2 с
замедленными уставками частоты и времени (таблица 9.2).
9.2. О ликвидации избыточных объемов системной АЧР в схемах ЧДА.
В документах [1,2] и технической литературе прошлых лет говорится только
о ЧДА с выделением электростанций на примерно сбалансированный район
нагрузки потребителей и СН станции, предпочтительно с избытком
генерирующей мощности выделяемого района 4 - 5 %, для надежного "втягивания"
генераторов в устойчивую работу выделенного района и повышением частоты. Однако,
в практических условиях различных условий аварийных ситуаций и
непредвиденных дефицитов мощности, невозможно обеспечить такую норму избыточного
выделения электростанций или генераторов. Как правило, электростанции или их
части выделяются на резко несбалансированную нагрузку района и СН, с
вытекающими, в такой ситуации, сложностями их сохранения в работе.
Научными специалистами Института проблем моделирования в энергетике
имени Г.Е. Пухова НАН Украины проведены практические программные расчеты
реальных локальных схем ЧДА некоторых электростанций. Эти расчеты
позволили сделать вывод, что необоснованное повышение суммарных объемов системы
АЧР в ОЭС Украины, привело к перенасыщению локальных схем ЧДА
электростанций, устройствами системной АЧР. Поэтому, в выделенных районах (после
действия ЧДА), где ранее уже отключены все нагрузки очередей системной АЧР1,
возникают недопустимо большие избытки мощности с мгновенным повышением
частоты гораздо выше аварийно допустимых уровней. Таким образом, при
глубоких снижениях частоты большинство электростанций выделяются на резко
несбалансированные районы нагрузки и собственных нужд.
Такая ситуация объясняется, прежде всего, бессистемным вводом устройств
системной АЧР1 на любых нагрузках энергосистем, вопреки требованиям
нормативных документов исходить из оптимальности объемов нагрузки для каждого
узла. Локальные схемы ЧДА электростанций, как правило, состоят из нескольких
таких узлов, в которых оптимальность объемов нагрузки под действием системы
АЧР, весьма сложно определить в разных аварийных условиях. В практических
условиях, даже с применением устройств отключения генерации по величине
КПР выделяемого сечения, в локальных схемах ЧДА очень сложно определить
требуемый объем свободной, так называемой балластной нагрузки, не
подключенной к устройствам системной АЧР.
Но, именно такие присоединения и подстанции с балластной нагрузкой, не
отключаемой устройствами системной АЧР, обеспечивают:
- примерную балансировку районов, выделенных устройствами ЧДА;
283

Глава 9. Частотная делительная автоматика энеугосиситем
- лучшую стабилизацию и надежность синхронной работы выделенного
энергоблока на район нагрузки и собственных нужд.
Естественно, что необоснованные задания повышенных объемов системной
АЧР выполнялись, такими же, необоснованными подключениями под действие
устройств АЧР1 любых нагрузок потребителей, в том числе, и на подстанциях,
входящих в состав схем ЧДА электростанций и их частей. Результатом такой
работы является необходимость проведения программных оценочных расчетов всех
локальных схем ЧДА электростанций, чтобы:
- вывести избыточные объемы нагрузки из-под действия устройств системной
АЧР1 и соответствующих устройств ЧАПВ;
- провести настройку уставок и объемов локальных устройств АЧР1;
- вывести избыточные объемы нагрузки из-под действия устройств АЧРПнес и
соответствующих устройств ЧАПВ;
- провести настройку уставок и объемов оставшихся устройств АЧРПнес;
- провести настройку возможного ускорения действия устройств ЧАПВ по
отклонению частоты или по скорости повышения частоты.
Программные расчеты показали, что аварийное автоматическое отделение от
энергосистемы электростанций или их частей (отдельных энергоблоков)
действием устройств ЧДА на район нагрузки и СН, должно выполняться:
- на объем свободной (балластной) нагрузки и СН, не подключенных под
действие системной АЧР;
- на объем локальной АЧР (в составе балластной нагрузки) с уставками частоты
ниже уставки выделения ЧДА (при отделении с дефицитом мощности);
- на объем системного ЧАПВ с минимальными задержками времени включения
нагрузки (при отделении с избытком мощности).
9.3. Решение проблем ЧДА в современных условиях.
В настоящее время разработана концепция реформирования существующей
системы АЧР и выполнения новой усовершенствованной (адаптированной)
системы АЧР, отличающейся простотой, удобством, надежностью, эффективностью
и экономичностью. В разработках Института проблем моделирования в
энергетике (ИПМЭ) имени Г.Е. Пухова НАЛ Украины, принята концепция формирования
адаптированной системы АЧР-ЧАПВ для ОЭС Украины, в диапазоне частоты
АЧР1 - (49,2 - 48,2) Гц. Она полностью соответствует требованиям действующих
стандартов и регламентов по допустимым режимам работы современного
оборудования ТЭС и АЭС [4, 5]. В них, четко и конкретно проработаны также вопросы
выполнения устройств ЧДА и выбора их уставок частоты при выделении разных
видов генерирующего оборудования [39, 40, 55].
По условиям предварительного срабатывания устройств системной АЧР] и
допустимой работы турбоагрегатов ТЭС и АЭС при снижении частоты,
устройства ЧДА, для выделения электростанций или их частей на район нагрузки и
собственных нужд, должны выполняться ускоренными, с уставками не ниже:
а) 48,2 Гц / 0,3 с - для агрегатов ГАЭС (ограничение по лопаткам турбин);
б) 48,0 Гц / 0,3 с - для реакторов АЭС;
в) 47,8 Гц / 0,3 с - для агрегатов ТЭС и ГЭС.
284

Глава 9. Частотная делительная автоматика энеугосиситем
Для ускоренного выделения электростанций или их частей на район нагрузки
и собственных нужд, допускается работа устройств ЧДА без выдержки времени, с
обязательной блокировкой их действия по ССЧ, в случае несинхронных
колебаний частоты или выбега синхронной двигательной нагрузки.
Такие директивные уставки частоты и времени ЧДА обеспечивают их полное
соответствие технически обоснованным требованиям надежности и устойчивости
режимов работы современного оборудования электростанций.
В проекте нового нормативного документа по АЧР также должна быть
приведена подобная таблица особенностей выполнения местной автоматики для
балансировки режима при выделении станции (блока) на собственные нужды, как в
дефицитном, так и в избыточном районе.
В общем, в соответствии с перспективным реформированием системы АЧР и
ее адаптации к требованиям стандартов и регламентов по надежности работы
современного оборудования электростанций, практически решены все
организационные и технические проблемы выполнения частотной делительной автоматики.
9.3.1. Устройства ЧДА в примерно сбалансированном районе.
В соответствии с указаниями СРМ-92, п. 11 гласит, что устройства ЧДА "...
предназначены для отделения электростанций или их частей с примерно
сбалансированной нагрузкой ближайших районов и собственных нужд". Кроме того,
уточнено, что в выделенном районе "... предпочтительно образование
небольшого избытка генерирующей мощности и повышения частоты".
Примерное сбалансирование района нагрузки и СН может обеспечить только
примерно постоянная, балластная нагрузка, не подключенная к действию системы
АЧР и СН [39, 40, 55]. Естественно, что даже такая балластная нагрузка не может
быть постоянной. Ведь любая нагрузка изменяется в течение года, сезона, месяца,
рабочего или выходного дня, рабочей смены и др. В таких режимных условиях,
любой расчетный, примерно сбалансированный район нагрузки и СН, может
выделяться как с дефицитом мощности, так и с избытком мощности (более 5 %).
При расчетном выделении района нагрузки и СН, с дефицитом мощности
более 5 %, для стабилизации работы выделенной станции, её части или
отдельного агрегата, должны быть введены дополнительные очереди локальных устройств
АЧР, на уставках частоты ниже уставки частоты ЧДА (таблица 9.3).
Таблица 9.3. Выделение энергоблока на дефицитный (17 %) район.
№
Пп
1.
Электростанция
(блок)
ТЭЦ-5
Уста
Гц
вки
А
с
47,7 0,3
Выделяемый
район (МВт)
ген. потр дефиц.
370 445 75
17%
Уставки
АЧР (локальной)
Гц с МВт
47,6 0,3 30
47,5 0,3 20
47,4 0,3 10
47,3 0,3 10
49,0 2 5
49,0 4 5
285

Глава 9. Частотная делительная автоматика энеугосиситем
Следует внести в практику эксплуатации, ранее не применявшиеся, новые
технические понятия о таких локальных устройствах АЧР, в несбалансированных
выделяемых районах, для их балансировки после действия устройств ЧДА:
- очереди дополнительных локальных устройств АЧР]-ЧДА, необходимого
объема, (не входящего в системную АЧР) с уставками частоты ниже уставки
частоты ЧДА, с интервалом - 0,1 - 0,2 Гц;
- очереди локальных устройств АЧРП необходимого объема, (входящих в объем
системной АЧРП) с минимальными задержками времени.
В таблице 9.3. показано применение локальных устройств АЧР1, на уставках
частоты, ниже уставки ЧДА и небольшого объема АЧРП с малыми задержками
времени срабатывания.
При расчетном выделении района нагрузки и собственных нужд, с избытком
мощности, для стабилизации работы выделенной станции, её части или
отдельного агрегата, должны применяться балансирующие локальные устройства ЧАПВ
очередей системной АЧР, отключившей потребителей этого района до его
отделения от энергосистемы.
При выделении района с избытком мощности более 5 %, для стабилизации
работы выделенной станции, её части или отдельного агрегата, вводятся:
- очереди локальных устройств ЧАПВ-ЧДА, соответствующего объема,
отключенного устройствами системной АЧР) с уставками частоты на 0,2 - 0,3 Гц
выше последней очереди системной АЧР1, с интервалом - 0,1 - 0,2 Гц;
- интервала между задержками времени местного ЧАПВ-ЧДА - 2 - 3 с.
Уставки по частоте и времени срабатывания балансирующих локальных
устройств ЧАПВ должны быть не ниже 49,2 Гц/1 сек, а объём его очередей
должен распределяться следующим образом:
- к первой очереди ЧАПВ подключается около 50 % избытка мощности,
- объём каждой следующей очереди - в 1,5 - 2 раза меньше предыдущей.
Естественно, что на случай необходимости балансировки выделенного района с
превышением допустимого избытка генерации энергоблока, должны применяться
локальные устройства ускоренного ЧАПВ с минимальными задержками времени
(таблица 9.4).
№
Пп
1
1аолицаУ.4. Мы}
Электростанция
(блок)
ТЭЦ-5
деление эне
Уставки
ЧДА
Гц с
47,8 0,3
эгоолока на изоыточ
Выделяемый
район (МВт)
Ген потр ЧАПВ
300 250 50
17%
ныи (
1 / %) район.
Уставки
Гц
49,4
49,5
49,6
49,7
49,8
ЧАПВ
с МВт
2 20
4 12
6 7
8 6
10 5
При невозможности выделения балластной нагрузки без действия системной
АЧР, требуется ввод устройств ЧАПВ по скорости повышения частоты [39].
286

Глава 9. Частотная делительная автоматика энеугосиситем
9.3.2. Устройства ЧДА в сильно несбалансированном районе.
Основные положения методики расчета уставок ЧДА в выделенном
несбалансированном районе впервые разработаны в ОЭС Украины, в 90-х годах
прошлого века, при отсутствии программных комплексов для анализа действия ЧДА.
Поэтому, первая официальная публикация принципов методики и алгоритма
расчетов уставок частоты и времени ЧДА в выделенных несбалансированных
районах была осуществлена только в 2005 году [40].
Данный раздел является уже законченным обобщением результатов
практических расчетов уставок ЧДА в несбалансированном районе, выполненных на
новом программном комплексе анализа частотных переходных процессов.
Современный оперативно-расчетный комплекс программного анализа
частотных электрических режимов (ОРК ПАНЧЭР-ЧДА), разработанный в
Институте проблем моделирования в энергетике им. Г.Е. Пухова НАЛ Украины,
позволяет применять более совершенные методики расчета уставок ЧДА даже при
значительных небалансах активной мощности выделяемых районов.
В новых методических указаниях по ЧДА должны быть проработаны
необходимые методики и способы выполнения требований:
- определение допустимой минимальной рабочей мощности выделяемых
агрегатов (станций) и ее балансной проверки в выделяемом районе;
- условия и способы выполнения устройств ЧДА в выделяемых
несбалансированных районах со значительными дефицитами или избытками мощности;
- выбор уставок частоты и времени, а также распределения объемов нагрузки по
очередям местных (локальных) автоматик регулирования потребления
выделяемых несбалансированных районов (дефицит или избыток);
- условия возможного совместного действия устройств системной ПА и местных
(локальных) автоматик регулирования потребления выделяемых районов.
При выделении энергоблоков ТЭС на несбалансированный район нагрузки и
СН станций с большим дефицитом мощности, необходим дополнительный ввод
новых локальных устройств АЧР (не входящих в объём системной АЧР), для
ликвидации дефицита мощности района, после действия ЧДА (таблица 9.5).
Таблица 9.5. Решение по выделению энергоблока на собственные нужды
(сильно дефицитный район)
№
пп
1.
Электростанция
(блок)
ТЭЦ-5
Уста
ЧД
Гц
47,5
вки
А
с
0
Выделяемый
район (МВт)
ген. потр. дефиц.
370 480 ПО
30%
Уставки
АЧР
Гц с МВт
47,7 0,3 50
47,6 0,3 30
47,5 0,3 20
47,4 0,3 10
49,0 2 30
49,0 4 30
Уставка частоты 1-й очереди этой АЧР1-ЧДА может быть равна или немного
выше уставки частоты ЧДА, а разность между очередями должна составлять не
287

Глава 9. Частотная делительная автоматика энеугосиситем
более 0,1 Гц. Объём очередей этой местной АЧР1-ЧДА выделенного района
должен распределяться следующим образом:
- к первой очереди АЧР1 подключается около 50 % дефицита мощности,
- объём каждой следующей очереди - в 1,5 - 2 раза меньше предыдущей.
Очереди АЧРП-ЧДА должны срабатывать на уставке частоты последней
очереди системной АЧР1 с минимально повышающимися выдержками времени.
Объем очередей АЧРП-ЧДА должен составлять 15 - 20 % от объема АЧР1-ЧДА.
При выделении района с большим избытком мощности, для стабилизации
работы выделенной станции, её части или отдельного агрегата, должны быть
заданы устройства ЧАПВ-ЧДА очередей системной АЧР, отключившей
потребителей этого района до его отделения от энергосистемы (таблица 9.6).
Таблица 9.6. Решение по выделению энергоблока на собственные нужды
(сильно избыточный район)
№
пп
1
Электростанция
(блок)
ТЭЦ-5
Уставка
ЧДА
Гц с
47,5 0
Выделяемый
район (МВт)
ген потр избыт.
530 370 160
30%
Уставки
ЧАПВ
Гц с МВт
49,9 9 10
49,7 7 10
49,6 5 20
49,5 3 40
49,4 1 70
Уставки по частоте и времени срабатывания местных ЧАПВ-ЧДА должны
быть минимальными (даже ниже 49,4 Гц), а объём его очередей должен
распределяться следующим образом:
- к первой очереди ЧАПВ-ЧДА подключается около 50 % избытка мощности,
- объём каждой следующей очереди - в 1,5 - 2 раза меньше предыдущей.
Естественно, что приведенные в таблицах, значения уставок частоты и
времени, а также соответствующих объемов местных (локальных) устройств АЧР-
ЧДА и ЧАПВ-ЧДА, показывают только возможный арифметический вариант или
тенденцию их изменения.
9.4. Аналитический расчет уставок ЧДА несбалансированного района.
Примерный аналитический расчет уставок и объемов ЧДА локальной схемы
районной электростанции достаточно удобно выполнять по данным зимнего
замера энергосистемы в таблицах программного комплекса анализа частотной
автоматической разгрузки (АНЧАР, таблица 9.7.).
Исходные данные за 17-00 зимнего замера:
1) суммарная генерация Рг = 362 МВт;
2) суммарное потребление Рн = 620 МВт;
3) суммарная нагрузка АЧР1 Pi = 402 МВт;
4) суммарная нагрузка АЧРП Рп = 51 МВт;
5) уставка частоты и времени действия ЧДА - 47,5 Гц/0,5 с.
1. Суммарный объем АЧР1 = 402 МВт, уставкой частоты ЧДА разделяется на
объем устройств:
288

Глава 9. Частотная делительная автоматика энеугосиситем
- системной АЧР1 (до очереди 47,5 Гц включительно) = 242 МВт,
- локальной АЧРТ-ЧДА (от очереди 47,4 Гц и ниже) =160 МВт.
Таблица 9.7. Программный комплекс АНЧАР АЧР-ЧАПВ подстанций 15.12.2010
Подстанц
Арсенал
Гарнизон
Китаевск
Осокор35
СТ-1
Печерска
ТЕЦ-5
ТЕЦ-5
Южная
ТЕЦ-5
Бортничи
Дарн-тяг
Теличка
ГВФ
Протасов
Голосеев
Осок 110
Солом'ян
Вокзальн
Вулкан
Московск
Печерска
ТЕЦ-5
СТ-1
Позняки
Харькове
Централ
Бастионн
Бастионн
Бортничи
Бортничи
Вокзальн
Московск
Протасов
Солом'ян
Теличка
Харькове
А Ч
ГЦ
49.2
49.2
49.2
49.2
49.2
49.1
49.1
48.8
48.8
48.7
48.3
48.3
48.3
48.2
47.9
47.8
47.8
47.7
47.6
47.6
47.6
47.6
47.6
47.5
47.4
47.4
47.3
47.2
Р - 1
сек
0.50
0.50
0.50
0.50
0.50
0.50
0.50
0.50
0.50
0.50
0.50
0.50
0.50
0.50
0.50
0.50
0.50
0.50
0.50
0.50
0.50
0.50
0.50
0.50
0.50
0.50
0.50
0.50
3-00
2.0
2.1
1.8
1.2
0.3
13.3
0.2
0.7
8.0
5.2
4.8
3.0
12.8
7.1
7.3
18.3
14.3
13.4
12.8
2.3
2.2
1.0
20.3
16.8
13.5
23.9
МВт
9-00 17-00
5.0
4.3
2.4
2.4
1.8
17.1
1.0
0.2
0.7
11.9
8.5
6.8
8.6
21.9
12.1
11.4
30.6
25.1
18.8
20.0
5.4
2.7
3.6
31.2
27.7
28.7
40.9
3.5
4.2
3.0
2.0
0.9
18.2
0.5
0.2
0.9
11.9
9.7
6.5
9.3
25.4
13.2
13.9
33.8
30.7
20.9
21.1
6.3
2.7
3.0
39.5
36.5
36.7
47.8
402.3
А Ч Р -
гц сек
49
49
49
49
49
49
49
49
49
1
1
1
1
1
1
1
1
1
8
8
14
14
14
11
11
11
11
2
3-
0
8
6
0
3
3
0
2
6
нес
МВт
-00 9-00 17
7
4
1
3
0
0
6
3
3
2
8
8
2
3
7
0
3
9
0
6
3
1
9
1
9
7
8
2
9
8
3
4
6
0
3
12
51
1
3
9
1
0
9
9
2
6
.0
Ч А П
гц сек
49.7
50.0
49.9
49.9
49.9
49.8
49.8
49.8
49.8
49.8
49.8
49.8
49.8
49.7
49.7
49.7
49.7
49.7
49.7
49.7
49.8
49.7
49.8
49.7
50.0
49.7
30
25
45
35
30
60
50
50
40
20
15
25
25
70
80
55
45
50
60
50
30
75
60
25
50
25
В МВт
3-00
0.2
9-00
0.2
8. 11.9
4.8
3.1
12.8
7.1
7.3
18.3
14.3
13.4
12.8
2.3
20.3
16.8
13.5
23.9
0.7
8.4
6.1
0.3
3.0
3.0
0.6
2.3
6.3
6.8
8.6
21.9
12.1
11.4
30.6
25.1
18.8
20.0
5.4
31.2
27.7
28.7
40.9
2.0
8.6
8.3
2.1
3.9
7.1
0.9
3.7
9.8
17
0
11
6
9
25
13
13
33
30
20
21
6
39
36
36
47
2
9
8
3
4
6
0
3
12
2
9
5
3
4
2
9
8
7
9
1
3
5
5
7
8
1
3
9
1
0
9
9
2
6
2. Определение задержки времени очереди локальной АЧР1 и ЧДА.
По исходным данным:
очередь АЧР1 - 47,5 Гц и устройство ЧДА на частоте 47,5 Гц срабатывают
одновременно, с задержкой времени 0,5 с, а этого нельзя допускать, поскольку:
- при выделении с избытком мощности, действие этой очереди АЧР1 еще больше
повысит избыток мощности (негативное действие);
- при выделении с дефицитом мощности, действие этой очереди АЧР1 будет
активно ликвидировать дефицит выделенного района (позитивное действие).
Поэтому, для раздельного аварийного действия этих автоматических
устройств необходимо: для ускорения действия ЧДА установить задержку
времени 0,2 - 0,3 с, а для очереди АЧР1 оставить задержку времени 0,5 с.
289

Глава 9. Частотная делительная автоматика энеугосиситем
В таких заданных условиях, очередь локальной АЧР1 - 47,5 Гц:
- при избыточном небалансе выделения не должна срабатывать;
- при дефицитном небалансе выделения - сработает через 0,3 - 0,2 с после
выделения района.
3. Определение балластной (стабилизирующей нагрузки).
Балластная нагрузка выделенного района - это не задействованная под
устройства системной АЧР, мало изменяющаяся нагрузка района и СН, которая
обеспечивает примерный баланс мощности и стабилизацию действия выделенных
агрегатов электростанций.
Оптимальным (примерно сбалансированным) считается выделение
электростанции на чисто балластную нагрузку (Рнб), с превышением минимальной
допустимой генерации (Рг) не менее, чем на 1,05 (5 %), для нормативной балансировки
мощности выделенного района. Для большей надежности балансировки
мощности выделенного района должны применяться устройства локальной АЧР-ЧАПВ,
на частотах ниже частоты выделения района (рис. 9.1а).
Рг
Рн
Балластная Рн
(стабилизирующая),
без системной АЧР
частота выделения
Локальная А4Р >:ЧА1Ж ■:
Рг
Рн
Балластная Рн
(стабилизирующая),
без системной АЧР
действие
системной АЧР
частота выделения
Локальная: А4Р >: ЧА1Ж ■:
а)
б)
Рис. 9.1. Выделение электростанций на район нагрузки и собственных нужд:
а) сбалансировании район; б) несбалансированный район.
При снижении частоты в схеме выделения района, более точную
балансировку режима, выполняют местные очереди локальной АЧР1-ЧДА, на частотах, ниже
частоты выделения устройств ЧДА и минимальных задержках времени (0,3 с), а
также по скорости снижения частоты (ЧДАС). Объем локальных очередей АЧР1
не должен входить в суммарный объем системной АЧР1 энергосистемы.
При повышении частоты в схеме выделения района, более точную
балансировку режима, выполняют очереди локального ЧАПВ, на минимально возможных
частотах и минимальных задержках времени действия. Объем локальных
очередей ЧАПВ может входить в суммарный объем системного ЧАПВ энергосистемы.
Таким образом, объем локального ЧАПВ может формироваться на очередях
незначительного объема системной АЧР1, определение которого является одной из
основных трудностей в аналитических расчетах уставок и объемов ЧДА.
290

Глава 9. Частотная делительная автоматика энеугосиситем
Для обеспечения эффективного выделения электростанции на
несбалансированный район, объемы системной АЧР1 в схемах сети ЧДА (за счет уменьшения
объемов балластной нагрузки) должны быть минимальными. Действие очередей и
объемов системной АЧР1 в схемах сети ЧДА, должны четко контролироваться в
разные часы режимных замеров энергосистем.
Исходная (при частоте 50 Гц) балластная нагрузка схемы выделения района
ЧДА равна разности потребления района и нагрузки, подключенной под действие
системной АЧР1 и АЧРП: Рбал = Рн - (PA4Pi + Рачрп) = 620 - (402 + 51) = 167 МВт.
В общем, после отключения устройств системной АЧР1 - 242 МВт (до
уставки ЧДА - 47,5 Гц), именно, на балластную нагрузку района и нагрузку локальной
АЧР1-ЧДА и АЧРП выделяется мощность станции.
Рнр = Рбал + РАЧры + Рачрп = 167 + 160 + 51 = 378 МВт.
Таким образом, суммарная нагрузка выделенного района незначительно
больше генерации, поэтому, небаланс мощности района будет дефицитный:
APi = Рг - Рнр = 362 - 378 = - 16 МВт (4,2 %),
а по техническим требованиям, устойчивое выделение станции должно
выполняться с незначительным избытком генерации (4 - 6 %).
4. Моделирование действия очередей локальной АЧР1-ЧДА.
При реальном дефиците мощности выделенного района:
APi = Рг - Рнр = 362 - 378 = - 16 МВт (4,2 %);
срабатывание очереди 47,4 Гц - 76 МВт, резко увеличивает избыток мощности
АР2 = - APi + 1РАЧР1л (- 16 + 76) = 60 МВт (15,9 %);
очереди 47,3 Гц и 47,2 Гц (84,5 МВт) не сработают при избытке мощности района.
Расчет показывает нелогичность наличия в составе локальной АЧР1 мощной
последующей очереди 76 МВт (на 2-х подстанциях).
5. Моделирование максимального повышения частоты.
Для определения возможного уровня повышения частоты выделенного
района необходимо пользоваться известным соотношением: при базовой номинальной
частоте 50 Гц - 1 % небаланса мощности соответствует отклонение частоты на +
0,25 Гц. С учетом полученного избытка мощности - 15,9 % (60 МВт), можем
приблизительно определить возможное повышение частоты выделенного района:
15,9% -0,25 Гц = 4 Гц.
Таким образом, с учетом срабатывания уставки частоты ЧДА - 47,4 Гц,
возможный уровень частоты выделенного района будет составлять:
47,4 Гц+ 4 Гц = 51,4 Гц.
Такой уровень учитывает повышение частоты по вертикали, а в
действительности, частота будет повышаться под наклоном и, можно предположить, что ее
уровень будет немного ниже 51 Гц - выделение проблематично и необходимо
увеличить балластную нагрузку за счет уменьшения объемов системной АЧР1.
Этот оценочный расчет не учитывает статизма турбин электростанции и
частотного коэффициента нагрузки, поэтому, можно с уверенностью говорить о
неэффективном выделении станции на район нагрузки и собственных нужд.
Но и такой примерный результат дает возможность для анализа ситуации,
который показывает, что:
291

Глава 9. Частотная делительная автоматика энеугосиситем
- необходимо увеличить объем балластной нагрузки за счет снижения объемов
системной АЧР] и, особенно, локальной АЧР1-ЧДА;
- необходимо правильно настроить уставки и объемы локальных устройств АЧР1-
ЧДА и локальных устройств ЧАПВ.
6. Настройка уставок и объемов локальной АЧР1-ЧДА.
Незначительный объем нагрузки первой очереди АЧР1-ЧДА 47,5 Гц - 3 МВт
и значительная нагрузка низших очередей АЧР1-ЧДА - 47,4 (2 подстанции), 47,3
и 47,2 Гц (соответственно, 39,5 и 36,5, 36,7 и 47,8 МВт) не отвечают принципам
ликвидации дефицита мощности в выделенном районе - первые очереди должны
быть максимально необходимыми с постепенным снижением. Поэтому,
необходимо раздробить объемы очередей, за счет возможного сокращения общего
объема АЧР1-ЧДА. Вручную, можно выполнить примерную настройку объемов
очередей, исходя из технических требований, что электростанция (ее часть) должна
выделяться на район нагрузки с небольшим избытком генерации (4-6 %),
достаточным для устойчивой работы турбоагрегатов и резкого повышения частоты
сети на 1 - 1,5 Гц, т.е. до уровня 48,5 - 49 Гц. Поэтому, объем очереди 47,5 Гц
должен быть не 3 МВт, а 18 - 20 МВт.
Объемы каждой следующей очереди, в допустимых пределах регулирования
частотного переходного процесса при ликвидации дефицита мощности, должны
быть примерно на половину меньше предыдущей очереди:
47,4 Гц - 7 - 9 МВт; 47,3 Гц - 3 - 4 МВт; 47,2 Гц - 1 - 2 МВт.
Таким образом, необходимая максимальная суммарная нагрузка четырех
очередей АЧР1-ЧДА должна быть: Рлн = 20+ 9 + 4 + 2 = 35 МВт.
А это значит, что исходная суммарная нагрузка АЧР1-ЧДА - 163 МВт,
является слишком завышенной - на 128 МВт, в погоне за необоснованным
повышением суммарных объемов системной АЧР (задан 61 % (норма - 53 %), при нижней
уставке частоты АЧР1 - 47,2 Гц).
7. Настройка уставок и объемов локального ЧАПВ.
Такой же расчет, как и для локальной АЧР1-ЧДА (в п. 6), необходимо
выполнить для уставок и объемов локального ЧАПВ, за счет нагрузок, отключенных
системной АЧРГ
Для анализа процесса, воспользуемся данными искусственно созданной
ситуации (в п.5), когда отключение очереди 47,4 Гц, суммарной нагрузкой 76 МВт,
приводит к избыточному небалансу мощности - 15,9 % (60 МВт), при котором
возможный уровень частоты выделенного района будет составлять 51,4 Гц.
Для предотвращения угрожающего повышения частоты необходимо
включить приемлемый объем нагрузки (близкий 60 МВт), отключенной устройствами
системной АЧР, чтобы резко снизить СПЧ. Такую нагрузку составляют очереди
ЧАПВ на отключенных присоединениях подстанций: 1) - 49,8 Гц/20 с - 30,7
МВт, 2) 49,8 Гц/15 с - 20,9 МВт, с покрытием суммарного избытка мощности 51,6
МВт и остаточным избыточным небалансом 8,4 МВт (2,3 %).
Для ускорения действия ЧАПВ, на указанных подстанциях необходимо
установить ускоренные уставки частоты и времени срабатывания:
1) 49,4 Гц/3 с - 30,7 МВт. 2) - 49,5 Гц/5 с - 20,9 МВт,
292

Глава 9. Частотная делительная автоматика энеугосиситем
В отличие от расчетов действия локальной АЧР1, где можно хотя бы
приблизительно определить возможный уровень частоты после действия той или иной
очереди АЧР1, в расчетах ЧАПВ определение результирующего уровня частоты
сложнее. Ведь результат во многом зависит от скорости повышения частоты, т.е.
угла наклона восходящей кривой частотно-временного переходного процесса, т.е.
частотной характеристики процесса восстановления частоты.
Вручную, такой процесс необходимо отображать графически в осях частота-
время (четко определяется на ОРК ПАНЧЭР-ЧДА), поэтому, при аналитическом
анализе, проще всего ориентироваться по величине остаточного избытка
небаланса мощности, в данном случае, вполне приемлемые 2,3 %.
Случалось видеть утверждение некоторых авторов, что для большей
реальности аналитического расчета необходимо учитывать действие частотного
коэффициента нагрузки кн, при действии устройств системной АЧР1. Например,
суммарная нагрузка очередей АЧР1 - 242 МВт, при отклонении до уставки частоты
47,5 Гц (на 2,5 Гц) и ки= 2 (1 Гц = 4 %), определяется выражением:
Рн = Рдчи • [100 % - (2,5 • 4)] = 242 • [100 % -10 %)] = 242 • 0,9 = 217,8 МВт.
Следует отметить некорректность постановки такой задачи и ее решение,
поскольку, нагрузка каждой очереди АЧР1 отключается при собственном
отклонении частоты, по которому и должно определяться ее снижение действием ЧКН.
Для примера определим процентное снижение нагрузки некоторых очередей
АЧР1 при отклонении частоты:
49,2 Гц - отклонение частоты 0,8 Гц:
Рачи • [ЮО % - (0,8 • 4 %)] = 18,6 • [100 % - 3,2 %)] = 18,6 • 0,968 = 18 МВт.
48,2 Гц - отклонение частоты 1,8 Гц:
Рачи ■ [Ю0 % - (1,8 • 4 %)] = 18,6 • [100 % - 7,2 %)] = 9,3 • 0,928 = 8,63 МВт.
47,2 Гц - отклонение частоты 2,8 Гц:
Рачи ■ [Ю0 % - (2,8 • 4 %)] = 47,8 • [100 % - 11,2 %)] = 47,8 • 0,888 = 42,4 МВт.
46,5 Гц - отклонение частоты 3,5 Гц:
Рачи ■ [Ю0 % - (3,5 • 4 %)] = 40 • [100 % - 14 %)] = 40 • 0,86 = 34,4 МВт.
Подобный расчет снижения нагрузки каждой очереди системной АЧР1 дает
возможность определить, примерно реальное, суммарное снижение нагрузки
очередей АЧР1 действием ЧКН, тем более, если дополнительно учитывать снижение
частоты (по скорости снижения частоты) каждой очереди за время задержки на
срабатывание - 0,5 с.
9.5. Методика табличных аналитических расчетов ЧДА
несбалансированного района.
Изложенный выше процесс аналитического расчета ЧДА
несбалансированного района удобнее проводить по специальной методике табличного
аналитического расчета.
Примерные исходные данные, расчеты контрольных данных режима ЧДА и
необходимые расчеты по разным замерам АЧР приведены в таблице 9.8. (зимний
замер) и таблице 9.9. (летний замер).
293

Глава 9. Частотная делительная автоматика энеугосиситем
Таблица 9.8. Расчет реальной ЧДА ТЭЦ (зимний замер 2011 г.)
1. Час замера
2. Генерация Рг
3. Нагрузка района Рнр
4. Частота действия ЧДА, Гц
5. АЧР1 - системная Рнс (до 47,5 Гц)
- локальная Рнл (ниже 47,4 Гц)
- суммарная Рдчр1
6. АЧРП суммарная Рдчрп
7. Балластная Рнб = Рнр - (Рдчи + Рдчрп)
8. Превышение Рг над Рнб (> 1,05)
9. Район после действия системной АЧР1
Рнрс = Рнр - Рнс
10. Район после действия ЧДА
Рнрч = Рнб + Рнл + Рдчрп
11. Небаланс APi = Рг - Рнрч
12. Возможное снижение частоты
47,5 Гц + (APj(%)x 0,25)
Послеаварийная ситуация
13. Генерация Рг2 = Рг - Prj = 392 - 95 =
14. Превышение Рг над Рнб (> 1,05)
15. Небаланс АР2 = Рг2 - Рнрч =
= 297 - 259,1 =
16. Возможное изменение частоты
47,5 Гц+ (АР2(%)х 0,25)
Послеаварийная ситуация
3-00
392
386
47,5
126,9
68
194,9
27,7
163,4
2,4
259,1
259,1
132,9
(51,3%)
47,5 + 12,8
= 60,3 Гц
КПР откл.
ri= 95 МВт
297
1,82
37,9
(14,6 %)
47,5 + 3,6
= 51,1 Гц
действие
ЧАПВ
9-00
444
576
47,5
209,7
114,1
323,8
46,4
205,8
2,16
366,3
366,3
77,7
(21,2 %)
47,5 + 5,3
= 52,8 Гц
действие
ЧАПВ
17-00
450
624
47,5
226,4
142,1
368,5
51
204,5
2,2
397,6
397,6
52,4
(13,2 %)
47,5 + 3,3
= 50,8 Гц
нормальн.
выделение
Результаты расчетной таблицы (превышение Рг над Рнб > 1,05) в п. 8 (по
исходной генерации района) и п. 14 (балансирующее отключение части генерации
по КПР) являются контрольными (выделены жирным шрифтом). Эти величины
особо важны в режимах минимальных нагрузок (летний режим) для четкого
удержания минимально-допустимых значений генерации выделяющегося района.
Результаты расчетной таблицы в п. 9 (до выделения района) и п. 10 (после
выделения района) являются контрольными - они должны быть одинаковыми.
Таким образом, только настройка режима за 17-00 обеспечивает нормальное
выделение ЧДА без мероприятий. Режим за 9-00 требует действия ЧАПВ, а
режим за 3-00 требует отключения генератора 95 МВт и дополнительного действия
устройств локального ЧАПВ, с малыми задержками времени.
Более сложные расчеты требуются при анализе летних замеров АЧР.
294

Глава 9. Частотная делительная автоматика энеугосиситем
Таблица 9.9. Расчет реальной ЧДА ТЭЦ (летний замер 2011 г.)
1. Час замера
2. Генерация Рг
3. Нагрузка района Рнр
4. Частота действия ЧДА, Гц
5. АЧР1 - системная Рнс (до 47,5 Гц)
- локальная Рнл (ниже 47,4 Гц)
- суммарная Рдчр1
6. АЧРП суммарная Рдчрп
7. Балластная Рнб = Рнр - (Рдчр1 + Рдчрп)
8. Превышение Рг над Рнб (> 1,05)
9. Район после действия системной АЧР1
Рнрс = Рнр - Рнс
10. Район после действия ЧДА
Рнрч = Рнб + Рнл + Рдчрп
11. Небаланс APi = Рг - Рнрч
12. Возможное снижение частоты
47,2 Гц -(APj(%)x 0,25)
13. Действие локальной АЧР1
Рнрл = Рнрч - Рнл
14. Небаланс АР2 = Рг - Рнрл
15. Возможное изменение частоты
47,2 Гц -(АР2(%)х 0,25)
16. Действие АЧРП - 8 с
Рнр-8с = Рнрл - Р-8с
17. Небаланс АР3 = Рг - Рнр-8с
18. Возможное изменение частоты
47,2 Гц -(АР3(%)х 0,25)
19. Действие АЧРП - 11 с
Рнр-11 с = Рнрл - Р-11 с
20. Небаланс АР4 = Рг - Рнр-11 с
21. Возможное изменение частоты
47,2 Гц -(АР4(%)х 0,25)
22. Послеаварийная ситуация
3-00
118
247
47,5
86,7
45
131,7
15,2
100,1
1,18
160,3
160,2
-42,2
(26,3 %)
47,5 - 6,57
= 40,93 Гц
115,2
+ 2,8
(2,4 %)
47,2 + 0,6
= 47,8 Гц
112,6
+ 5,4
(4,8 %)
47, 8 + 1,2
= 49 Гц
104,3
13,7
(13,1 %)
49 + 3,28
= 52,28 Гц
действие
ЧАПВ
9-00
114
406
47,5
126
68,1
194,1
28,8
183,1
0,62
280
280
-166
(59,3%)
47,5 -14,8
= 32,7 Гц
211,9
-97,9
(46,2 %)
47,2-11,6
= 35,6 Гц
лавина
частоты
22-00
111
368
47,5
132,9
85,7
218,6
27,3
122,1
0,91
235,1
235,1
-124
(52,7 %)
47,5 - 13,2
= 34,3 Гц
149,4
-38
(25,7 %)
47,2 - 6,43
= 40,8 Гц
техн.откл.
турбины
В замере за 3 ч, выделение района происходит с глубоким дефицитом
мощности после действия системной АЧР1 (с угрозой возможного снижения частоты
до 40,6 Гц). Но, при положительном превышении Рг над Рнб и действии очередей
295

Глава 9. Частотная делительная автоматика энеугосиситем
локальной АЧР] (45 МВт), установился приемлемый аварийный уровень частоты
47,8 Гц. Однако, объем очередей АЧРП задан в обратном порядке действия -
увеличение (а не снижение), в порядке срабатывания очередей (8 с - 2,6 МВт, 11с-
8,3 МВт). Естественно, что при срабатывании малой очереди 8 с, уровень частоты
поднялся до 49 Гц, а при последующем срабатывании мощной очереди 11с,
уровень частоты поднялся выше 52 Гц, заблокировав срабатывание последней
очереди 14 с, по возврату частоты 49,1 Гц.
Несложный расчет показывает, что при объеме очереди 8 с - 4,2 МВт,
уровень частоты мог бы подняться до 49,38 Гц с возвратом по частоте остальных
очередей АЧРП. Кстати, для лучшей стабилизации агрегатов электростанций в
выделенном районе, действие очередей АЧРП должно начинаться с минимальных
задержек времени - 3 - 5 с.
Основная причина неэффективности действия ЧДА за 9 и 22 ч - недопустимо
низкая минимальная генерация ТЭЦ (недостаточное превышение Рг над Рнб, п.
8), которая привела в замере:
- за 9 ч (- 78 МВт), к лавине частоты (ДР = 46,2 %, после действия АЧР1-ЧДА) до
действия очередей АЧРП;
- в замере за 22 ч (- 17 МВт), к отключению всех турбин технологическими
защитами по уровню параметров пара и скорости частоты вращения турбин (АР =
25,7 %, после действия АЧР1-ЧДА) до действия первой очереди АЧРП (8 с),
поскольку, после действия локальной АЧР1-ЧДА ССЧ превышает 1 Гц/с.
Таким образом, в зависимости от схемы сети и баланса мощности
выделенного района, в режиме зимних нагрузок, очереди системных АЧР балластной
нагрузки с избытком ликвидируют дефицит мощности (генерация положительна).
Это приводит к резкому повышению частоты до недопустимого уровня для
оборудования электростанции, поэтому в выделенном районе необходимо:
- снизить объем системной АЧР1 для увеличения балластной нагрузки;
- обеспечить предварительное отключение генерации, по заданному КПР.
А в режиме летних нагрузок, действие тех же очередей не может
ликвидировать дефицит мощности выделенного района (генерация отрицательна). Это
приводит к резкому снижению частоты до недопустимого уровня для оборудования
электростанции, поэтому в выделенном районе необходимо:
- увеличить минимальную генерацию электростанции до необходимого уровня;
- обеспечить ввод дополнительных очередей локальной АЧР1-ЧДА, в т.ч. по ССЧ.
Естественно, что при проведении программных расчетов частотных
переходных процессов, с учетом влияния статизма агрегатов электростанций и частотного
коэффициента нагрузки кн, результаты действия ЧДА выделенного района будут
немного отличаться, но тенденция изменения частоты сохраняется.
Практические расчеты очередей и объемов локальных устройств АЧР1-ЧДА
и ЧАПВ в схемах ЧДА, для их эффективной автоматической балансировки
районов выделенных электростанций, возможны только с применением программного
ОРК ПАНЧЭР-ЧДА, разработанного в ИПМЭ им. Г.Е. Пухова НАЛ Украины.
Оперативно-расчетный комплекс ПАНЧЭР-ЧДА позволяет программно
моделировать последовательность частотного процесса:
296

Глава 9. Частотная делительная автоматика энеугосиситем
- срабатывание очередей системной АЧР1 при аварийном снижении частоты до
действия устройств ЧДА;
- необходимое отключение части выделенной генерации по заданному КПР;
- действие выбранных уставок и объемов локальных автоматик разгрузки или
загрузки, при выделении района, с дефицитом или избытком мощности;
- определение необходимой минимальной генерации выделяемого района.
9.6. Программный расчет уставок ЧДА несбалансированного района.
Рассмотрим программный расчет действия уставок частоты и времени ЧДА
(47,5 Гц/0,5 с) реального выделяемого несбалансированного района в системе
АЧР с нижней очередью частоты АЧР1 - 47,2 Гц, с применением ОРК ПАНЧЭР-
ЧДА (таблица 9.10.).
Таблица 9.10. Пример подсистем АЧР-ЧДА и ЧАПВ-ЧДА в несбалансированном
выделенном районе.
Тип и
Очередь
1-1
2-1
2-2
2-3
1-2
1-3
1-4
1-5
1-6
1-7
1-8
1-9
1-10
1-11
1-12
1-13
1-14
АЧР1
Гц с МВт
49,2 0,5 13,6
49,1 0,5 18,2
48,8 0,5 0,7
48,7 0,5 0,9
48,3 0,5 28,1
48,2 0,5 9,3
47,9 0,5 25,4
47,8 0,5 27,1
47,7 0,5 33,8
47,6 0,5 81,7
47,5 0,5 3,0
47,4 0,5 76,0
47,3 0,5 36,7
47,2 0,5 47,8
АЧРП
Гц с МВт
49,1 8 11,4
49,1 11 21,5
49,1 14 16,0
ЧАПВ
Гц с МВт
49,7 50 2,1
49,7 60 9,3
50,0 50 3,2
49,8 60 6,9
49,7 25 13,5
50,0 25 0,2
49,9 45 11,9
49,9 30 9,3
49,8 60 25,4
49,8 50 27,1
49,8 40 33,8
49,8 20 30,7
49,8 15 20,9
49,8 25 27,4
выделение района ЧДА
49,7 70 39,5
49,7 80 36,5
49,7 55 36,7
49,7 45 47,8
В данном случае, очереди системной АЧР1 (от 1-1 до 1-11) программно
отключаются при снижении частоты, тем самым, создавая условия для
последующей работы устройств ЧАПВ при повышении частоты. Но, выдержки времени
местного ЧАПВ-ЧДА должны быть минимально возможными (3 - 8 с).
297

Глава 9. Частотная делительная автоматика энеугосиситем
Для предварительного снижения дефицита выделяемого района и
повышения более устойчивой работы выделяемой электростанции, заданы: очереди
системной АЧР1 (1-1 - 1-11), очереди локальной (местной) АЧР1-ЧДА (1-12- 1-14)
с уставками частоты ниже последней уставки системной АЧР1 и минимальными
выдержками времени - 0,5 с. Для восстановления частоты заданы очереди
местной АЧРП-ЧДА (от 2-1 до 2-3), также, с минимальными выдержками времени.
С учетом нахождения устройства АЧР-ЧДА и ЧАПВ-ЧДА на подстанциях, с
контролем нормальных условий эксплуатации и окружающей среды, работа их
очередей программно учитывается с коэффициентом срабатывания 0,8.
Пример таблицы программного расчета частотного переходного процесса в
несбалансированном районе нагрузки и собственных нужд электростанции
приведен в таблице 9.11.
Таблица 9.11. Программный расчет действия ЧАПВ выделенного района.
При F0 = 50.00: Рген(МВт)= 362.0
Рн(МВт) = 620.0 Небаланс -258.0 МВт, -41.6 %
При Fcda = 47.49: Рген(МВт) = 353.8
Рн(МВт) = 373.9 Небаланс -20.1 МВт -5.4 %
! Тсек ! г(Гц)| df/dt|PH |Рг-Рн|АЧР-ЧАПВ| FycT|Туст|Руст|Рфакт| Рг|
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.001
0.100
0.331
0.567
0.809
1.056
1.115
1.253
1.365
50.000
47.490
47.490
47.490
47.490
47.490
47.490
47.490
47.490
47.490
47.490
47.490
47.490
47.468
47.418
47.368
47.318
47.268
47.256
47.318
47.369
0.000
-0.222
-0.220
-0.215
-0.210
-0.205
-0.200
0.452
0.448
620
549
535
534
534
512
505
486
465
439
376
374
374
374
373
372
371
370
313
313
314
0
-195
-181
-181
-180
-158
-151
-132
-111
-85
-22
-20
-20
-20
-19
-19
-19
-18
40
39
39
АЧР1
АЧР1
АЧР1
АЧР1
АЧР1
АЧР1
АЧР1
АЧР1
АЧР1
АЧР1
АЧР1
АЧР1
01
02
03
04
05
06
07
08
09
10
11
12
49.20
49.10
48.80
48.70
48.30
48.20
47.90
47.80
47.70
47.60
47.50
47.40
0.50
0.50
0.50
0.50
0.50
0.50
0.50
0.50
0.50
0.50
0.50
0.50
14
18
1
1
28
9
25
27
34
82
3
76
10
14
1
1
22
7
19
21
26
63
2
58
362
354
354
354
354
354
354
354
354
354
354
354
354
354
353
353
353
352
352
353
353
! Тсек ! г(Гц)| df/dt! Рн|Рг-Рн|АЧР-ЧАПВ| FycT|Туст|Руст|Рфакт|Рг |
24.560
24.986
25.221
50.774
50.677
50.627
0.014
-0.218
-0.209
382
381
380
-20
-19
-18
ЧАПВ 1
49.80
15.0
21
22
362
362
362
298

Глава 9. Частотная делительная автоматика энеугосиситем
! 25.466!50.577!-0.200|379|
! 25.722!50.5271-0.191 |379!
■17 !
■17!
|362 !
1362 !
29.206
29.560
29.593
29.709
39.476
39.916
40.244
40.245
41.769
43.244
43.594
50.027
49.991
49.976
49.926
47.721
47.671
47.635
47.635
47.621
47.609
47.671
-0.105
-0.099
-0.438
-0.429
-0.116
-0.111
-0.010
-0.009
0.174
371
401
401
400
366
365
356
356
355
339
340
-9
-39
-39
-38
-10
-10
-1
-1
-1
16
15
ЧАПВ 2
АЧР2н 1
АЧР2н 2
49.80
49.10
49.10
20.0
31
8.00
11.00
11
22
31
17
362
362
362
362
355
355
355
355
355
355
355
5.828
6.193
6.244
6.401
6.586
6.774
48.022
48.072
48.079
48.122
48.172
48.222
0.140
0.135
0.274
0.269
0.264
345
345
333
333
334
335
12
12
24
24
24
23
АЧР2н 3
49.10
14.00
16
13
357
357
357
357
358
358
S3.141
S3.356
S3.526
!50.140
!50.074
!50.024
0.001
-0.300
-0.291
389
388
388
-27 !
-26|
-26|
ЧАПВ 3
49.80
25.00
27
28
362
362
362
101.265
103.387
106.191
109.926
110.304
118.052
150.000
48.222
48.172
48.122
48.076
48.072
48.022
47.985
-0.027
-0.021
-0.015
-0.010
-0.010
-0.004
-0.000
360
360
359
358
358
357
357
-2
-2
-1
-1
-1
-0
-0
358
358
357
357
357
357
357
Таблица показывает, что за время 1,1 с после выделения схемы ЧДА,
происходит ликвидация дефицита мощности с действием последней очереди 47,4 Гц
(мощностью 76 МВт) при частоте 47,26 Гц, с избыточным забросом мощности
выше 50 Гц. При частоте 50,77 Гц последовательно срабатывают две очереди
ЧАПВ, снижающие частоту до срабатывания 3-х очередей АЧРПн, которые снова
восстанавливают частоту выше 50 Гц. Это приводит к действию 3-й очереди
ЧАПВ, снова снижающей частоту сети до уровня 48 Гц (рис. 9.2).
Таким образом, только практическое применение ОРК ПАНЧЭР-ЧДА
предоставляет возможность в любом районе нагрузки и собственных нужд
электростанций, выделенных устройствами ЧДА:
- выполнить подробный анализ процесса действия ЧДА выделяемого района;
- увидеть все недостатки существующей настройки очередей системной и
локальной АЧР-ЧАПВ;
- выполнить технически грамотную настройку очередей АЧР-ЧАПВ,
обеспечивающую плавный переходный процесс в устойчивую работу электростанции.
299

Глава 9. Частотная делительная автоматика энеугосиситем
Переходный частотный процес при работе ЧДА
Рис. 9.2. График изменения частоты с переходом дефицитного района
в избыточный район, при действии не отстроенного ЧАПВ.
9.7. Частотная делительная автоматика по скорости снижения частоты.
При энергоснабжении частей энергосистем приходится рассматривать
практические режимы аварийного выделения удаленных потребителей с
маломощными промышленными электростанциями, получающих основное питание по
тупиковым линиям высокого напряжения. К таким потребителям, особенно
распространенным на просторах Российской Федерации, относятся удаленные шахты,
рудники, военные городки, аэродромы, станции дальнего слежения и др.
При отключении питающих линий электропередачи требуется быстрое
выделение таких маломощных электростанций на расчетную ограниченную нагрузку
основных потребителей объекта. Отключение такой линии может вызвать
настолько большой небаланс мощности выделяемого района и такую большую
скорость снижения частоты, что действие устройств АЧР1, оказывается
неэффективным. Естественно, что в таких условиях и по той же причине, неэффективным
будет и действие устройств ЧДА по отклонению частоты.
В таком случае, возможно применение устройств ЧДА по уставке скорости
снижения частоты (ЧДАС) около 2 Гц/с, для выделения электростанции на район
балластной нагрузки и механизмов собственных нужд, а также локальных
устройств АЧР1 и локальных устройств ЧАПВ.
Локальные устройства АЧР1 и ЧАПВ смогут обеспечить:
300

Глава 9. Частотная делительная автоматика энеугосиситем
- автоматическое регулирование небаланса мощности выделенного района;
- выведение генератора на устойчивую работу при номинальных параметрах.
Скорость снижения частоты устройств ЧДАС определяется по максимально
возможному небалансу мощности зимних и летних нагрузок выделяемого района:
- с постоянной общей ССЧ или возможным переключением зависимой
уставки ССЧ, в положение: зима - лето;
- с постоянной общей ССЧ и увеличением летней нагрузки выделяемого
района до максимальных допустимых значений.
Пример расчета ССЧ выделяемого района.
Расчетные данные питающей сети района в максимальных зимних режимах:
- генерация района -2x3 МВт (6 МВт); - потребление района - 10 МВт;
- небаланс мощности - 4 МВт, 40 %; - начальная ССЧ = 2 Гц/с.
Расчетные данные питающей сети района в максимальных летних режимах:
- генерация района -1x3 МВт (3 МВт); - потребление района - 6 МВт;
- небаланс мощности - 3 МВт, 50 %; - начальная ССЧ = 3 Гц/с.
Расчеты показывают, что в зимних условиях - ССЧ на пределе допустимой
для действия ЧДА по отклонению частоты, без гарантии эффективного выделения
района. А в условиях летнего ремонта одного блока электростанции, большая
ССЧ требует применения устройств ЧДАС на общей уставке ССЧ =1,7-1,5 Гц/с.
Такая уставка ССЧ, в сочетании с частотой пуска схемы не ниже 49,5 Гц,
обеспечивает эффективное выделение станции на балластную нагрузку района и
нагрузку локальных устройств АЧР1 и ЧАПВ, как в зимних, так и в летних условиях.
Расчет локальных устройств АЧР1 и ЧАПВ определяется условиями каждого
конкретного случая выделения станции - по обычной методике.
Ускорение действия ЧДА по скорости снижения частоты (ЧДАС).
В соответствии с нормативами, устройства ЧДА должны выделять
электростанцию или отдельные блоки на примерно сбалансированную нагрузку. Эти
вопросы будут освещены в дальнейшем (глава 9), а в этой главе рассмотрим только
возможность и необходимость эффективного выделения энергоблоков при
ускорении действия устройств ЧДА по скорости снижения частоты.
Для этого не потребуется выполнения сложных расчетов, поскольку
устройства ЧДА, по принципу действия, должны работать после действия последней
очереди АЧР1 или в самом конце действия очередей АЧР1.
Например, в украинских "Правилах АЧР - 2003", с нижней АЧР1 - 47,2 Гц,
рекомендованы уставки частоты ЧДА - 46,8 - 45,8 Гц/0,5 с, при действии
которых, уже не может быть речи об устойчивой работе выделенных энергоблоков.
Ведь, даже после действия всех очередей АЧР1, энергоблоки по инерции
торможения продолжают просадку по частоте на 0,5 - 0,7 Гц. При снижении
частоты до уровня таких заданных уставок частоты ЧДА отрабатывает свою
задержку времени и срабатывают при частоте сети около 46 Гц, в зоне
неустойчивой работы турбин и возможного явления лавины частоты.
Для подтверждения таких выводов, выполним расчетный анализ возможной
частоты срабатывания ЧДА, из рекомендованного "Правилами" диапазона
уставок частоты 46,8 Гц - 45,8 Гц, для крайних и среднего значений частоты. При этом
301

Глава 9. Частотная делительная автоматика энеугосиситем
допустим, что в существующей системе АЧР с нижней уставкой АЧР1 - 47,2 Гц,
успешно отработали все очереди АЧР1 и по инерции торможения турбоагрегаты
уходят вниз на 0,5 - 0,7 Гц, с остаточной ССЧ 0,1 Гц/с:
при аварийной ССЧ = 0Л Гц/с:
46,8 Гц - (0,1 Гц/с • 0,5 с) = 46,8 - 0,05 = 46,75 Гц -> деление.
46.0 Гц - (0,1 Гц/с • 0,5 с) = 46,0 - 0,05 = 45,95 Гц -> сомнительно;
45,9 Гц - (0,1 Гц/с • 0,5 с) = 45,9 - 0,05 = 45,85 Гц -> лавина частоты.
45,8 Гц - (0,1 Гц/с • 0,5 с) = 45,8 - 0,05 = 45,75 Гц -> лавина частоты.
Таким образом, можно утверждать, что объективность рекомендованных
уставок частоты устройств ЧДА не отличается особой технической
корректностью.
Рассмотрим аварийную ситуацию действия устройств ЧДА по отклонению
частоты, когда в отделившейся, остродефицитной часто ОЭС (1996 г и 2001 г)
наблюдалось лавинное снижение частоты с ССЧ = 2,4 Гц/с.
При неэффективном действии существующих устройств АЧР1 (при лавине
частоты с начальной ССЧ = 2,4 Гц/с), определим возможную частоту
срабатывания ЧДА при допустимой неселективной уставке частоты 47,5 Гц, а также при
частотах 46,8 Гц и 45,8 Гц, при аварийной ССЧ = 2,4 Гц/с:
47,5 Гц - (2,4 Гц/с • 0,5 с) = 47,5 - 1,2 = 46,3 Гц —» лавина частоты.
46,8 Гц - (2,4 Гц/с • 0,5 с) = 46,8 - 1,2 = 45,6 Гц -> лавина частоты;
45,8 Гц - (2,4 Гц/с ■ 0,5 с) = 45,8 - 1,2 = 44,6 Гц -> лавина частоты.
Таким образом, при лавинной ССЧ не могло быть никакой надежды на
успешное выделение энергоблоков устройствами ЧДА, что и подтвердилось при
практическом прохождении данных частотных аварий.
Определим, независимо от уставок по отклонению частоты устройств ЧДА,
возможную частоту срабатывания устройств частотной делительной автоматики
по скорости снижения частоты (ЧДАС), при суммарной задержке времени = 0,3 с
и разных частотах пуска схемы измерения ССЧ, при аварийной ССЧ = 2,4 Гц/с.
48,5 Гц - (2,4 Гц/с ■ 0,3 с) = 48,5 - 0,72 = 47,78 Гц -> выделение;
48.4 Гц - (2,4 Гц/с ■ 0,3 с) = 48,4 - 0,72 = 47,68 Гц -> выделение;
48,3 Гц - (2,4 Гц/с • 0,3 с) = 48,3 - 0,72 = 47,58 Гц -> выделение;
48,2 Гц - (2,4 Гц/с • 0,3 с) = 48,2 - 0,72 = 47,48 Гц -> выделение;
48.1 Гц - (2,4 Гц/с • 0,3 с) = 48,1 - 0,72 = 47,38 Гц -> выделение;
48 Гц - (2,4 Гц/с • 0,3 с) = 48 - 0,72 = 47,28 Гц -> выделение;
47,9 Гц - (2,4 Гц/с ■ 0,3 с) = 47,9 - 0,72 = 47,18 Гц ^ выделение;
47,8 Гц - (2,4 Гц/с ■ 0,3 с) = 47,8 - 0,72 = 47,08 Гц -> выделение;
47.5 Гц - (2,4 Гц/с ■ 0,3 с) = 47,5 - 0,72 = 46,78 Гц -> сомнительно.
Для гарантированного эффективного действия ЧДАС, с учетом возможной
большей начальной ССЧ, выбираем настройку автоматики с частотой пуска
схемы измерения ССЧ - 48 Гц. При частоте пуска схемы измерения ССЧ устройств
ЧДАС - 48 Гц и выше, обеспечивается:
- отключение последней питающей линии электропередачи для успешного
выделения электростанции, при снижении частоты сети до 47,28 Гц и выше;
302

Глава 9. Частотная делительная автоматика энеугосиситем
- достаточный уровень исходной частоты выделенного района нагрузки и СН
энергоблоков, для последующей стабильной и надежной работы агрегатов.
Полученные настройки устройств ЧДАС с частотой пуска схемы измерения
ССЧ от 48,3 Гц и выше, можно использовать при подготовке схемы выделения
электростанции или её части, для предварительного отключения линий связи с
энергосистемой, автономным действием реле частоты на выключатель (без
каналов телеуправления).
При вводе адаптированной системы АЧР с нижней уставкой частоты 48,2 Гц
будут задействованы уставки частоты ЧДА, в зависимости от типа блоков АЭС
или ТЭС - 48,0 Гц и 47,8 Гц. Для адаптированной системы АЧР, при тех же
условиях расчетов, определяем возможную частоту срабатывания устройств:
- ЧДА по отклонению частоты:
АЭС 48,0 Гц - (2,4 Гц/с ■ 0,3 с) = 48,2 - 0,72 = 47,28 Гц -> выделение;
ТЭС 47,8 Гц - (2,4 Гц/с ■ 0,3 с) = 47,8 - 0,72 = 47,08 Гц -> выделение;
- ЧДАС по скорости снижения частоты:
АЭС 48,7 Гц - (2,4 Гц/с ■ 0,3 с) = 48,7 - 0,72 = 47,98 Гц -> выделение;
ТЭС 48,5 Гц - (2,4 Гц/с ■ 0,3 с) = 48,5 - 0,72 = 47,78 Гц -> выделение.
Таким образом, повышение частоты пуска схемы измерения ССЧ на
определенную величину от уставки отклонения частоты ЧДА, на такую же величину
повышает частоту выделения электростанции или её части на район нагрузки и СН.
Сравнение расчетных результатов действия устройств ЧДА и ЧДАС, при
значительных дефицитах мощности с лавинной ССЧ, показывает, что:
- в существующей системе АЧР (нижняя АЧР1 - 47,2 Гц), действие устройств
ЧДА по отклонению частоты не может быть эффективным, решение такой
проблемы может быть обеспечено только при действии устройств ЧДАС;
- в адаптированной системе АЧР (нижняя АЧР1 - 48,2 Гц), успешное действие
устройств ЧДА обеспечивается на частоте сети 47,1 Гц и выше, а успешное
действие устройств ЧДАС обеспечивается на частоте - 47,8 Гц и выше.
Примечания (в любых условиях выделения):
1. Действие мощных очередей системных ЧАПВ (отключенных системной
АЧР1 до деления), создает каскадный частотный переходный процесс с
погашением выделенного района. Поэтому, их действие должно блокироваться по факту
выделения района, с возвратом их действия - только после синхронизации района
с энергосистемой.
2. Для эффективного выделения района при снижении напряжения в
энергосистеме (авария в Подмосковье, 2005 г), в схеме ЧДА должно быть устройство
параллельного пуска («или») от реле минимального напряжения, с заданной
уставкой (Umhh = 0,5 - 0,6 Uhom).
303

Глава 10. Автоматика ограничения повышения частоты
Глава 10. АВТОМАТИКА ОГРАНИЧЕНИЯ ПОВЫШЕНИЯ ЧАСТОТЫ.
10.1. Аварийная разгрузка электростанций
при повышении частоты.
В текущих режимах работы ОЭС (ЭС) отделение избыточных энергосистем
или их частей, а также отключение значительной нагрузки потребителей или
включение большой генерируемой мощности в энергосистеме, создают избыток
активной мощности с возможным превышением нормативно допустимых уровней
частоты сети (см. глава 3).
Информативным результатом анализа, отображающим проблемы надежной
работы электростанций в современных условиях, является фрагмент таблицы
рабочих и аварийных режимов для энергосистем (ОЭС) при повышении частоты,
выполненная в соответствии с ГОСТ 24278-89 - для турбин ТЭС, ГОСТ 24277-
91 - для турбин АЭС, а также технологического регламента безопасной
эксплуатации (ТРБЭ) реакторов АЭС (таблица 10.1).
Таблица 10.1. Рабочие и аварийные режимы при повышении частоты.
Частота, Гц
51,0
И выше
50,99-50,5
50,49-50,2
50 + 0,2
Режим
аварийный
недопустимый
аварийный

кратковременно
допустимый
длительно
допустимый
нормальный
Ограничения
по условиям
эксплуатации
ТЭС и АЭС,
через 10 сек -
отключение
ВВЭР-1000
по нормам
качества
электроэнергии
по нормам
качества
электроэнергии
Средства регулирования
немедленное заглушение
реакторов АЭС и останов
энергоблоков ТЭС
АРЧМ и оперативно,
с учетом останова
энергоблоков ТЭС
АРЧМ (первичное и
вторичное регулирование),
оперативные меры
АРЧМ (первичное и
вторичное регулирование),
оперативные меры
Как видно из таблицы, по сравнению с нормальным режимом работы
энергосистем (50 + 0,2 Гц), частотный диапазон длительно допустимых и аварийных
кратковременно допустимых режимов работы энергосистем при повышении
частоты не может превышать, соответственно, 0,3 Гц и 0,8 Гц.
В то же время, при тех же исходных условиях нормального режима
энергосистем (50 + 0,2 Гц), частотный диапазон аварийных, кратковременно
допустимых режимов работы энергосистем при снижении частоты может достигать
уровня до 2,5 - 3 Гц.
Таким образом, аварийные режимы с повышенными уровнями частоты в
энергосистемах существенно опаснее для оборудования ТЭС и АЭС.
Для турбин ТЭС - это, прежде всего, увеличение скорости вращения ротора,
вызывающее опасность повышения вибрации лопаток и появления резонанса не-
304

Глава 10. Автоматика ограничения повышения частоты
допустимых механических перенапряжений с возможным повреждением
лопаточного аппарата.
Для генераторов энергоблоков ТЭС - это недопустимый перегрев лобовых
частей обмоток ротора с их возможной электродинамической деформацией.
Для реакторов АЭС - это резкое повышение производительности главных
циркуляционных насосов (ГЦН), приводящее к изменению температурного
режима реакторов. Такие изменения могут вызвать неконтролируемые и
необратимые тепломеханические смещения технологических конструкций реакторов,
участвующих в контролируемой ядерной реакции (кассетные сборки, ТВЭЛ).
Технические условия угрожающих последствий, сравнительно
незначительного повышения уровней частоты вращения турбин энергоблоков, требуют
применения быстродействующих автоматических устройств разгрузки турбин [8, 76].
Аварийная разгрузка паровых турбин (APT) - способ управления
переходными электромеханическими процессами в энергосистемах, который
обеспечивает непосредственное изменение механической мощности агрегатов действием на
систему автоматического регулирования частоты вращения (АРЧВ).
В режимах APT, как и при аварийном отключении генераторов (ОГ),
решаются две задачи:
- поддержание динамической устойчивости энергосистемы,
- разгрузка линий электропередачи до значений мощности, которая соответствует
новому послеаварийному пределу статической устойчивости.
Следует отметить, что из-за инерционности процесса в канале регулирования
мощность турбины не может изменяться скачкообразно, поэтому реальный
процесс изменения мощности турбины происходит постепенно.
Поэтому, большое значение имеет зависимость изменения мощности
разгрузки турбины от задержки времени ее действия, с момента возникновения
аварийной ситуации, т.е., быстродействие аварийной разгрузки. Естественно, что чем
меньше будет задержка времени разгрузки, тем меньше потребуется объем
аварийной разгрузки и наоборот.
Рассмотрим принципиальную схему действия автоматической разгрузки
энергоблока ТЭС в нормальном и аварийном режиме работы (рис. 10.1.).
Рис. 10.1. Схема регулятора частоты вращения турбины с ЭГП.
305

Глава 10. Автоматика ограничения повышения частоты
В соответствующих разделах главы 4 показано, что мощность паровой
турбины изменяется посредством автоматического регулятора частоты вращения
(АРЧВ), для чего все регуляторы имеют механизмы изменения скорости
вращения (МИСВ). Действием МИСВ изменяется уставка регулятора по частоте, что
приводит к заданному изменению мощности генератора [27, 71 ].
Заданная автоматикой или персоналом, необходимая величина изменения
мощности турбины, посредством сельсинной передачи отрабатывается
двигателем МИСВ, который является интегрирующим элементом системы
автоматического регулирования, с передаточной функцией W(p) = 1 р и позволяет управлять
мощностью (частотой вращения) агрегата с помощью импульсов. Поэтому, сигнал
на изменение заданной мощности подается кратковременно, а интегрирующий
элемент МИСВ сохраняет его значение до следующего изменения задания
мощности со стороны персонала или автоматики.
Но, такой канал автоматической системы первичного регулирования турбин
применим только для управления турбоагрегатом в нормальном режиме. А для
ускоренного, аварийного изменения мощности этот канал неприемлем из-за
большого замедления действия интегрирующего элемента МИСВ, имеющего
значительную постоянную времени.
Поэтому было разработано устройство аварийной разгрузки турбины, с
учетом необходимости быстрого снижения мощности турбоагрегата в аварийных
условиях. Для этого, на автоматических регуляторах частоты вращения мощных
турбогенераторов выполняется дополнительный канал регулирования частоты
вращения турбины посредством электрогидравлического преобразователя (ЭГП).
ЭГП преобразует входной электрический сигнал изменения мощности в
механическое воздействие на золотник регулятора частоты вращения турбины. ЭГП
состоит из двух основных узлов: электромеханического преобразователя (ЭМП) и
золотников ЭГП.
ЭМП - это электромагнит (соленоид), подвижная система которого, при
отсутствии тока в катушке соленоида, уравновешена двумя пружинами в среднем
положении (регулирующие клапаны турбины открыты).
При подаче на ЭМП электрического сигнала, подвижная часть перемещается
на определенную величину, что вызывает соответствующее перемещение
золотника системы регулирования и работу сервомотора регулирующих клапанов на
закрытие пара. При исчезновении тока в соленоиде ЭМП, под действием пружин
шток подвижной части возвращает золотники в исходное состояние.
Таким образом, в отличие от канала регулирования МИСВ, канал
регулирования ЭГП можно рассматривать, как безинерционный элемент системы
автоматического регулирования с передаточной функцией W(p) = k.
Любой заданный сигнал на изменение мощности Р3 (может быть переменный
как по величине, так и по длительности) на входе ЭГП, без задержки времени
передается на золотник автоматического регулятора частоты вращения. При снятии
сигнала изменения мощности Р3 с входа ЭГП уставка регулятора частоты
вращения возвращается в исходное положение. Таким образом, изменение уставки
регулятора частоты вращения сохраняется до тех пор, пока на входе ЭГП имеется
сигнал Р3.
306

Глава 10. Автоматика ограничения повышения частоты
Обычно электрический сигнал изменения мощности на ЭГП подается в виде
кратковременного импульса определенной величины и длительности -
импульсная разгрузка (ИР) турбины.
Величина импульса влияет на скорость открытия окон золотника - чем
больше импульс, тем быстрее они открываются. Длительность импульса (как
правило, несколько десятых долей секунды) увеличивает степень разгрузки
турбоагрегата [71].
Импульсную характеристику разгрузки турбины, в практических условиях,
получают экспериментально. Для этого, при подаче на вход ЭГП импульса
заданной интенсивности и длительности, фиксируется изменение электрической
мощности генератора (измерение мощности на валу турбины затруднительно).
Рассмотрим импульсные характеристики турбоагрегата при подаче на вход
ЭГП двух импульсов, отличающихся величиной - в 2 раза и длительностью 0,23 с
Рг
^^
%
X
0,2
>
£
г
^
0,4
i
^
0,6 Л
*
Рис. 10.2. Импульсная характеристика турбоагрегата.
При разгрузке через ЭГП (кривая L и 2), изменение мощности турбоагрегата
происходит с некоторой задержкой по отношению к моменту подачи импульса,
что обусловлено запаздыванием в системе регулирования турбины. Когда
импульс изменения мощности снимается с ЭГП, мощность агрегата, по импульсной
характеристике 1 и 2, возвращается к своему исходному значению. При этом,
плавное изменение мощности на подъеме также обусловлено запаздыванием в
системе регулирования турбины.
При воздействии на турбину через ЭГП, глубина и скорость аварийной
импульсной разгрузки получаются вполне приемлемыми для сохранения
динамической устойчивости энергосистем, что подтверждает многолетний опыт
эксплуатации систем регулирования паровых турбин и практических расчетов уставок
режимных автоматик при динамическом изменении мощности.
Для сохранения статической устойчивости в после аварийном режиме [71]
или для разгрузки агрегата с потерей возбуждения генератора, сигнал на
разгрузку подают одновременно:
307

Глава 10. Автоматика ограничения повышения частоты
- через ЭГП, который обеспечивает быстродействие аварийной импульсной
разгрузки;
- через МИСВ, который обеспечивает изменение мощности в установившемся
режиме.
При таком суммарном воздействии на разгрузку агрегата, изменение
мощности показано в виде кривой 3, на рис. 10.2.
На случай различных аварийных ситуаций турбина оснащена
гидравлической системой защиты с нормальным давлением турбинного масла 20 кГ/кв.см,
вплоть до автомата безопасности.
В описании опасности рабочих режимов турбоагрегатов с повышенной
частотой некоторые авторы [7] утверждают, что "срабатывание автоматов
безопасности турбин по скорости их вращения, часто не предотвращает увеличения
частоты их вращения, сверх допустимой. Объясняется это тем, что после
прекращения подачи пара генераторы могут перейти в режим синхронного двигателя и
начать вращать турбины с частотой, соответствующей частоте сети, задаваемой
другими турбогенераторами".
При такой простой аргументации возникает логичный вопрос: почему при
одних и тех же условиях повышенной частоты в энергосистеме, на одних
турбинах - аварийно срабатывают автоматы безопасности, в то время, когда "другие
турбогенераторы" - работают нормально и задают частоту сети, в соответствии с
которой, вращаются роторы турбин (с сработанными автоматами безопасности) в
режиме синхронных двигателей.
В действительности, автомат безопасности (АБ) турбины является одним из
звеньев гидравлической системы защиты турбины и когда давление пара
преодолевает напряжение пружин, он своими двумя "бойками", через рычаги, напрямую
действует на золотник, чем выполняет аварийный слив масла из гидросистемы.
При этом, последовательно выполняется:
- "посадка" стопорных клапанов;
- отключение выключателя генератора;
- блокировка возбуждения генератора;
которые обеспечивают действие автомата гашения поля (АГП) и торможение
вращения ротора при выбеге генератора.
Таким образом, защитное действие гидравлической системы турбины во всех
случаях блокирует опасность перехода генератора в аварийный режим
синхронного двигателя. Поэтому, такой режим может возникать не часто, а только иногда,
при неплотном закрытии клапанов турбины.
Тем более, что срабатывание автомата безопасности при повышении
скорости вращения ротора турбины на 11-12 % сверх номинальной скорости 3000
об/мин, является не последним звеном защиты, действие которого возможно
только в редких, исключительных случаях, когда в процессе аварийной разгрузки
не достигнута эффективность предшествующих, более щадящих и
контролируемых способов разгрузки турбины.
В системе защиты турбины имеется и дополнительная защита при
повышении скорости вращения ротора турбины на 14-15 % сверх номинальной скорости
308

Глава 10. Автоматика ограничения повышения частоты
3000 об/мин (3435 ±25 об/мин), а также защита отключения генератора от сети и
торможения ротора турбины.
В аварийных случаях с большой скоростью повышения частоты
энергосистемы, требуется экстренное и эффективное снижение скорости вращения ротора
турбины до полной остановки. Для этого применяются устройства закрытия
стопорных клапанов турбины и электромагнитный выключатель.
Сервомотор автоматического затвора цилиндров высокого давления (ЦВД)
предназначен для быстрого закрытия стопорного клапана ЦВД.
Сервомотор автоматического затвора цилиндров высокого давления (ЦСД)
предназначен для быстрого закрытия стопорного клапана ЦСД.
Форсировку закрытия стопорных клапанов сервомотора ЦВД-ЦСД, с целью
уменьшения заброса числа об/мин при отключении генератора от сети,
обеспечивает дифференциатор. Действие дифференциатора примерно пропорционально
ускорению ротора и начинается при сбросе около 40 % номинальной нагрузки и
скорости вращения ротора выше приблизительно 103 % номинальной скорости.
Электромагнитный выключатель (ЭМВ) служит для быстрого закрытия
сервомоторов автоматических затворов регулирующих клапанов турбины. При
подаче электрического тока на обмотки ЭМВ при действии аварийных защит или
дистанционного отключения турбины, якорь электромагнита перемещается вверх до
упора, переставляя золотник и открывая окно, что приводит к резкому снижению
давления масла в линии дополнительной защиты и срабатывания золотников
автомата безопасности - закрытию сервомоторов автоматического затворов и
регулирующих клапанов.
10.2. Мероприятия по ограничению повышения частоты.
Устройства автоматического ограничения повышения частоты (АОПЧ)
предназначены:
- для предотвращения недопустимого повышения частоты (до 55 Гц), при
котором возможно срабатывание автоматов безопасности турбин ТЭС;
- для ограничения длительного повышения частоты на ТЭС значениям, при
которых нагрузка блоков не выходит за пределы диапазона допустимых
нагрузок [76].
В узлах энергосистемы, где нет электростанций, устройства АОПЧ
применяются для ограничения повышения частоты до 60 Гц, для обеспечения нормальной
работы электродвигателей.
Система АОПЧ должна охватывать любой изолированный район или такой,
который может быть отделен от энергосистемы сечениями асинхронного режима,
самопроизвольного или управляемого деления и т.п., с аварийным избытком
мощности, приводящим к недопустимому повышению частоты.
Комплекс устройств АОПЧ должен выполнять свои функции при любом
возможном для данного района (узла) аварийном избытке активной мощности.
При этом, действие устройств АОПЧ не должно происходить при допустимом
эксплуатационном повышении частоты, а также в режиме синхронных качаний.
309

Глава 10. Автоматика ограничения повышения частоты
В любом случае, действие устройств АОПЧ не должно приводить к
последующему действию устройств автоматического ограничения снижения частоты
(АОСЧ).
Устройства АОПЧ контролируют частоту энергосистемы и (или) скорость ее
повышения, а также, при необходимости, работу котла при выходе его режима за
пределы регулировочного диапазона.
Устройства АОПЧ ликвидируют аварийный избыток активной мощности
района за счет отключения генераторов (ОГ) или деления системы, для отделения
ТЭС с примерно сбалансированной нагрузкой от энергосистемы в целях
резервирования действия остальных устройств АОПЧ.
Возникновение аварийного избытка активной мощности в энергосистеме или
ее части, в которой преобладают ГЭС, может вызвать повышение частоты до
уровня, опасного для паровых турбин ТЭС. Такая ситуация возможна, когда
генерирующая мощность агрегатов ГЭС не менее чем на 20 % превышает мощность
нагрузки выделенной энергосистемы или ее части.
Для предотвращения разноса паровых турбин ТЭС при недопустимых
повышениях частоты энергосистем, необходимо:
1. Везде, где возможны такие случаи, устанавливать автоматические устройства,
действующие ступенями на отключение гидрогенераторов, суммарная
мощность которых примерно соответствует избытку мощности в энергосистеме
или несколько меньше его. При этом отключение генераторов ГЭС не должно
приводить к возникновению аварийного дефицита мощности и последующей
работе устройств АЧР в энергосистеме.
2. При разделении оборудования ГЭС на несколько групп (частей),
автоматические устройства по п. 1, действующие на отключение генераторов при
повышении частоты, устанавливать на каждой из тех частей, в которых возможно
опасное повышение частоты. В целях повышения надежности
функционирования устройств по п. 1 не допускается применение каналов связи для
передачи сигналов управления.
3. В тех случаях, когда возможна фиксация аварийного избытка мощности,
который может обусловить опасное повышение частоты, целесообразно выполнять
автоматику отключения генераторов ГЭС по этому фактору, например, по
отключению линий электропередачи, отходящих от ГЭС, с контролем
мощности, передаваемой по ним в предшествующем режиме. В этих случаях,
автоматические устройства по п. 1 должны предусматриваться, в качестве
резервных.
4. Для резервирования автоматических устройств по п.п. 1 и 3 там, где это
возможно по схемным и режимным условиям, устанавливать делительную
автоматику по частоте, действующую на выделение ТЭС или их частей с примерно
сбалансированной нагрузкой, с учетом последующей синхронизации.
5. Уставки частоты автоматических устройств по п.п. 1 и 4 предусматривать в
пределах 51 - 53,5 Гц. При этом устройства по п. 4 должны быть отстроены по
частоте от устройств по п. 1.
310

Глава 10. Автоматика ограничения повышения частоты
Основным средством сохранения устойчивости параллельной работы
энергосистем и крупных электростанций при повышении частоты является
автоматическая разгрузка генераторов (АРГ) или станций (АРС).
Аварийная разгрузка генераторов и станций осуществляется снижением
мощности генераторов в результате экстренного воздействия на систему
регулирования паровых турбин ТЭС, путем уменьшения впуска пара и отключения
генераторов [27, 71].
Турбины ГЭС не участвуют в экстренном изменении мощности в связи с
большими инерционными массами и большими постоянными времени
переходных процессов, а также из-за возможности возникновения гидравлических ударов
в водоводах.
1. Директивные материалы [СДМ] указывают, что в соответствии с
"Руководящими указаниями по противоаварийной автоматике энергосистем", для
предотвращения нарушения устойчивости параллельной работы энергосистем при
аварийном повышении частоты сети, применяется автоматическая разгрузка
генераторов (АРГ) электростанций.
Применяются два типа разгрузки турбин - кратковременная и длительная.
Кратковременная (импульсная) разгрузка паровой турбины (КРТ)
обеспечивается быстрым уменьшением мощности турбины за счет прикрытия
регулировочных клапанов длительностью до нескольких секунд и применяется для
компенсации избытка кинетической энергии ротора агрегата на начальном этапе
переходного процесса, вызванного аварийным возмущением.
Ступени КРТ электростанции могут отличаться амплитудой или
длительностью импульса воздействия, а также числом разгружаемых агрегатов. При выборе
состава агрегатов, участвующих в аварийной разгрузке, следует учитывать
ожидаемый уровень частоты и дозировку КРТ, с учетом ограниченности ресурса
каждого агрегата.
Длительная разгрузка паровой турбины - ДРТ (или ограничение мощности -
ОГ) обеспечивается длительным (на период после аварийного режима)
уменьшением мощности за счет прикрытия регулировочных клапанов турбины и
соответствующего уменьшения паропроизводительности котла. ДРТ применяется для
предотвращения нарушений устойчивости, ликвидации асинхронного режима,
ограничения перегрузки оборудования и для ограничения повышения частоты.
Длительная разгрузка паровой турбины выполняется агрегатными и
станционными устройствами ограничения мощности.
Агрегатные устройства ДРТ автоматически отрабатывают заданное
станционным устройством значение ограничения. При этом, в первую очередь,
рекомендуется применение агрегатных устройств ограничения мощности, содержащих
регулируемый контур, которые обеспечивают большую точность ограничения.
С помощью станционных устройств ДРТ производится распределение
разгрузки по агрегатам (блокам) с учетом их регулировочного диапазона, а также, с
учетом распределения агрегатов в случае деления системы. Если суммарный
регулировочный диапазон электростанции при этом оказывается недостаточным,
производится дополнительное отключение генераторов.
311

Глава 10. Автоматика ограничения повышения частоты
В настоящее время разгрузка блочных ТЭС осуществляется следующими
способами:
а) управлением регулирующими клапанами турбины через
электрогидравлический преобразователь (ЭГП) и механизм изменения скорости вращения
(МИСВ) турбины. При этом реализуются:
- кратковременная (импульсная) разгрузка турбины без изменения паропро-
изводительности котла;
- длительная частичная (в пределах регулировочного диапазона) разгрузка
турбины с приведением паропроизводительности котла в соответствие с
нагрузкой турбины;
- длительная глубокая (до уровня собственных нужд) разгрузка турбины с
переводом котла на растопочную разгрузку или его погашением (для
барабанных котлов);
б) закрытием стопорных клапанов турбин:
- с последующим переводом энергоблока на нагрузку собственных нужд;
- с последующим отключением выключателя и остановом энергоблока;
в) отключением выключателя турбогенератора:
- с последующим переводом энергоблока на нагрузку собственных нужд;
- с последующим закрытием стопорного клапана и остановом энергоблока.
При всех способах, кроме кратковременной разгрузки турбины,
осуществляется изменение мощности энергоблока на длительное время.
Частичная разгрузка турбин воздействием на управление регулирующими
клапанами (а) предпочтительна практически во всех случаях, поскольку она:
- сопровождается наименьшим риском для основного оборудования;
- обеспечивает сохранение энергоблоков в работе;
- обеспечивает возможность быстрого набора нагрузки после исчезновения
необходимости разгрузки;
- позволяет с достаточной точностью выполнять разгрузку в требуемом
объеме и с требуемой скоростью.
Воздействие на закрытие стопорного клапана турбин (б) и отключение
генератора во многих случаях:
- приводят к останову энергоблока;
- вызывают дополнительную загрузку эксплуатационного персонала
операциями по последующему пуску;
- исключают возможность быстрого набора нагрузки после устранения
аварийной ситуации;
- связаны с дополнительным риском для оборудования, например, в случае
неплотного закрытия клапанов турбин после отключения выключателя.
Воздействие на выключатель турбогенератора (в), как правило, оказывается
необходимым лишь иногда, по условиям особо высоких требований к скорости
разгрузки турбогенератора.
Автоматическая разгрузка генерации электростанций является
исполнительным органом, а измерительным и пусковым органом могут быть любые
устройства противоаварийных автоматик, требующих режимного ограничения
генерации (ОГ).
312

Глава 10. Автоматика ограничения повышения частоты
В случаях повышения частоты, при аварийном избытке активной мощности в
энергосистеме, таким измерительным и пусковым органом автоматической
разгрузки генерации электростанций могут быть современные и надежные
микропроцессорные реле частоты. Эти высокоточные и быстродействующие устройства
являются одним из основных элементов автоматики ограничения повышения
частоты (АОПЧ) для автоматического пуска аварийной разгрузки генерации
энергоблоков ТЭС.
2. В случаях ликвидации дефицита мощности и снижения частоты,
восстановление частоты в энергосистеме действием очередей АЧРП с повышенным
объемом отключаемой нагрузки, может привести к стремительному повышению
текущих значений частоты сети.
При подъеме частоты в энергосистеме выше 49,2 Гц устройства ЧАПВ,
контролирующие текущие значения частоты, включают соответствующие нагрузки с
выдержками времени, нарастающими с заданным интервалом времени от
начальных 5 - 10 с до конечных - 70 - 90 с.
Из-за больших выдержек времени или недостаточном объеме включаемых
нагрузок, действие устройств ЧАПВ может оказаться излишне затянутым и
частота в энергосистеме может подняться до недопустимых аварийных уровней.
Для предотвращения заброса частоты выше допустимых аварийных уровней
в энергосистеме необходимо, на нескольких устройствах ЧАПВ с нагрузками
крупного объема, дополнительно установить уставки по скорости повышения
частоты (ЧАПВС). Такие устройства будут работать по принципу "или", т.е., в
режиме нормального восстановления частоты они будут включать нагрузку на
заданных уставках текущей частоты, а при резких "забросах" частоты будут
работать по уставке скорости повышения частоты с минимальными выдержками
времени, вплоть до 0,2 - 0,3 с.
Таким образом, основная задача устройств ЧАПВС - это ускорение действия
обычных устройств ЧАПВ по отклонению частоты, для экстренного включения
нагрузки и предотвращения повышения частоты в энергосистеме.
Уставки по скорости повышения частоты желательно устанавливать на
устройствах ЧАПВ, подключенных к верхним очередям АЧР1 (49 - 48,8 Гц),
которые обычно срабатывают как при малых, так и при больших дефицитах активной
мощности. Остальные объемы частотного включения нагрузки выполняются, как
правило, по схемам устройств обычного ЧАПВ.
ЧАПВС выполняется по типовым схемам для устройств АЧР-ЧАПВ:
- непосредственным измерением СПЧ, с использованием одной уставки
специальных реле частоты с функцией СПЧ;
- косвенным измерением СПЧ, на двух одноуставочных реле частоты или на
двух уставках многоканальных реле частоты.
Последовательность срабатывания устройств ЧАПВС определяется
значениями уровня текущей частоты и уставок по скорости повышения частоты: чем
выше уровень текущей частоты, тем меньше должна быть уставка СПЧ и задержка
времени, и наоборот.
313

Глава 10. Автоматика ограничения повышения частоты
Объемы нагрузок ЧАПВС должны соответствовать такой же зависимости:
чем выше уровень текущей частоты, тем меньше должен быть объем включаемой
нагрузки и меньше задержка времени, и наоборот.
10.3. Выбор уставок автоматики ограничения повышения частоты.
Автоматика ограничения повышения частоты (АОПЧ) и частотное
автоматическое повторное включение (ЧАПВ), в том числе по скорости повышения
частоты (ЧАПВС), применяется в энергосистемах с возможным возникновением
больших аварийных избытков активной мощности, приводящих к резкому
возрастанию частоты до аварийных уровней, недопустимых для длительной работы
турбин и реакторов электростанций.
В практике начальная скорость повышения частоты (СПЧ,/') определяется по
избытку активной мощности при исходной частоте сети^о = 50 Гц и эквивалентной
постоянной механической инерции генерации 7/г и нагрузки потребления 7/н = 3 с
(таблица 10.2).
Таблица 10.2. Зависимость начальной скорости повышения частоты
от избытка активной мощности и момента инерции энергосистемы.
А
с
6
8
10
12
14
2
4
6
° - избыток активной мощности, °/о
8
10
12
14
16
18
20
22
24
26
/'- начальная скорость повышения частоты, Гц/с
0,11
0,09
0,08
0,07
0,06
0,22
0,18
0,15
0,13
0,11
0,32
0,26
0,22
0,19
0,17
0,42
0,34
0,29
0,25
0,22
0,52
0,42
0,36
0,31
0,27
0,62
0,50
0,42
0,36
0,32
0,71
0,58
0,49
0,42
0,37
0,80
0,65
0,55
0,47
0,42
0,89
0,72
0,61
0,52
0,46
0,98
0,79
0,67
0,57
0,51
1,07
0,86
0,72
0,62
0,55
1Д5
0,93
0,78
0,67
0,59
1,23
0,99
0,83
0,72
0,63
Опасные по скорости повышения частоты аварийные режимы в ОЭС и ЭС
могут возникать:
- в ОЭС, при отделении региона с большим дефицитом активной мощности,
- в ЭС, при отделении от ОЭС с избытком активной мощности,
- в районе ЭС, выделенном действием ЧДА с избытком активной мощности.
В первых двух случаях отделения в ОЭС и ЭС при текущей частоте, близкой
к 50 Гц, опасны аварийные избытки мощности (АР > 2 %) со скоростью
повышения частоты, при которой частота может повыситься более, чем на 0,5 Гц.
В случае отделения избыточного района действием ЧДА, опасны аварийные
избытки мощности (АР > 12 %) со скоростью повышения частоты, при которой
частота может повыситься от уставки частоты ЧДА (47,5 Гц) до 50,5 Гц.
10.4. Способ непосредственного измерения скорости повышения частоты.
Алгоритм работы схемы непосредственного измерения скорости повышения
частоты, основывается на программном измерении СПЧ за 0,1 с (5 периодов), при
дополнительном вводе рабочей задержки времени (0,2 - 0,3) с.
314

Глава 10. Автоматика ограничения повышения частоты
После измерения СПЧ и завершения отсчета задержки времени выполняется
действие АОПЧ или ЧАПВС, если рабочая СПЧ равна или больше заданной
уставки СПЧ (рис. 10.3).
Пуск схемы и измерение —» Задержка —» Контроль: равно или
СПЧ времени выше уставки СПЧ
/щек, измерение -> -> рра6 >р -> АОПЧ
^изм = 0,1 с | | tVB = 0,2 с | | (ЧАПВС)
Рис. 10.3. Схема алгоритма непосредственного измерения СПЧ.
/щек - частота пуска измерительного органа СПЧ;
/'раб - рабочая (текущая) СПЧ за 0,1 с измерения и далее;
/' - уставка скорости повышения частоты;
^изм - время измерения СПЧ;
*рв - уставка реле времени.
Если же установившаяся рабочая скорость повышения частоты за время 0,2
с, меньше уставки СПЧ (/'раб </'), не менее чем на 0,1 Гц/с, то схема измерения
СПЧ возвращается в исходное положение, а действие АОПЧ или ЧАПВС
блокируется.
Для устройств АОПЧ, как правило, частота пуска схемы измерения СПЧ
устанавливается немного выше номинального значения частоты, с расчетным
действием разгрузки при частоте не выше 50,5 Гц. По этой же причине, при
возможном большом избытке мощности, допускается частота пуска схемы измерения
СПЧ немного ниже номинального значения. А задержки времени, в зависимости
от уставки по скорости повышения частоты, выбираются в пределах 0,2 - 0,3 с -
чем выше СПЧ, тем меньше время (см. пример, ниже).
Для устройств ЧАПВС, частота пуска схемы измерения СПЧ выбирается в
пределах 49,4 - 49,8 Гц, с задержками времени 0,2 - 0,3 с.
Нижний предел определяется требованием, что нижняя уставка частоты пуска
должна быть выше верхней очереди АЧР1, не менее, чем на 0,2 Гц.
А верхний предел частоты пуска должна быть ниже номинального значения
частоты, не менее, чем на 0,2 Гц, чтобы последующее включение нагрузки
ЧАПВС произошло при частоте не выше 50,5 Гц (см. пример, ниже).
Для большей стабилизации переходного процесса повышения частоты:
- при возможной высокой уставке СПЧ выбирается более низкая частота
пуска схемы измерения скорости ее повышения и меньшая задержка времени
действия;
- при возможной низкой уставке СПЧ выбирается более высокая частота
пуска схемы измерения скорости ее повышения и большая задержка времени
действия.
Таким образом, в соответствующих режимных условиях повышения частоты
энергосистем:
- формируется возможная последовательность включения нагрузки ЧАПВС, в
соответствии с уменьшением СПЧ;
- обеспечивается возможность автоматического ограничения повышения
частоты при ускоренном включении нагрузки потребителей.
315

Глава 10. Автоматика ограничения повышения частоты
Примеры определения текущей частоты срабатывания АОПЧ и ЧАПВС
по уставкам скорости повышения частоты (непосредственный способ).
АОПЧ:
частота^п>ск = 50,2 Гц, уставка СПЧ /' = 0,42 Гц/с, время измерения СПЧ - 0,1 с,
суммарная задержка времени t = 0,1 с + 0,2 с = 0,3 с, то
50,2 Гц + (0,42 Гц/с ■ 0,3 с) = 50,2 + 0,126 = 50,33 Гц -> отключение РГ.
ЧАПВС:
а) частота/щск = 49,2 Гц, уставка СПЧ/' = 0,42 Гц/с, измерение СПЧ - 0,1 с,
суммарная задержка времени t = 0,1 с + 0,2 с = 0,3 с, то
49,2 Гц + (0,42 Гц/с • 0,3 с) = 49,2 + 0,126 = 49,33 Гц -> включение Рн.
б) частота/щек = 49,8 Гц, уставка СПЧ/' = 0,18 Гц/с, измерение СПЧ - 0,1 с,
суммарная задержка времени t = 0,1 с + 0,2 с = 0,3 с, то
49,8 Гц + (0,18 Гц/с ■ 0,3 с) = 49,8 + 0,054 = 49,854 Гц -> включение Рн.
В тех же условиях пуска и скорости повышения частоты устройство ЧАПВ (по
отклонению частоты) с задержкой времени t = 5 с сработает при:
а)/тек = 49,2 Гц + (0,42 Гц/с ■ 5 с) = 49,2 + 2,1 = 51,3 Гц -> включение Рн.
б)/тек = 49,8 Гц + (0,18 Гц/с ■ 5 с) = 49,8 + 0,9 = 50,7 Гц -> включение Рн.
В программу измерения скорости повышения частоты введен режим
возврата реле по СПЧ, если за время более 0,2 с рабочая скорость повышения частоты
станет ниже заданной уставки СПЧ: /'раб </'•
В таких условиях, действие АОПЧ (отключение генерации) или ЧАПВС
(включение нагрузки) блокируется и схема непосредственного измерения
скорости повышения частоты возвращается в исходное состояние.
Полный возврат схемы непосредственного измерения скорости повышения
частоты возможен только после достижения уровня рабочей частоты ниже
уставки частоты пуска схемы измерения СПЧ: fpaQ </щск.
10.5. Способ косвенного измерения скорости повышения частоты.
Способ косвенного измерения СПЧ применяется, как правило, при
отсутствии современных реле частоты с возможностью непосредственного измерения
скорости повышения частоты или при необходимости более точного измерения
скорости повышения частоты и выполняется:
- на 2-х уставках частоты многоуставочного реле частоты;
- на уставках частоты 2-х одноуставочных реле частоты.
Схема алгоритма работы программы косвенного измерения СПЧ
основывается на программном задании уставок:
- частоты пуска/^ск - на реле 1 (канале 1);
- конечной частоты/он - на реле 2 (канале 2).
Конечная уставка частоты (/К(Ж) определяется при суммировании выбранной
уставки частоты пуска схемы /щск и произведения уставки СПЧ (/"') на время
задержки реле времени tpB:
/кон —/пуск """ у ' 1рв)-
316

Глава 10. Автоматика ограничения повышения частоты
При завершении отсчета задержки времени выполняется отключение
нагрузки, если рабочая частота равна или больше уставкиfKOH (рис. 10.4).
Пуск схемы измерения
СПЧ
Л
щек
-»
-»
Контрольной
за fpB = 0,3 с
/кон /щек ~г {/ ~l)
-»
->
Контроль: равно или
выше уставки/кон
/раб >/кон ~> АОПЧ.
Рис. 10.4. Схема алгоритма косвенного измерения СПЧ.
/пуск - частота пуска измерительного органа СПЧ;
/раб - текущая рабочая частота;
/' - заданная уставка СПЧ,
*рв - уставка реле времени;
/кон - конечная частота измерительного органа, определяемая уровнем
повышения частоты за время tVB с заданной скоростью/'.
При этом, задаваемые уставки частоты пуска и конечные уставки частоты (по
разности частот для выбранной уставки времени), которые моделируют
задаваемую уставку скорости повышения частоты, можно выбирать на разных уставках
начальной СПЧ (таблица 10.3).
Таблица 10.3. Разность между уставкой частоты пуска и конечной уставкой
при разных начальных скоростях повышения частоты.
/', Гц/с
t = 0,2 с
t = 0,3 с
0,07
0,01
0,02
0,13
0,03
0,04
0,19
0,04
0,06
0,25
0,05
0,08
0,31
0,06
0,09
0,36
0,07
1,08
0,42
0,08
1,26
0,52
1,04
1,56
0,57
1Д4
1,71
0,62
1,24
1,86
0,67
1,34
2,01
Таким образом, большим уставкам скорости повышения частоты должны
соответствовать меньшие уставки задержки времени и наоборот.
Физический принцип косвенного способа измерения скорости повышения
частоты и схема соединений выходных контактов (0) двух реле частоты (fi, f2)
приведены на рисунке 10.5.
Для устройств АОПЧ, как правило, частота пуска схемы измерения СПЧ
устанавливается немного выше номинального значения частоты, с расчетным
действием разгрузки при частоте не выше 50,5 Гц. По этой же причине, при
возможном большом избытке мощности, допускается частота пуска схемы измерения
СПЧ немного ниже номинального значения. А задержка времени, в зависимости
от уставки по скорости повышения частоты, выбираются в пределах 0,2 - 0,3 с -
чем выше СПЧ, тем меньше время (см. пример, ниже).
Для устройств ЧАПВС, частота пуска схемы измерения СПЧ выбирается в
пределах 49,4 - 49,8 Гц, с задержками времени 0,2 - 0,3 с. Нижний предел
определяется требованием, что нижняя уставка частоты пуска должна быть выше
верхней очереди АЧР1, не менее, чем на 0,2 Гц. А верхний предел частоты пуска
должен быть ниже номинального значения частоты, не менее, чем на 0,2 Гц, чтобы
последующее включение нагрузки ЧАПВС произошло при частоте не выше 50,5
Гц (см. пример, ниже).
317

Глава 10. Автоматика ограничения повышения частоты
цепь наличия скорости снижения частоты
fi + tci f2 + tC2
Рис. 10.5. Принцип косвенного измерения скорости повышения частоты
и схемы соединений выходных контактов.
а) при избытке мощности с СПЧ, меньше заданной уставки СПЧ;
б) при избытке мощности с СПЧ, равной заданной уставке СПЧ;
в) при избытке мощности с СПЧ, больше заданной уставки СПЧ;
fi + tci - уставки срабатывания по частоте fi и уставки времени tci реле 1;
i2 + tc2 _ уставки срабатывания по частоте f2 и уставки времени tc2 реле 2.
Для большей стабилизации переходного процесса повышения частоты:
- при высокой уставке СПЧ выбирается более низкая частота пуска схемы
измерения скорости ее повышения и меньшая задержка времени;
- при низкой уставке СПЧ выбирается более высокая частота пуска схемы
измерения скорости ее повышения и большая задержка времени.
Таким образом, формируется возможная последовательность включения
нагрузки ЧАПВС, в соответствии с уменьшением скорости повышения частоты, а
в итоге, обеспечивается возможность автоматического ограничения повышения
частоты при ускоренном включении нагрузки потребителей.
Примеры определения конечной частоты срабатывания АОПЧ и ЧАПВС
по уставкам скорости повышения частоты (косвенный способ).
АОПЧ:
частота^пуск = 50,2 Гц, уставка СПЧ /' = 0,42 Гц/с, задержка времени для
измерения СПЧ tVB = 0,3 с, то конечная частота
/он = 50,2 Гц + (0,42 Гц/с ■ 0,3 с) = 50,2 + 0,126 = 50,33 Гц -> отключение РТ.
ЧАПВС:
а) частота^п>ск = 49,2 Гц, уставка СПЧ/' = 0,42 Гц/с, суммарная задержка
времени t = 0,3 с, то конечная частота
/он = 49,2 Гц + (0,42 Гц/с • 0,3 с) = 49,2 + 0,126 = 49,33 Гц -> включение Рн.
б) частота/^ = 49,8 Гц, уставка СПЧ/' = 0,18 Гц/с, суммарная задержка
времени t = 0,3 с, то конечная частота
/он = 49,8 Гц + (0,18 Гц/с • 0,3 с) = 49,80 + 0,54 = 50,34 Гц -> включение Рн.
318

Глава 10. Автоматика ограничения повышения частоты
Уставка интервала времени измерения двух разных частот определяется
требованиями, как необходимой точности измерения большой начальной СПЧ, так и
отстройки от несинхронных колебаний и коротких замыканий в энергосистеме.
При косвенном измерении скорости повышения частоты вводится режим
возврата реле по СПЧ, если за время задержки на срабатывание 0,2-0,3 с рабочая
частота не менее чем на 0,1 Гц станет ниже конечной частоты:
</кон)-
В таких условиях, отключение нагрузки блокируется и схема косвенного
измерения скорости повышения частоты возвращается в исходное состояние.
Полный возврат схемы косвенного измерения скорости повышения частоты,
возможен только после достижения уровня рабочей частоты ниже уставки
частоты пуска измерения СПЧ:
</пуск)-
Для косвенного измерения скорости повышения частоты, применение
микропроцессорных реле частоты УРЧ-ЗМ (УРЧ-ЗМС) является наиболее простым и
оптимальным, благодаря наличию в них функции регулирования уставок частоты
возврата.
Регулирование частоты возврата особенно важно в применении устройств
ЧАПВ и ЧАПВС, ведь при штатной частоте возврата 0,1 Гц устройства ЧАПВ на
высших уставках частоты 49,8 - 50 Гц не успеют сработать, если до завершения
задержки времени частота сети будет на 0,1 Гц выше собственной уставки
частоты. А при регулируемой частоте возврата этих устройств ЧАПВ, соответственно,
0,5 - 0,3 Гц, они сработают при уровнях частоты 50,3 Гц.
В практических условиях эксплуатации энергосистем, выбор:
- уставок частоты, задержки времени и необходимых объемов очередей
ЧАПВ;
- уставок скорости повышения частоты, задержки времени и необходимых
объемов очередей ЧАПВС;
достаточно просто и эффективно осуществляется применением программного
ОРК ПАНЧЭР, разработанного специалистами Института проблем
моделирования имени Г.Е. Пухова НАЛ Украины.
(/раб
(/раб
319

Глава 11. Аппаратура частотных разгрузок
Глава 11. АППАРАТУРА ЧАСТОТНЫХ РАЗГРУЗОК
Для применения современной аппаратуры противоаварийных автоматик,
защит и блокировок электрическая сеть должна обладать определенными
параметрами качества электроэнергии, соответствующими нормативам стандарта [3].
В практических условиях эксплуатации, как правило, в электрической сети
возникают технические условия, приводящие к нарушениям несимметричности и
несинусоидальности напряжения, из-за влияния высших гармонических
составляющих, от которых эту аппаратуру необходимо отстраивать.
Особенно важной эта проблема является для микропроцессорных устройств
релейной защиты и автоматики, поскольку их чувствительность к
электромагнитным помехам в 10000 раз выше, чем у электромеханических реле и в своем
составе они имеют встроенное программное обеспечение, также подверженное
внешним электромагнитным воздействиям [30,31,32,33].
11.1. Влияние высших гармоник в электрических сетях.
Качество электроэнергии (КЭ) является существенным фактором, влияющим
на эффективность режимов энергосистем и, в последнее десятилетие, ставшим
особо актуальным в электрических сетях. Это вызвано широким внедрением
новых прогрессивных технологических процессов и систем, с непрерывным ростом
количества и мощности нелинейных, несимметричных и быстро изменяющихся
приемников электроэнергии, средств цифровой техники, соответственно
изменяющих режимы в электрических сетях [90].
Так, по данным периодических изданий США в 2000 году, ежегодный
экономический ущерб, обусловленный низким качеством электроэнергии, составляет
(по разным публикациям) $30—50 млрд. в год за счет отрицательного влияния
главным образом высших гармоник. Исследования, проведенные в СССР к
началу 90-х годов XX века, оценили общий ущерб от низкого КЭ - более $10 млрд. в
год, что значительно меньше, чем в США. Это объясняется более низким уровнем
использования нелинейных нагрузок, в первую очередь устройств силовой
преобразовательной техники. По экспертным оценкам минимальный ущерб от
низкого качества энергии в Украине составляет не менее $1,5 млрд. ежегодно.
В настоящее время рост установленной мощности нелинейных нагрузок
даже в развитых странах опережает внедрение мероприятий по минимизации
генерируемых ими электромагнитных помех. Например, в низковольтных
распределительных сетях Швейцарии содержание гармоник в течение 12 лет возросло на
30 %. Аналогичная ситуация наблюдается и в Украине, где в настоящее время на
объектах низковольтных сетей непрерывно растет количество сравнительно
маломощных нелинейных средств: компьютеры, телекоммуникационная
аппаратура, современные бытовые электроприборы аудио- и видеотехники, и т.д.
Несмотря на небольшую мощность этих приемников электроэнергии, их
массовое применение является причиной значительной несинусоидальности
напряжения. С другой стороны, широко внедряются микропроцессорные средства
и системы, отличающиеся повышенной чувствительностью к наличию высших
320

Глава 11. Аппаратура частотных разгрузок
гармоник, приводящей к существенному технико-экономическому ущербу.
Причем очень часто такие электроприемники (в первую очередь, средства
компьютерной и микропроцессорной техники) являются одновременно виновниками и
жертвами нарушений электромагнитной совместимости.
В промышленном электроснабжении наблюдаются электромагнитные
помехи, обусловленные:
- мощными (силовыми) электрическими приемниками - синхронные и
асинхронные двигатели, статические и машинные преобразователи, сварочные агрегаты
и другие технологические установки;
- маломощными электрическими приемниками - средства компьютерной
техники, электробытовые приборы и др.
Носителями помех выступают постоянные или изменяющиеся во времени
значения напряжения, тока, электрического заряда или магнитного потока.
Помехи из сети питания переменного тока разделяются на:
- импульсные, (кратковременные), когда импульсы напряжения разной
полярности, накладываемые на нормальный уровень мгновенного значения синусоиды
или постоянного напряжения, не превышают 5 мс;
- длительные, когда отклонения напряжения превышают допустимые пределы
изменения от номинального значения более ±5 мс.
К помехам также следует отнести провалы напряжения, вызванные,
например, срабатыванием АПВ или АВР. Учитывая затяжные пуски мощных
двигателей, можно предположить, что самые длительные помехи лежат в пределах 10 с.
К разряду помех не будут относиться только отключения (аварийные или
рабочие), связанные с последующим ручным включением напряжения.
По характеру протекания процесса во времени различают помехи:
- одиночные, вызванные коммутацией сетей и электрических приемников,
короткими замыканиями, статическими или атмосферными разрядами либо другими
процессами, вызывающими кратковременные независимые друг от друга
возмущения тока и напряжения в сети,
- периодические, связанные в основном с импульсно-циклическим характером
нагрузки мощных электрических приемников,
- гармонические (высшие гармоники), возникающие с частотой сети или кратной
ей и вызываются, в основном, мощными нелинейными электрическими
приемниками, при ограниченной мощности питающей сети.
В высоковольтных сетях появление высших гармоник обусловлено, наряду с
воздействием мощных нелинейных электрических приемников, коронными
разрядами, грозовыми явлениями и аварийными режимами ЛЭП.
В низковольтных сетях они обусловлены преимущественно
нестационарными процессами и нелинейными характеристиками отдельных электрических
приемников. При этом высшие гармоники, вызываемые низковольтными
нелинейными приемниками, называются систематическими, гармоническими помехами.
Сложно привести пример чисто активной нагрузки по отношению к сети.
Даже обычная лампа накаливания за счет разности сопротивления холодной и
нагретой нити накаливания создает при включении заметные перегрузки. Резко
321

Глава 11. Аппаратура частотных разгрузок
искажают сетевое напряжение сварочные аппараты, управляемый электропривод,
компьютерная и другая электронная техника.
Значительная часть этих потребителей генерирует в сеть высшие
гармонические составляющие напряжения, в которых, в соответствии с номером гармоники
увеличивается периодичность колебаний и, соответственно, уменьшается
амплитуда колебаний. Поэтому, в условиях насыщенности указанных сетей
нелинейными электрическими приемниками, доминирующим фактором ухудшения КЭ
становится несинусоидальность токов и напряжений [90].
Например, для входящих быстрыми темпами в быт СВЧ-печей, которые
удобны и экономичны (в связи с быстрым достижением требуемого теплового
эффекта), характерны коэффициенты искажения синусоидальности кривой
входного тока от 15 % до 29 %. Сами эти показатели не вызывают особого опасения.
К тому же, относительные значения гармоник тока быстро убывают в
зависимости от порядкового номера:
- в первом случае - (3-я) = 13,5 %, (5-я) = 3,6 %, (7-я) = 2,7 % и т. д.,
- во втором случае - (3-я) = 25,2 %, (5-я) = 1,2 %, (7-я) = 5,2 % и т. д.
Однако включение этих печей приводит не только к снижению значения
напряжения питающей сети на 2 - 4 %, но, что значительно хуже, и к увеличению
несинусоидальности напряжения на 6 - 18%.
Современные компактные энергосберегающие люминесцентные лампы
(КЛЛ) используются, как эффективные светильники, которые в отличие от ламп
накаливания, имеют в 4 - 5 раз большую светоотдачу и в 5 - 6 раз больший срок
службы. Да и несинусоидальность напряжения КЛЛ с электромагнитным
балластом находится на том же уровне, что и в СВЧ-печах - от 12,2 % до 25,4 %.
Однако, темпы внедрения КЛЛ с каждым годом растут и в перспективе возможна
замена ими около 50 % ламп накаливания (в Германии выпуск ламп накаливания
прекращается с 2012 г.). Это приведет к существенному ухудшению
несинусоидальности напряжений в сетях НН, ведь на освещение в Украине расходуется
около 20 % производимой электроэнергии.
Нормально и предельно допустимые значения коэффициента искажения
синусоидальности кривой напряжения в точках общего присоединения к
электрическим сетям с разным номинальным напряжением приведены в таблице 11.1. [3].
Таблица 11.1. Значение коэффициента искажения синусоидальности
кривой напряжения (в процентах - %).
Нормально допустимые значения
При \Jhom, kB
0,38
8,0
6-20
5,0
35
4,0
110-330
2,0
Предельно допустимые значения
при Uho.w, kB
0,38
12,0
6-20
8,0
35
6,0
110-330
3,0
Предельно допустимые значения коэффициента искажения
синусоидальности кривой напряжения периодически изменялись, в соответствии с возрастанием
количества нелинейных потребителей в электрических сетях. Так, эти значения в
стандарте КЭ в 1967 году были приняты на уровне 5 %, а в 1987 году были
повышены до 10 %. Нынешние показатели 1997 года (12 %) совпадают с
соответствующими уровнями, установленными стандартом Международной электротехниче-
322

Глава 11. Аппаратура частотных разгрузок
ской комиссии, хотя имеются более строгие исключения - 10 % в Польше и 6 % в
Швеции.
Нормально допустимые значения коэффициентов n-ой гармонической
составляющей напряжения в точках общего присоединения к электрическим сетям с
разными номинальными напряжениями \Jhom приведены в таблице 11.2. [3].
Таблица 11.2. Зависимость коэффициента n-ой гармонической
составляющей напряжения (в процентах - %).
Нечетные гармоники, не кратные 3,
при Uho.w, kB
N
5
7
11
13
17
19
23
25
0,38
6,0
5,0
3,5
3,0
2,0
1,5
1,5
1,5
Четные га
N
2
4
6
8
10
12
>12
0,38
2,0
1,0
0,5
0,5
0,5
0,2
0,2
6-20
4,0
3,0
2,0
2,0
1,5
1,0
1,0
1,0
35
3,0
2,5
2,0
1,5
1,0
1,0
1,0
1,0
110-
330
1,5
1,0
1,0
0,7
0,5
0,4
0,4
0,4
змоники при Uho.w, кВ
6-20
1,5
0,7
0,3
0,3
0,3
0,2
0,2
35
1,0
0,5
0,3
0,3
0,3
0,2
0,2
110-
330
0,5
0,3
0,2
0,2
0,2
0,2
0,2
Нечетные гармоники, кратные 3,
при Uho.w, kB
N
3
9
15
21
>21
0,38
5,0
1,5
0,3
0,2
0,2
6-20
3,0
1,0
0,3
0,2
0,2
35
3,0
1,0
0,3
0,2
0,2
110-
330
1,5
0,4
0,2
0,2
0,2
п - номер гармонической
составляющей напряжения,
Нормально допустимые значения,
приведенные для 3-й и 9-й гармоник, относятся
к однофазным сетям.
В трехфазных трехпроводных
электрических сетях эти значения принимают вдвое
меньше приведенных в таблице.
Предельно допустимое значение коэффициента n-ой гармонической
составляющей напряжения вычисляется по формуле:
^МУпреЛ 1,-Э ^С/норм.,
где К[/ Норм. - нормально допустимое значение коэффициента n-ой гармонической
составляющей напряжения, определяемое по таблице 2.
Минимальное искажение синусоидальности напряжения сети проявляется в
режимах работы предельно допустимых высших гармонических составляющих
напряжения (2-я... 13-я) без фазового сдвига по отношению к основной гармонике
(рис. 11.1.). Расчетные значения кривой суммарного влияния высших
гармонических составляющих напряжения (^гарм) определены с учетом действия 2-й, 3-й, 5-
й, 7-й, 9-й, 11-й и 13-й гармоник (три последние - на рисунке не показаны, чтобы
не затенять изображение).
323

Глава 11. Аппаратура частотных разгрузок
Время. Милисекунды
Рис. 11.1. Влияние предельно допустимых значений коэффициента
гармонических составляющих кривой напряжения без фазового сдвига.
Анализ показывает, что основными источниками высших гармоник в сетях
НН являются потребители энергии, имеющие в своем составе выпрямитель с
мощным емкостным фильтром. В настоящее время это самая серьезная проблема,
которая порождена развитием электроники и усугубляется по мере расширения
масштабов ее использования [90].
Трехфазные нагрузки (частотно управляемые электроприводы, различные
инверторы, в том числе, сварочные выпрямители инверторного типа) генерируют
мощные 5-ю и 7-ю гармоники (до 70 - 80 % амплитуды основной гармоники
каждая). При этом форма потребляемого тока значительно искажается и коэффициент
искажения синусоидальности кривой тока (К) достигает 80 - 90 %. Однофазные
выпрямительные нагрузки из-за своей массовости (компьютеры, мониторы,
серверы, телевизоры, телекоммуникационная и медицинская аппаратура, и т. п.)
значительно ухудшают КЭ, генерируя в сеть 3-ю и кратные ей гармоники тока и
доводя общий К до 120 - 150 %. Например, относительные значения амплитуд
высших гармоник входного тока компьютера по 13-ю включительно, в соответствии
с которыми К = 146 %. Таким образом, эти потребители относительно питающей
сети, являются нелинейной нагрузкой, вызывающей искажения питающего
напряжения, что является фактором взаимовлияния высших гармоник в сетях НН.
В силовых трансформаторах, существенное ограничение магнитной связи
между первичными и вторичными обмотками, препятствует распространению
высших гармонических составляющих напряжения в высоковольтную питающую
сеть и они в основном циркулируют в сети НН [90].
324

Глава 11. Аппаратура частотных разгрузок
В трансформаторах напряжения, нормативными документами предусмотрена
нормальная работа при содержании высших гармонических составляющих в
первичном напряжении не более 5 %, по условиям действия высших гармоник на
комплексную магнитную проницаемость сердечника. Изменение погрешности
трансформатора напряжения, вследствие изменения амплитуды 3-й гармоники
первичного напряжения в диапазоне 0-5 %, может быть сравнимым с основной
погрешностью измерительных трансформаторов [14].
В практических условиях, чаще всего, высшие гармонические составляющие
напряжения имеют фазовый сдвиг по отношению к основной гармонике, с
увеличением которого увеличивается искажение синусоидальности напряжения.
Наибольшее искажение синусоидальности напряжения наблюдается в режимах
работы высших гармонических составляющих напряжения с фазовым сдвигом по
отношению к основной гармонике - 180 (рис. 11.2.).
Время. Милисекунды
Рис. 11.2. Влияние предельно допустимых значений коэффициента
гармонических составляющих напряжения с фазовым сдвигом на 180.
Расчетные значения кривой суммарного влияния высших гармонических
составляющих напряжения (UzrapM) определены с учетом действия 2-й, 3-й, 5-й, 7-й,
9-й, 11-й и 13-й гармоник (три последние - на рисунке не показаны, чтобы не
затенять изображение).
Известно, что в симметричном режиме токи высших гармоник Зк + 1 (к -
целое число) имеют прямой порядок следования фаз, токи высших гармоник Зк + 2
- обратный и Зк - нулевой порядок следования фаз. Если система фазных токов
каждой из гармоник становится несимметричной по амплитуде и фазе и может
325

Глава 11. Аппаратура частотных разгрузок
быть разложена в общем случае на симметричные составляющие всех трех
последовательностей, считается, что имеется несимметрия высших гармоник тока.
Тогда разложение несимметричных гармоник создает при наличии:
- обратной и нулевой последовательностей - несимметрию гармоник Ък + 1;
- прямой и нулевой последовательности - несимметрию гармоник Ък + 2;
- прямой и обратной последовательности - несимметрию гармоник Ък.
В настоящее время наблюдается, начавшийся еще в 90-е годы прошлого века,
рост потребления электроэнергии коммунально-бытовым хозяйством и
населением разных стран. Это объясняется значительным ростом использования
разнообразных электробытовых приборов, часто достаточно большой единичной
мощности. Кроме того, в последние годы происходит бурный рост количества
управленческих структур, банков и финансовых организаций, учебных центров,
издательских фирм и т.д., которые чрезвычайно насыщены разнообразной
оргтехникой (многочисленные персональные компьютеры и компьютерные сети,
множительная и контрольная техника, средства персональной связи и т.д.).
Таким образом, в настоящее время в низковольтных сетях жилых и
общественных зданий получили широкое распространение нелинейные приемники
разной мощности, причем существует тенденция к непрерывному увеличению их
количества, что является причиной значительных искажений синусоидальности
кривых напряжений в сетях НН.
11.2. Влияние высших гармоник на работу электрооборудования.
Влияние несинусоидальности и несимметричности напряжений и токов на
работу электрооборудования проявляется во всех странах с развитой
промышленностью и приводит:
- к нарушению потерь напряжения и мощности в сетях, вызывающих снижение
их пропускной способности;
- к нарушению нормальной работы и уменьшению срока службы оборудования;
- к снижению производительности труда, а также количества и качества
выпускаемой продукции.
Например, известно, что при нормально допустимых значениях
несимметричности напряжения - 2 % и несинусоидальности - 5 %, срок службы
асинхронных двигателей сокращается на 21 %, синхронных двигателей - на 32 %,
трансформаторов - на 8 %, конденсаторов - на 40 % [90]. В случаях, когда
мощность нелинейных электрических потребителей не превышает 10 - 15 %
суммарной мощности нагрузки сети, каких-либо особенностей в эксплуатации систем
энергоснабжения, как правило, не возникает, а при превышении этого предела
появление этих проблем не всегда очевидны.
В низковольтных сетях, имеющих долю нелинейных нагрузок свыше 25 %,
высшие гармоники приводят к отказам систем управления и автоматики, сбою
компьютерных сетей и цифровых систем обработки и передачи информации, а
также к акустическим помехам и нарушению телевизионных изображений.
Кроме того, высшие гармоники негативно влияют на разные бытовые приборы,
вызывают нарушения в работе люменисцентных ламп и сокращают срок службы
326

Глава 11. Аппаратура частотных разгрузок
ламп накаливания. Расчеты, проведенные в 90-х годах прошлого века, показали,
что в сетях НН 40 % общего объема потерь обусловлены отклонениями
напряжения, 40 % - несинусоидальностью напряжений и 20 % - несимметричностью
напряжений [63]. На вторичных обмотках измерительных трансформаторов даже
низкие уровни высших гармоник могут вызвать нарушения режимов работы
контрольного, измерительного и защитного оборудования, приводящие к ложным
срабатываниям защитных систем и реле на трансформаторных подстанциях.
На вращающихся машинах высшие гармоники вызывают дополнительные
потери в обмотке и стали статора. Кроме того, высшие гармоники в кривой тока
статора приводят к появлению в зазоре несинхронных магнитных полей,
вращающихся относительно ротора. При этом 5-я и 11-я высшие гармоники создают
поля обратной последовательности (против вращения ротора), а 7-я и 13-я - поля
прямой последовательности. Частота их вращения выше частоты вращения
ротора с кратностью порядка гармоник, поэтому эти поля наводят в роторе токи
повышенной частоты, приводящие к местному перегреву торцов обмотки.
В 70-е годы прошлого века достижения в области физики и технологии
производства высокочастотных полупроводниковых приборов позволили повысить
их рабочие напряжения до 200...600 В при токах 10 - 20 А [90]. Этому
способствовало внедрение сетевых источников вторичного электропитания с входом без
трансформатора, в которых преобразование параметров электроэнергии
производилось на высокой частоте (10...20 кГц), а фильтрация и стабилизация
напряжения осуществлялась за счет высокочастотной импульсной модуляции. Подобные
работы проводились практически во всех развитых странах и привели к
повышению КПД устройств электропитания до 0,75 - 0,9 при увеличении удельной
выходной мощности до 100 Вт/дм (правда, с существенным искажением
синусоидальности кривых входных токов).
Мероприятия по уменьшению отрицательного влияния высших гармоник в
электрических сетях разделяются на две группы:
1. Изменение условий распространения токов высших гармоник - выделение
нелинейной нагрузки на отдельные секции шин, электрическое удаление
источника гармоник от шин системы увеличением сопротивления рассеивания
выпрямительного трансформатора или включения дополнительного реактора,
снижение эквивалентного сопротивления нулевой последовательности сети.
2.Минимизация уровня высших гармоник, генерируемых каждым электрическим
приемником - пассивные и активные методы подавления гармоник с
применением соответствующих корректирующих устройств (пассивные и активные
фильтры, особенно, силовые резонансные фильтры)
Применяемые в электрических сетях устройства микропроцессорной
техники (средства релейной защиты и противоаварийной автоматики) должны
отстраиваться от влияния соответствующих гармонических составляющих. Например,
микропроцессорные реле частоты должны отстраиваться, обязательно, от 2-й, 3-й,
5-й, 7-й и 9-й гармоник, а отстройка от 11-й, 13-й и 17-й гармоник - по
усмотрению изготовителя реле.
327

Глава 11. Аппаратура частотных разгрузок
11.3. Общие требования к аппаратуре АЧР.
Автоматическая частотная разгрузка потребления при дефицитах мощности
предназначена для предотвращения опасных снижений частоты в энергосистемах.
Эта главная задача устройств АЧР диктует повышенные требования к схемам и
конструкциям реле частоты, особенно, основному их элементу - органу частоты.
Наиболее важными техническими характеристиками реле частоты является
их быстродействие срабатывания, а также минимальная погрешность измерения
уставки частоты в широком диапазоне изменения внешних параметров:
- температуры окружающей среды;
- контролируемого и оперативного напряжения;
- формы кривой контролируемого напряжения.
Основные параметры органа (реле) частоты устройств АЧР
регламентируются ГОСТ 19262-80, в соответствии с которым у реле частоты при номинальном
напряжении оперативного источника тока погрешность не должна превышать:
- 0,1 Гц - при (0,8 - 1,1) UH;- 0,2 Гц - при (0,4 - 1,2) UH;- 0,3 Гц - при (0,2 - 1,3) UH.
При номинальном напряжении контролируемой сети погрешность
измерительного органа реле частоты не должна превышать 0,1 Гц:
- при напряжении оперативного постоянного тока в диапазоне (0,8... 1,2) UH;
- при напряжении оперативного переменного тока в диапазоне (0,4...1,2) UH.
При номинальных значениях контролируемого и оперативного напряжения
погрешность 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;
- 0,35 Гц при изменении температуры от -45 до +40 С.
Естественно, что эти требования определялись широким распространением в
энергосистемах полупроводниковых реле частоты РЧ-1, обладавших на то время
лучшими техническими характеристиками.
Быстродействие АЧР1 при больших дефицитах активной мощности (до 40%
от потребления) является определяющим для предотвращения глубоких снижений
частоты, уменьшения объёма отключаемой нагрузки и, в конечном счете, -
обеспечения эффективности разгрузки. Однако, чем выше быстродействие разгрузки,
тем больше вероятность излишнего срабатывания реле частоты очередей АЧР1
при изменении частоты во время синхронных качаний и на выбеге синхронных
двигателей в паузах АПВ и АВР.
При синхронных качаниях в энергосистеме, с большой скоростью снижения
частоты и малым периодом ее изменения, излишнее срабатывание очередей АЧР1
может быть устранено некоторым увеличением задержки времени на
срабатывание реле частоты. Для удовлетворения противоречивых требований
быстродействия и селективности, время срабатывания органа частоты рекомендуется
устанавливать в пределах 0,2 - 0,25 с.
При выбеге двигательной нагрузки, а также, в паузах АПВ и АВР
предотвратить излишнее срабатывание реле частоты очередей АЧР1 можно только
применением специальных устройств блокировки действия этих реле, прежде всего, по
скорости снижения частоты. При аварийных нарушениях режима работы энерго-
328

Глава 11. Аппаратура частотных разгрузок
систем, сопровождающихся большими дефицитами реактивной мощности,
напряжения в узлах энергосистемы могут снижаться до (0,4 - 0,5) UH0M- И в таких
сложных режимных условиях должна обеспечиваться работоспособность
устройств системы АЧР при незначительной погрешности органа частоты реле.
11.4. Электронные реле частоты.
Широкое внедрение усовершенствованных устройств АЧР началось [74] в
энергосистемах бывшего СССР в послевоенный период. В начале 50-х годов
прошлого века, в схемах АЧР использовались реконструированные
индукционные реле мощности типа ИМБ. Творческий поиск научных работников и
производственников завершился в 1966 году выпуском индукционного реле понижения
частоты - ИВЧ-3 с более высокой стабильностью параметров при изменении
температуры окружающей среды. Для повышения надежности ИВЧ-3 при глубоких
снижениях напряжения применялись стабилизаторы напряжения (С-0,09 - для
реле частоты и С-Зс - для цепей отключения выключателей), но из-за низкой
надежности и работоспособности этих стабилизаторов напряжения, их
эксплуатация была прекращена указанием Минэнерго СССР с 1987 года.
Одновременно в разных научных и производственных организациях
проводились разработки более надёжных и точных реле понижения частоты, в
результате которых в эксплуатацию вошли новые электронные реле частоты.
11.4.1. Полупроводниковые реле частоты РЧ-1.
С 1970 г. Чебоксарский электроаппаратный завод начал выпуск
полупроводниковых реле понижения частоты РЧ-1. Эти реле, обладая значительно большей
стабильностью уставок частоты и времени при колебаниях напряжения
контролируемой сети, отличались большей надежностью, чем ИВЧ-3, поэтому позволили
упростить схемы АЧР. Налаженный серийный выпуск РЧ-1 и их широкое
применение в практической эксплуатации энергосистем ЕЭС, дало возможность
вывести из эксплуатации менее надежные индукционные реле частоты ИВЧ-3
указанием Минэнерго СССР в конце 1984 года.
С точки зрения погрешностей реле РЧ-1 удовлетворяли требованиям,
которые предъявлялись к органам частоты устройств АЧР. Кроме того, эти реле
работоспособны при более глубоких снижениях контролируемого и оперативного
напряжения, чем ИВЧ-3. В соответствии с прежде применявшимися принципами
аварийной разгрузки, выполняемой большим числом малых по мощности
очередей (с минимальным интервалом 0,1 Гц), допускалась неселективная работа
смежных очередей разгрузки. В связи с этим, в рамках применяемой системы
частотной разгрузки не ставились требования повышения точности этих реле
частоты для повышения селективности работы очередей АЧР1.
За многие годы применения, при отсутствии какой-либо конкуренции,
полупроводниковые реле РЧ-1, получили широкое распространение во всех
энергосистемах бывшей ЕЭС Союза ССР. Этому способствовали их надежность, простота
устройства, достаточная, для тех условий эксплуатации, технологичность и
работоспособность .
329

Глава 11. Аппаратура частотных разгрузок
Основные технические данные РЧ-1.
Номинальное напряжение:
- контролируемой сети переменного тока 100 В,
- оперативного постоянного тока 220, 110 В,
- оперативного переменного тока 100, 127, 220 В.
Диапазон уставок частоты срабатывания 45... 50, возврата 46... 5 L Гц.
Уставки времени срабатывания 0,15 с, 0,3 с, 0,5 с.
Дискретность частоты срабатывания и частоты возврата не более 0,05 Гц.
Изменение частоты срабатывания при изменении напряжения постоянного
оперативного тока в пределах (0,8... 1,1) UH или напряжения переменного
оперативного тока в пределах (0,4... 1,3) UH и одновременного изменения
контролируемого переменного напряжения на входе реле 20... 130 В (эксплуатационная
погрешность) - не более 0,2 Гц, то же, при изменении переменного напряжения на
входе реле 20... 130 В - не более 0,3 Гц.
Изменение частоты срабатывания при изменении температуры окружающей
среды и номинальных значениях напряжений контролируемой сети и
оперативного тока при изменении температуры:
- от +20° до +40°С - не более 0,1 Гц, от 0° до +40°С - не более 0,2 Гц;
- от -20° до +40°С - не более 0,25 Гц, - от -40° до +40°С - не более 0,35 Гц.
Потребляемая мощность реле и устройств при номинальных напряжениях:
- измерительной цепью - не более 5 ВА;
- вспомогательной цепью на оперативном постоянном токе - не более 30 Вт;
- цепью переменного тока устройства, питающего вспомогательные и
измерительные цепи реле - не более 15 В А.
Габаритные размеры 210 х 479 х 215 мм.
Масса реле частоты РЧ-1 - 5,8 кГ.
В настоящее время выпуск этих реле прекращен из-за перехода завода на
серийный выпуск более совершенных модификаций, с более высокими
техническими характеристиками.
11.4.2. Модифицированное реле частоты РСГ-11.
Модифицированные реле частоты РСГ-11 выпускаются как для номинальной
частоты 50 Гц, так и для номинальной частоты 60 Гц, при номинальном
напряжении переменного тока 100, 127, 220 В. Диапазон регулирования частоты
срабатывания (при снижении частоты) 50,5 - 45, возврата 51 - 45,5 Гц, а при повышении
частоты 55 - 49,5, возврата 55 - 49,5 Гц.
Потребляемая мощность при номинальном напряжении до срабатывания - 4
ВА, после срабатывания - 6 ВА. Питание реле осуществляется от источника
напряжения контролируемой сети переменного тока с допустимым изменением
напряжения (0,4... 1,3) Uh. Реле надежно функционирует при повышении
напряжения в течении 10 с до 150% Uh, а длительно выдерживает 110% Uh.
Минимальная дискретность частоты срабатывания и частоты возврата - не
более 0,05 Гц, с погрешностью установки заданной уставки - не более 0,05 Гц..
330

Глава 11. Аппаратура частотных разгрузок
Минимальное время срабатывания реле при постоянной скорости снижения
частоты 2 Гц/с - не более 0,12 с. Реле имеет две дополнительные уставки
выдержки времени на срабатывание (0,3 + 0,08) с и (0,45 + 0,1) с. Время возврата реле при
минимальной уставке выдержки времени не превышает 0,08 с.
Диапазон рабочих температур реле (-40°С.. .+50°С)
Габаритные размеры 152 х 146 х 181 мм. Масса РСГ-11 - 2,6 кГ.
11.4.3. Аппаратура частотной разгрузки многофункциональная АЧРМ-2.
Аппаратура частотной разгрузки многофункциональная - АЧРМ,
выпускаемая ООО «Интеграл» (г. Одесса) с 2000 года, после 7 лет эксплуатации
предложена усовершенствованная АЧРМ-2, имеющей следующие технические отличия:
- наличие 2-х измерительных входов с возможностью работы устройства от этих
входов по схеме «и», по схеме «или», только от одного любого входа;
- гальваническая развязка измерительных входов оптронными схемами, не
имеющими собственных паразитных резонансов и не чувствительными к
электромагнитным помехам;
- формирование восьми уставок по частоте вместо шести;
- наличие семи функциональных устройств вместо шести;
- большие возможности выбора режимов работы устройств и их взаимодействия;
- возможность гибкого выбора функций входных управляющих сигналов;
- возможность любого набора функций выходных реле;
- применение 8-и выходных реле с увеличенными коммутируемыми токами;
- возможность установки блока индикации текущей частоты с запоминанием
частоты срабатывания любого из выбранных устройств.
В состав аппаратуры входят семь устройств (А, В, D, E, F, G, Н), которые в
зависимости от необходимости могут выполнять большой набор технологических
функций (таблица 11.З.).
Таблица 11.3. Выполняемые функции аппаратуры АЧРМ-2.
Функции
АЧР
ЧАПВ
Реле скорости снижения частоты
Реле повышения частоты
Очередь ЧАПВ
Импульсное управление реле
Сброс от внешнего сигнала
Возврат АЧР от кнопки
Возврат АЧР от внешнего сигнала
Возврат АЧР по частоте (уставка С)
Запрет АЧР от внешнего сигнала
Запрет АЧР от реле скорости
А
—
+
—
—
+
—
+
—
—
—
—
—
В
+
+
—
+
+
—
+
+
+
—
+
+
D
+
+
+
+
—
+
+
+
—
+
+
Е
+
—
—
—
+
—
+
+
+
+
+
F
+
—
—
—
+
—
+
+
+
+
+
G
+
—
—
—
+
—
+
+
+
+
+
И
+
—
—
—
+
—
+
+
+
+
+
Разрешение работы каждого устройства АЧР возможно от любых ЧАПВ.
Диапазон уставок по частоте всех устройств 40,69... 61,03 Гц
331

Глава 11. Аппаратура частотных разгрузок
с дискретностью не менее 0,01 Гц.
Точность измерения частоты в не ниже 0,002 Гц.
Диапазон уставок по времени задержки 0,5... 127,5 с
с дискретностью не менее 0,5 с
Диапазон уставок счетчиков ЧАПВ 2... 30 с
(с дискретностью не менее 2 с.
Диапазон уставок счетчика реле ССЧ ].. .255 периодов.
Диапазон по измерительному напряжению 5... 300 В
Мощность по цепям электропитания, не более 6 Вт,
по входными цепями, не более 0,2 Вт.
Допустимый диапазон напряжений:
постоянного тока 220 В + 40 %... - 60 %, 110 В + 50 %... - 50 %;
переменного тока 220 В + 10 %... - 70 %, 110 В + 30 %... - 60 %;
измерительного напряжения 100 В + 30 %... - 60 %.
Допустимый диапазоне температур -30° .. .+60°С,
с отклонением по частоте не более 0,007 Гц.
Габариты аппаратуры 180x280x225 мм. Масса устройства 5,5 кГ.
Задание уставок по частоте и времени выполняется по прилагаемым простым
формулам в табличном исполнении, с помощью контактных перемычек (без
дополнительных приборов).
Предусмотрена следующая световая индикация:
- наличие всех вторичных напряжений питания;
- неисправность в источнике питания или во вторичных цепях;
- отсутствие любого измерительного сигнала;
- срабатывание каждого устройства в настоящее время;
- срабатывание каждого устройства в прошлом;
- неактивный режим сработавшего устройства (отложенная очередь ЧАПВ,
состояние АЧР при импульсном управлении реле).
Предусмотрен отдельный контактный выход сигнала неисправности.
Предусмотрен непрерывный автоматический контроль исправности цепей
электропитания, цепей вторичных источников электропитания и цепей входного
измерительного напряжения. Замыкание контактов реле внешней сигнализации
при обнаружении неисправности расшифровывает неисправности на индикаторе.
Следует отметить, что эксплуатационная стабильность параметров и
надежность этих реле частоты оказалась недостаточной и в последнее время
производится повсеместная замена и на более совершенные и современные
микропроцессорные реле частоты.
11.5. Микропроцессорные реле частоты.
Бурное развитие микроэлектронной техники и, на ее основе,
микропроцессорных средств противоаварийной автоматики, с учетом повышенных требований
надежной работы современного оборудования электростанций и их технических
характеристик, в 90-е годы прошлого века привело к разработке и созданию
новых микропроцессорных реле частоты (МПРЧ). Они обеспечивали несравнимо
332

Глава 11. Аппаратура частотных разгрузок
более высокую точность срабатывания заданных уставок частоты и задержек
времени, а также гарантированную стабильность параметров реле при удобных
способах настройки и контроля уставок реле с широкими сервисными
возможностями анализа и эксплуатации [38, 50, 51, 52].
Для широкого внедрения в сетях энергосистем требовалось современное,
высокоточное, надежное и сервисное, но простое в технологии изготовления и
технической эксплуатации МПРЧ. Эти работы проводились как в России, так и в
Украине и других странах СНГ. Но, именно в ОЭС Украины, были проведены
первые промышленные испытания, разных вариантов отечественного исполнения,
новой микропроцессорной техники для устройств системы АЧР.
В результате испытаний и анализа работы разных видов МПРЧ, украинские
специалисты благоразумно отказались от создания сложных и дорогостоящих,
высокоинтеллектуальных реле частоты с широкими сервисными возможностями.
Примером таких "элитных" МПРЧ, являются украинские устройства УАЧР и
российские блоки микропроцессорные БМАЧР, БММРЧ (каждое, с 8-ю
независимыми уставками частоты), мало пригодных для широкого применения в сложных
условиях эксплуатации энергосистем. Подобная сервисная гигантомания в
исполнении МПРЧ оказалась не пригодной для массового применения, по своей
дороговизне и неприменимости многих, технически сложных, широких сервисных
возможностей, в условиях практического "ширпотреба", где необходимы гораздо
более узкие технические и эксплуатационные требования к программному
сервису обслуживания, для практического применения МПРЧ в сетях энергосистем.
Конструкторами и технологами изготовления МПРЧ, совместно с
практическими специалистами энергосистем была проведена существенная работа по
принципам разработки технической и эксплуатационной концепции изготовления
нового базового, максимально упрощенного и унифицированного МПРЧ для
широкого применения в сетях энергосистем.
Основой для такой работы являлся анализ возможных технических и
эксплуатационных особенностей конструкции базового унифицированного МПРЧ:
- технически обоснованный выбор необходимого оптимального количества
уставок частоты и времени реле с обеспечением полной независимости
(универсальности) каждой уставки частоты для возможного выполнения на них любого
вида автоматики (АЧР, АЧРС, ЧАПВ, ЧАВР и др.);
- эксплуатационные удобства способа настройки и контроля уставок частоты (или
скорости её снижения) и времени срабатывания реле;
- технически необходимый и оптимально достаточный в эксплуатации объем
программных сервисных возможностей реле.
11.5.1. Выбор количества уставок частоты и времени МПРЧ.
Минимизация количества уставок частоты и времени унифицированного
МПРЧ обусловлена требованиями технологической простоты изготовления,
надежности и технических удобств сервиса в широкой эксплуатации частотных
автоматик. Необходимый минимальный объем уставок частоты одного реле опре-
333

Глава 11. Аппаратура частотных разгрузок
делялся, исходя из анализа количества уставок частоты на каждой подстанции
энергосистем ОЭС Украины, оборудованной устройствами АЧР (таблица 1 L.4.).
Таблица 11.4. Количество уставок частоты АЧР на подстанциях ОЭС Украины.
Количество уставок частоты
% от суммы п/ст по ОЭС
1
15
2
55
3
20
4
6
5
2
6
1
7 8 9
Суммарно- 1%
Анализ представленных данных показал, что относительное количество
подстанций энергосистем, имеющих от 1-й до 3-х уставок частоты для устройств
АЧР, составляют около 90 % от общего количества подстанций с устройствами
АЧР по ОЭС Украины. Учитывая тот факт, что в энергосистемах ЕЭС бывшего
СССР потребительские трансформаторные подстанции строились по единым
типовым проектам и одинаковым строительным нормам и правилам (СНиП), с
большой вероятностью можно утверждать, что и в странах ближнего зарубежья
примерно такое же соотношение количества уставок частоты на подстанциях
энергосистем с устройствами АЧР.
Таким образом, одно МПРЧ с 3-я независимыми уставками частоты и
времени полностью удовлетворяет возможность обустройства частотными
автоматиками преимущественное большинство подстанций энергосистем. При этом, должна
обеспечиваться полная независимость уставок частоты и времени от вида
выполняемой разгрузки, т.е. не должно быть привязки уставки частоты и времени
МПРЧ к какому-либо определенному виду автоматики (АЧР, АЧРС, ДАРС,
ЧАПВ, ЧАВР, АОПЧ и др.).
Данный анализ показывает, что создание дорогих и мощных МПРЧ с 6 - 8
уставками частоты и времени, для массового применения в широкой
эксплуатации следует признать нецелесообразным, поскольку, на преобладающем
большинстве подстанций энергосистем (90 %), избыточными и не нужными для
работы оказываются 3-5 уставок частоты таких реле. Кроме того, в условиях
возможного полного использования на подстанции всех уставок частоты такого МПРЧ,
при малейшей неисправности реле выходят из строя схемы автоматики разгрузки
сразу на всех 6 - 8-и уставках частоты, что чревато утяжеляющими последствиями
в аварийных ситуациях со снижением частоты в энергосистеме.
Естественно, что в подобных случаях, для повышения надежности работы и
сохранения эффективности действия частотных автоматик, более целесообразной
является установка 2-3 шт. МПРЧ с 3-я уставками частоты.
11.5.2. Настройка и контроль уставок МПРЧ.
Известно, что для настройки или контроля уставок устаревших
полупроводниковых реле РЧ-L и его модификаций, а также современных электронных реле
частоты, требуется дополнительная техническая и измерительная аппаратура
(генератор технической частоты, частотомер, секундомер и т.д.). Эта
вспомогательная аппаратура требует необходимого длительного прогрева аппаратуры в
собранной схеме испытаний (особенно, в зимних условиях), что значительно
затягивает процесс настройки или контроля уставок реле частоты.
334

Глава 11. Аппаратура частотных разгрузок
Да и сами контрольные измерения, со вскрытием крышки реле и работой с
доступом к электрическим цепям автоматики, требуют наличия не менее 2-3-х
исполнителей. Контроль параметров такого реле (в разных схемах режима работы
автоматики, с выполнением контроля сравнительных записей при сменах
полярности питания рабочей схемы) требует тщательной подстройки параметров,
поэтому является длительным технологическим процессом (2-3 часа).
Для унифицированных МПРЧ с кнопочным программным управлением, при
настройке уставок или их контроле, не требуется никакой дополнительной
аппаратуры. Кроме того, эти работы выполняются без доступа к электрическим цепям
автоматики, поэтому могут выполняться одним технологом или оператором,
единолично. Наличие встроенного стабилизированного кварцевого генератора
технической частоты, дисплея светодиодной индикации и кнопок программного
управления реле частоты обеспечивают настройку или контроль уставок
унифицированных МПРЧ в течение нескольких минут. Такой способ автономной проверки
МПРЧ значительно повышает дневной объем выполняемой работы, чем
значительно сокращается количество выездов специалистов и транспортные расходы на
выполнение этих работ в обслуживаемом районе электрических сетей.
Простота и удобство пользовательского интерфейса управления такого реле
позволяет персоналу служб РЗА легко и быстро освоить методику настройки,
изменения и контроля заданных рабочих уставок МПРЧ. Экспертная проверка
настройки уставок частоты или скорости снижения частоты унифицированных
МПРЧ возможна только при условии применения специальных технических
частотомеров с повышенной точностью пределов измеряемой частоты.
11.5.3. Необходимый и достаточный объем сервисных возможностей МПРЧ.
Решение этой проблемы оказалось наиболее дискуссионным, поскольку
некоторым конструкторам реле частоты приходилось жертвовать уже имеющимся,
ощутимым и значительным техническим интеллектом первых выпусков
"элитных" МПРЧ (с 8-ю уставками частоты), что и привело к совершенно
неожиданному результату максимально возможного упрощения их сервиса.
Основной аргументацией о необходимости максимального упрощения
программы сервисных возможностей МПРЧ массового применения, послужил
неоспоримый факт, что для обеспечения лучшей избирательности отключаемой
нагрузки потребителей, большинство устройств АЧР размещается поближе к
самим потребителям, т.е. на потребительских подстанциях 35 - 10 кВ. В настоящее
время, как правило, большинство таких подстанций не имеют обслуживающего
персонала, а заведены под действие устройств телеуправления или
обслуживаются персоналом оперативно-выездных бригад.
Естественно, что в условиях эксплуатации большого района электрических
сетей такие подстанции только изредка посещаются оперативным персоналом
соответствующих служб для периодического обслуживания установленной
аппаратуры. Известно, что техническая эксплуатация любого реле частоты
предусматривает большие периоды между профилактическими работами по контролю
стабильности его характеристик и рабочих параметров (1 раз в 6 лет), в течение ко-
335

Глава 11. Аппаратура частотных разгрузок
торых, широкие сервисные возможности МПРЧ совершенно бесполезны,
поскольку никем не используются.
При таких очень редких периодических проверках, для настройки или
контроля уставок МПРЧ выездному персоналу необходим максимально упрощенный
и удобный, легко запоминающийся пользователем, без использования объемных
инструкций, программный сервис реле частоты. Кроме того, необходимо
учитывать и тот факт, что чем проще конструкция любого аппарата и его программный
сервис обслуживания, тем он надежнее при длительной эксплуатации в жестких
граничных условиях окружающей среды. Если принять во внимание, что одно
насыщенное дополнительными функциями МПРЧ выполняет функции 6-8
упрощенных реле, то положение с надежностью МПРЧ усугубляется еще больше,
так как отказ одного из их общих элементов эквивалентен по своим последствиям
одновременному отказу сразу нескольких видов защиты.
Функциональная особенность любого реле частоты состоит в необходимой
способности годами и десятилетиями ожидать аварийной ситуации снижения
частоты, в состоянии готовности к надежному и эффективному действию. К
счастью, частотные аварии случаются не столь часто, тем более при режимах работы
энергосистем с номинальными уровнями частоты.
Например, в течение около восьми лет автономной работы ОЭС Украины
(ноябрь 1993 - август 2001 г.г.), с постоянным дефицитом активной мощности и
установившимися рабочими уровнями частоты (49,12 - 49,08) Гц, произошли
только три частотных аварии с отделением и погашением дефицитных районов
энергосистем. В быстром процессе развития этих частотных аварий до
возникновения явления лавины частоты, отмечалось срабатывание всего объема АЧР1
дефицитных районов, с отключением нагрузки, составлявшей от 6 % до 11 %
суммарной нагрузки ОЭС, подключенной к устройствам системы АЧР. Значит,
остальные, около 90 % нагрузки, подключенных к действию системы АЧР в ОЭС,
десятилетиями ожидали и до сих пор ожидают (а может, и никогда не дождутся)
момента эффективного или неэффективного действия своих, периодически
заменяемых по истечении срока эксплуатации, устройств системы АЧР.
Естественно, что во время расследования процесса частотной аварии, вряд ли
кто-то станет объезжать дальние подстанции для снятия информации с
регистраторов аварийного процесса каждого МПРЧ. Ведь для этой цели имеются
специальные измерительные комплексы регистрации параметров аварийных ситуаций
(РЕГИНА и др.), поэтому, по срочной необходимости при расследовании таких
аварий, информация об аварийном действии устройств системы АЧР, как
правило, собирается по режимным данным только с более крупных подстанций.
Функция записи аварийных режимов и функции передачи информации по
современным каналам связи не является прямыми функциями релейной защиты и
автоматики и для их осуществления существуют отдельные микропроцессорные
системы и терминалы, которые выполняют эти функции намного лучше, чем
насыщенные вторичными функциями МПРЧ. В отличие от устройств релейной
защиты и автоматики, отказ этих устройств не приводит к тяжелым авариям в
энергосистемах. Поэтому к устройствам МПРЧ должны предъявляться иные,
более высокие требования по надежности и, соответственно, использоваться иные
336

Глава 11. Аппаратура частотных разгрузок
подходы при конструировании, направленные на повышение их надежности и
снижение их уязвимости [30,31,32,33].
Логично предположить, что только мощные узловые подстанции 110 кВ
могут быть наиболее подходящим местом для установки "элитных"
высокоинтеллектуальных, многоканальных и мощных МПРЧ, где может использоваться их
широкий программный сервис обслуживания и регистрации параметров.
Однако, в настоящее время на таких подстанциях, как правило, внедрены
мощные компьютерные комплексы автоматических систем управления
трансформаторными подстанциями (АСУ ТП). В таких АСУ, для программного
анализа режимов работы и принятия оперативных решений, а также анализа аварийных
ситуаций, осуществляется регистрация всей необходимой замерной информации
параметров режима работы (в процессе текущего времени) по всем узлам
обслуживаемой электрической сети.
Естественно, что в таких условиях АСУ использует собственную
выверенную информацию, а записи регистраторов МПРЧ, которые еще необходимо
обеспечивать дополнительными каналами связи, ей совсем не нужны. В таких
компьютерных комплексах АСУ с подсистемами верхнего и нижнего уровня, от МПРЧ
требуется только информация (нижнего уровня) о состоянии их действия или
неисправности, которая, с таким же успехом, может быть получена с любого реле
частоты. Значит, и в случае установки на крупных подстанциях расширенный
программный сервис МПРЧ, с регистрацией аварийных процессов, не имеет
возможностей для использования. Таким образом, в широкой эксплуатации систем
АЧР, требуются максимально упрощенные (даже без регистраторов аварийных
событий), надежные и высокоточные унифицированные МПРЧ с минимально
необходимыми и достаточными сервисными возможностями, сохраняющие
стабильность выходных параметров в максимально допустимых диапазонах
изменения температуры окружающей среды и изменения напряжения оперативного тока.
11.5.4. Особенности унифицированных МПРЧ массового применения.
Исходя из специфики необходимости обеспечения надежной и долгосрочной
эксплуатации реле частоты в различных условиях окружающей среды, новое
унифицированное МПРЧ для массового применения должно обеспечивать
следующие технические и технологические особенности исполнения:
1. Компактный корпус с небольшими габаритными размерами и малым общим
весом, обеспечивающий нормальный температурный режим работы реле в
максимально возможном диапазоне изменения температуры окружающей среды.
2. Надежную работу реле в сетях постоянного и переменного оперативного тока.
3. Нормальную работу реле в широком допустимом диапазоне изменения
температуры окружающей среды, уровней рабочего и контролируемого напряжения
при малой потребляемой мощности реле.
4. Наличие не менее 3-х универсальных уставок частоты и времени, не зависимых
от вида составляющих системы АЧР-ЧАПВ, АЧРС, ЧАВР, ЧДА, АОПЧ и др.
5. Наличие дисплея светодиодной индикации и встроенного частотомера, который
позволяет персоналу подстанций:
- контролировать текущую частоту сети;
337

Глава 11. Аппаратура частотных разгрузок
- визуально оценивать правильность работы реле;
- проводить автономную настройку и периодический контроль уставок частоты
(или скорости её снижения) и времени срабатывания.
6. Сервисную простоту и удобство для персонала в процессе настройки уставок
частоты и времени, а также, их периодического контроля.
7. Прецизионную точность отработки уставок по частоте и времени, в
максимально допустимом диапазоне температуры окружающей среды и напряжения.
8. Технологическую настройку, обеспечивающую стабильность выходных
параметров и их высокую помехоустойчивость при отсутствии регулировочных и
подстроечных элементов в схемах рабочих плат реле.
9. Совместное сочетание двух разных видов системы частотной разгрузки
(действие АЧР и ЧАПВ на общую нагрузку) должно выполняться на каждом канале
(уставке частоты МПРЧ). Таким образом, в зависимости от количества
выполнения таких сочетаний АЧР с ЧАПВ, унифицированное 3-х канальное МПРЧ
может экономно заменять 4-х, 5-и или 6-и уставочные.
Конечно, конструкторам нелегко было отказаться от разработки и внедрения
в сетях ОЭС "элитных" МПРЧ с широкими и сложными сервисными
возможностями, но слишком убедительными были технические аргументы и требования
практических специалистов. Зато, благодаря такому верному решению, в краткие
сроки были разработаны новые, предельно упрощенные универсальные МПРЧ.
Повсеместное внедрение в эксплуатацию современных МПРЧ является
крупным шагом в развитии технического прогресса автоматик разгрузки и
вызывает доверительное отношение к их работе, со стороны эксплуатационного
персонала. Следует отметить, что в технически высокоразвитых странах Европы
аппаратная часть устройств АЧР (как правило, на МПРЧ) развивалась в полном
соответствии с развитием технической вооруженности оборудования электростанций
и энергосистем. Учитывая возможную перспективу параллельной работы наших
ОЭС с энергосистемами объединения UCTE, необходимо принципы выполнения
и технические возможности аппаратуры нашей системы АЧР привести в
соответствие с возросшими требованиями по надежности работы энергосистем, тем
самым адаптировать её к АЧР зарубежных партнеров. Естественно, что изменения в
техническом прогрессе энергетики требуют и нового технического мышления
специалистов, обслуживающих новые устройства системы АЧР.
11.5.5. Блок микропроцессорный автоматической частотной разгрузки
(БМАЧР-М).
В конце 90-х годов прошлого века в энергосистемах ЕЭС России началось
внедрение первых МПРЧ, выпускаемых АО "ЛЭМЗ" (Санкт-Петербург). Блок
микропроцессорный автоматической частотной разгрузки модернизированный
(БМАЧР-М, далее, БМАЧР) выпускается в качестве нового устройства для
замены первого поколения цифровых устройств частотной разгрузки, без изменения
схемы вторичных цепей. Он предназначен для выполнения всех функций
известных устройств частотной автоматики, применяемых в энергосистемах для управ-
338

Глава 11. Аппаратура частотных разгрузок
ления аварийными режимами, как при снижении, так и при повышении частоты в
условиях дефицита активной мощности (рис. 11.3.).
"4"*П
-!*-?»»
£
EMA4F
Г"
*7
а*:Г=
АЧР-П"
"VXTI
Т
Гд-/Я*Н
■ляпг
ТВПГ
Ч¥¥^Ч^™^Лп
АЧМТ
4*rte-L
■4^^m'i llfciflTi
■— ЧлГВ-С
TWWT-
0»*ni
ЛЗ
"I*
Ifcn*
4—Яйм"
►*5B
Ш
«t-++K
»*"d
-тк
WftWW?
ш|^Г
Hi
—""^ft f
:заш:
HE
_£l££i.
TF
{Чини
рпш-шу
jKiyt't*
ffl
tt
ftacrea
ГПЮШУ
i
Рис. 11.3. Электрическая схема подключения БМАЧР.
Конструктивные возможности БМАЧР:
- предотвращение глубокого снижения частоты (АЧР1);
- восстановление частоты в до длительно допустимых уровней (АЧРП);
- автоматическое повторное включение нагрузок, ранее отключенных
устройствами АЧР, при повышении частоты до номинальных значений (ЧАПВ);
- предотвращение лавины частоты при её глубоких снижениях (АЧРС);
- выполнение делительной автоматики для выделения на сбалансированный
район или отдельных генераторов на питание механизмов собственных нужд;
- частотный пуск резервных источников питания;
- защиту генераторов от повышения частоты.
Отличительная особенность БМАЧР - наличие двух пакетов уставок для
АЧР1, АЧРП, АЧРС, ЧАПВ с возможностью перехода от одного пакета к другому
339

Глава 11. Аппаратура частотных разгрузок
по внешнему сигналу. Техническая универсальность БМАЧР при использовании
восьми программируемых выходных реле позволяет реализовать в одном
аппарате различные частотные функции:
- любая комбинация устройств АЧР1 и АЧРП;
- 8 устройств АЧР1 с различными независимыми уставками по частоте;
- 8 устройств АЧРП с различными уставками по частоте и времени;
- 8 устройств АЧРС с частами запуска, по скорости срабатывания и времени;
- 8 устройств ЧАПВ с различными уставками по частоте и времени;
- регистратор аварийного процесса выход для связи с ПК и АСУ.
Основные характеристики БМАЧР.
Поминальное напряжение измерительного входа 100 В (220 В) 50 Гц
Диапазон напряжения перем. и пост, тока 220 В 88... 264 В (40... 120)%
Диапазон уставок частоты АЧР1, АЧРП 40... 55 Гц
Диапазон уставок АЧРП по времени 1... 120 с
Диапазон уставок АЧРС по скорости 0... 10 Гц/с
Диапазон уставок ЧАПВ по частоте 49... 50 Гц
Диапазон уставок ЧАПВ по времени 1... 120 с
Коммутируемая нагрузка выходных реле 220 В, 1 А
Потребляемая мощность 15 В А
Диапазон рабочих температур - 10°С... + 40°С
Наработка на отказ 15000 ч
Габаритные размеры 295x130x330 мм
Масса (без упаковки), не более 6 кГ.
11.5.6. Блок микропроцессорный многофункциональных реле частоты
(БММРЧ).
Блок микропроцессорный многофункциональных реле частоты (БММРЧ)
(далее - блок) является усовершенствованным вариантом БМАЧР, с более
широкими сервисными возможностями, ("Механотроника" г. Санкт-Петербург) и
обеспечивает выполнение:
- АЧР1 без выдержки времени с блокировкой по скорости снижения частоты;
- АЧРП с выдержкой времени с возможностью контроля напряжения;
- АЧРС по скорости снижения частоты;
- совмещенной (комбинированной) разгрузки, функции АЧР1, АЧРП и АЧРС;
- АОПЧ с выдержкой времени, с возможностью ускорения по скорости
изменения частоты, с выдачей команд отключения и регулировки;
- ЧАПВ с возможностью контроля напряжения -.
Блок позволяет не только реализовать различные алгоритмы частотной
разгрузки и формировать сигналы для управления системами делительной
автоматики, но и обеспечивает выполнение сервисных функций.
В блоке использована современная аналого-цифровая и микропроцессорная
элементная база, что обеспечивает высокую точность измерений и постоянство
характеристик реле частоты, высокую эксплуатационную надежность.
Предусмотрена совместимость блока с любыми устройствами защиты и автоматики
340

Глава 11. Аппаратура частотных разгрузок
(электромеханическими, электронными, микропроцессорными) разных
производителей. Возможность дистанционного изменения уставок и получения
информации, а также большие периоды между профилактическими работами, значительно
снижают трудозатраты на эксплуатацию блока.
Основные характеристики БММРЧ.
Номинальное напряжение измерительного входа 100 В (220 В) 50 Гц
Диапазон уставок частоты АЧР1, АЧРП 30... 65 Гц
Диапазон уставок АЧРП по времени 1... 120 с
Диапазон уставок АЧРС по скорости (- 20... + 20) Гц/с
Диапазон уставок ЧАПВ по частоте 49... 50 Гц
Диапазон уставок ЧАПВ по времени 1... 120 с
Коммутируемая нагрузка выходных реле 220 В, 1 А
Диапазон рабочих температур - 40°... + 40°С
Пределы работы по напряжению 220 В (88... 264) В, 110 В (60... 140) В.
Потребляемая мощность 15 ВА
Габаритные размеры 250x230x205 мм
Масса (без упаковки), не более 5 кГ.
Блок может включаться в автоматические системы управления (АСУ),
информационно-управляющие и измерительные комплексы в качестве подсистемы
нижнего уровня и обеспечивает следующие эксплуатационные возможности:
- задание внутренней аппаратно-программной конфигурации блока в
соответствии с выбранным алгоритмом и возможностями его структуры;
- "местный" или "дистанционный" ввод, хранение, переключение и отображение
любого из двух пакетов (программ) уставок (ПР1 или ПР2);
- измерение текущих значений частоты, скорости изменения частоты и
напряжения с отображением частоты и напряжения на экране;
- фиксацию, хранение и отображение аварийных электрических параметров сети
в каждом канале разгрузки;
- широкую регистрацию параметров частотной аварии (осциллографирование);
- выдачу команд управления и предварительной сигнализации;
- двусторонний обмен с АСУ или ПЭВМ по каналам связи по протоколу обмена.
- обеспечивает хранение параметров аварийных событий и сохранение хода
часов: с наличием оперативного тока - всегда, при отсутствии - не менее 200 ч.
11.5.7. Микропроцессорное устройство "Сириус-АЧР".
Микропроцессорное устройство частотной разгрузки "Сириус-АЧР" (ЗАО
"РАДИУС Автоматика", г. Москва) предназначено для ликвидации дефицита
активной мощности автоматическим отключением потребителей при снижении
частоты (АЧР) с последующим автоматическим включением потребителей при
восстановлении частоты.
Устройство имеет два режима работы выходных реле - импульсный и
непрерывный. В импульсном режиме сигнал на отключение группы фидеров
формируется реле АЧР каждой очереди в течении заданного уставкой времени, а
сигнал на включение формируется вторым выходным реле - реле ЧАПВ данной оче-
341

Глава 11. Аппаратура частотных разгрузок
реди, также работающим в импульсном режиме с программируемой
длительностью замкнутого состояния контактов. В непрерывном режиме (аналог простого
реле частоты) АЧР и ЧАПВ осуществляется одним выходным реле - АЧР,
удерживающимся в сработанном состоянии до уставки срабатывания ЧАПВ при
восстановлении частоты. Выходные реле ЧАПВ при этом не используются.
Устройство содержит три одинаковых очереди АЧР-ЧАПВ, каждая из которых
обеспечивает подачу одного сигнала на отключение (АЧРП, совмещенная с АЧР1) и
одного - на включение одного или нескольких потребителей ЧАПВ (рис. 11.4.).
Ризмеренная
Тумблер «АЧР»
Уставка Famp-i Уставка Тачр-i i j i
Уставка
Функция АЧР-1
Уставка Fcamp-ii
Уставка Fbamp-ii Уставка Тачр-i
1
Триггер
Элемент "ИЛИ"
Уставка Fmatib Уставка Тчапв Тумблер «ЧАПВ»
г- R
Q
Выходное
реле АЧР
Ч
(так называемый
"непрерывный"
режим)
Рис. 11.4. Функциональная схема одной очереди устройства "Сириус-АЧР"
Функционально устройство содержит три одинаковых очереди, каждая из
которых имеет две ступени АЧР - АЧР1, АЧРП, и ЧАПВ. Таким образом, каждая
очередь АЧР-ЧАПВ имеет три уставки частоты и три уставки времени, а уставка
частоты ступеней АЧРП имеет два значения - частоты срабатывания и частоты
возврата. Устройство имеет второй, дополнительный, контрольный канал
измерения напряжения и частоты, разрешающий работу основных очередей АЧР, для
предотвращения ложных отключений в случае сбоев. Данный канал измеряет
частоту от второго трансформатора напряжения, как правило, подключаемого к
другой секции шин подстанции.
Основные технические характеристики "Сириус-АЧР":
Количество независимых уставок частоты
Диапазон контролируемой частоты
с дискретностью
Диапазон уставок по частоте срабатывания
с дискретностью
Отработка заданных уставок по частоте, не более
Диапазон уставок по времени
с дискретностью
Диапазон напряжения перем. опер, тока 220 В
Диапазон напряжения пост. опер, тока 220 В
Напряжение контролируемой сети (F) 100 В
Максимальная потребляемая мощность
3 шт.
45...51 Гц
0,01 Гц
45...51 Гц
0,01 Гц
0,009 Гц
0,2...99,9 с
0,1с
ПО...264 В
150...264 В
80...140 В
20 ВА
342

Глава 11. Аппаратура частотных разгрузок
Допустимая температура окружающей среды - 40°... + 55°С
Средняя наработка на отказ 25000 ч
Габаритные размеры 280x265x180 мм
Масса (без упаковки), не более 6 кГ
На передней панели размещается модуль клавиатуры и индикации:
- двух строчный жидкокристаллический дисплей информации с подсветкой;
- светодиоды индикации питания, пусков и срабатываний очередей;
- клавиатура с 6-ю кнопками управления для задания режимов работы;
- тумблеры (7 шт.) оперативного управления режимами работы;
- разъем для подключения компьютера.
Устройство имеет встроенные часы и календарь (фиксирует 9 срабатываний
АЧР и ЧАПВ и, в случае заполнения памяти, стирает самую старую запись), а
также встроенный тестовый генератор технической частоты с выходом на
внешний частотомер, для контроля введенных уставок и правильности всех функций
устройства.
11.5.8. Микропроцессорное унифицированное реле частоты УРЧ-ЗМ.
Микропроцессорное унифицированное реле частоты УРЧ-ЗМ (далее УРЧ),
является высокоточным и надежным аппаратом базовой конструкции (ОАО
Электротехнический завод "PEJICiC", г. Киев), предельно упрощенным в технологии
изготовления и технической эксплуатации. УРЧ предназначено для
использования в качестве органа измерения и фиксации частоты в схемах противоаварийной
автоматики и обеспечивает выполнение следующих функций:
- быстродействующую АЧР1 для ликвидации дефицита мощности и
предотвращения глубокого снижения частоты;
- медленнодействующую АЧРП - для восстановления частоты;
- АЧРС и ДАРС по скорости снижения частоты - для обеспечения эффективности
разгрузки при глубоких снижениях частоты;
- ЧАПВ и ЧАПВС нагрузок, ранее отключенных устройствами АЧР, при
заданном повышении частоты и заданной скорости повышения частоты;
- ЧДА и ЧДАС - по отклонению частоты и скорости ее снижения для выделения
энергоблоков на питание механизмов СН в выделенном районе нагрузки;
- ЧАВР агрегатов ГЭС, в том числе, АЧП резервных агрегатов;
- АОПЧ для защиты оборудования при недопустимом повышении частоты.
Реле УРЧ имеет два режима выполнения уставок выходными реле 1, 2, 3 -
непрерывный (наиболее часто применяемый в практике работы энергосистем) и
импульсный. Режим выполнения уставок задается одновременно для всех
выходных реле частоты.
Основные технические характеристики УРЧ:
Количество независимых каналов частоты 3 шт.
Диапазон контролируемой частоты 35...62 Гц
с дискретностью 0,01 Гц
Диапазон уставок по частоте срабатывания 35... 59,99 Гц
с дискретностью 0,01 Гц
343

Глава 11. Аппаратура частотных разгрузок
0,06 с
0,5 с
55...264 В
.300 В
180 В
55.
30.
Отработка заданных уставок по частоте, не более 0,009 Гц
Диапазон уставок по времени 0... 599,9 с
с дискретностью 0,1 с
Отработка заданных уставок по времени:
при уставках от 0 до 150 с, не более
при уставках выше 150 с, не более
Диапазон напряжения перемен, опер, тока 220 В
Диапазон напряжения пост. опер, тока 220 В
Напряжение контролируемой сети (F) 100 В
Диапазон напряжения контролируемой сети (F)
в качестве оперативной 100 В
Суммарная потребляемая мощность, не более
Допустимая температура окружающей среды
Средняя наработка на отказ
Габаритные размеры 140x70x136 мм, масса, не более 0,85 кГ.
Программные и технологические особенности конструкции УРЧ-ЗМ.
1. Любой из трех независимых каналов реле УРЧ может выполнять любые
функции частотных разгрузок (ДАРС, АЧР, АЧРС, ЧАПВ, ЧАПВС, ЧДА, ЧДАС,
ЧАВР, АОПЧ) при задании на каждом канале соответствующих уставок частоты
срабатывания и возврата или скорости изменения частоты.
2. В отличие от других современных МПРЧ (отечественных или
иностранных), на каждом из 3-х каналов базового унифицированного УРЧ выполнена
функциональная возможность задания совместного сочетания уставок частоты и
времени АЧР и ЧАПВ при их действии на общую нагрузку.
Таким образом, в зависимости от количества выполнения таких сочетаний
действия АЧР и ЧАПВ, 3-х канальное УРЧ может становиться 4-х, 5-и или 6-и
уставочным реле (рис. 11.5.).
50...180В
4ВА
-40°...+55°С
25000 ч
FH3M. АЧР1
АЧРИ
ЧАВР
ЧДА
ЧАПВ
АОПЧ
1
Fcpa6aT.
F * FycT
1
Fcpa6aT.
F * FycT
t
—*
—*■
1
Рвозвр.
F > FycT
Рвозвр.
F<FycT
—*
—*
Время
t & tycT
Время
t & tycT
—*
Выходное
реле
ФС
mi
Выкл
Рис. 11.5. Функциональная схема одного канала УРЧ-ЗМ.
3. Учитывая большую технологическую надежность исполнения и редкие
неисправности УРЧ, которое не имеет в своей схеме регулировочных и подстро-
ечных элементов, - при любой неисправности реле заменяется резервным
комплектом, а причину неисправности определяет и устраняет (с соответствующей
настройкой и испытаниями) ремонтная служба завода-изготовителя.
344

Глава 11. Аппаратура частотных разгрузок
Функциональная схема микропроцессорного УРЧ-ЗМ.
Исполнительная схема элементов унифицированного УРЧ собирается
посредством разъемных соединений рабочих плат реле, что обеспечивает
ускоренную технологию их замены и автономного ремонта. В свою очередь, разводка
пространственного построения рабочих плат обеспечивает соблюдение
нормируемого внутреннего температурного режима реле при длительной эксплуатации
реле в граничных условиях окружающей среды.
Конструктивно реле УРЧ состоит из следующих основных, функциональных
плат: источников питания, индикации и управления и плата выходных реле. Реле
частоты УРЧ в своем составе практически имеет три независимых, от вида
частотной разгрузки, реле (каналы 1, 2, 3) с отдельными уставками частоты
срабатывания и возврата, а также выдержками времени.
На экран дисплея УРЧ выводится абсолютная (без усреднения) величина
контролируемой текущей частоты "F" (два знака после запятой ) с периодом
изменения показаний по времени - 0,5 с. Контролируемая частота "F" в узле
управления реле сравнивается с уставками частоты срабатывания каждого из трех
независимых реле (1, 2, 3), с дискретностью 0,001 Гц. При достижении значения
контролируемой частоты равном или ниже заданной уставки частоты, запускается
таймер уставки по времени срабатывания соответствующего реле, после
отработки которой, реле выдает сигнал на отключение выключателя данного
присоединения. Общим для всех трёх реле является также сигнал "Внешний сброс", который
подаётся на контактную колодку УРЧ. По этому сигналу все три реле частоты
приводятся в исходное состояние ожидания контроля частоты, а сработавшие
выходные реле (1, 2, 3) размыкают свои контакты.
Контроль частоты выполняется с момента снятия сигнала "Внешний сброс".
Внешние цепи реле выведены на клеммы контактной колодки. Работа реле
обеспечивается в любом его положении в пространстве.
Индикация и управление реле частоты УРЧ-ЗМ.
Наличие экрана дисплея светодиодной индикации в унифицированном реле
УРЧ позволяет выполнять настройку и задание уставок частоты и времени реле, а
также их контроль и просмотр, без применения специальной измерительной
аппаратуры. Задание постоянного или импульсного режима работы трех выходных
реле (1, 2, 3), просмотр и ввод уставок по частоте и времени осуществляется
элементами управления (кнопками и сигнальными лампочками), расположенными на
панели индикации и управления реле УРЧ.
Панель индикации и управления находится под прозрачной съемной
крышкой (рис. 11.6).
При снятой крышке кнопки " 1 ", " 2 ", " 3 " открыты для доступа, а кнопки "
> ", " + ", "Сбр" находятся под прикрывающей их для предохранения от
случайного несанкционированного нажатия поворотной шторкой.
Для доступа к этим кнопкам, предохранительную шторку необходимо
повернуть вправо, вокруг оси ее крепления.
Кнопки " 1 ", " 2 ", " 3 " предназначены для просмотра на дисплее уставок по
частоте и времени независимых реле частоты, соответственно, 1, 2, 3.
345

Глава 11. Аппаратура частотных разгрузок
12
11
10
2
Г
Вкл ©
1 ©
2 ©
3 ©
1 ЫРЧ з
Г г
1 1 1 1 1 1 1 1
и и.и.и.
1 2 3
ШЭ ШЭ ШЭ
\
> +
ШЭ ШЭ ШЭ
Сбр
7 \4 8 \5
11
8
Н
т^
10
Рис. 11.6. Панель индикации и управления УРЧ-ЗМ.
1.
2.
3.
4.
5.
6.
Панель индикации и управления
Светодиодный узел индикации
Дисплей
Кнопки управления
Поворотная шторка
Съемная крышка
7. Место пломбировки
8. Захват снятия съемной крышки.
9. Клеммная колодка внешних подключений
10. Крепежный винт с заземлением
11. Корпус реле
Кнопки " > ", " + "», "Сбр" предназначены для ввода уставок по частоте и
времени, задания импульсного или постоянного режима работы реле.
Кнопка "Сбр" также служит для установки реле в исходное состояние и
контроля (с момента отпускания кнопки) текущей частоты.
Применение УРЧ-ЗМ для измерения скорости снижения частоты.
Техническое преимущество реле УРЧ заключается в высокоточной отработке
уставок (отклонение по частоте + 0,009 Гц, по времени + 0,05 сек), что
обеспечивает их надёжную работу в устройствах по измерению скорости снижения
частоты (ССЧ) косвенным методом.
Косвенный метод определения ССЧ - по разности измерений двух уставок
частоты в заданном интервале времени, обеспечивается простотой конструкции
УРЧ. Этот метод, который ранее выполнялся на 2-х реле РЧ-1 (каждое - с одной
уставкой частоты), считавшийся вынужденным и бесперспективным, становится,
наряду с непосредственным методом, равноправным методом измерения ССЧ в
новой концепции построения ДАРС, АЧРС или БССЧ на двух уставках частоты
УРЧ (на 2-х каналах).
346

Глава 11. Аппаратура частотных разгрузок
Так, принимая уставку ССЧ = 1,2 Гц/с, начальную (стартовую) уставку
частоты fi = 49,0 Гц и уставку времени t = 0,3 с, получим конечную уставку частоты,
соответствующую заданной уставке ССЧ:
f2 = 49,0 - 1,2-0,3 = 49,0 - 0,36 = 48,64 Гц.
При дефиците мощности, равном или большем заданной уставки ССЧ,
сработает начальная уставка измерения скорости снижения частоты (fi = 49,0 Гц) и
запускает реле времени. В таких условиях уже отработает конечная уставка
частоты (f2 = 48,64 Гц) и по истечении 0,3 с реле времени (на более низком уровне
частоты) выдает импульс на отключение нагрузки.
Такой способ измерения ССЧ успешно применяется как для выполнения
устройств АЧРС и ДАРС, так и для блокирования действия устройств АЧР1 при
выбеге двигательной нагрузки (БССЧ).
Применение УРЧ-ЗМ в схемах частотной делительной автоматики.
Высокоточная отработка заданных уставок и надежная работа УРЧ
обеспечивает их успешную работу в обычных схемах частотной делительной
автоматики (ЧДА), в качестве чувствительного элемента, завершающего отключение от
сети схемы выделения энергоблока (электростанции) на питание собственных нужд.
Кроме того, надежность и точность работы УРЧ позволяют осуществить
местные предварительные отключения выключателей присоединений в схемах
подготовки выделения электростанций или их частей на сбалансированный район
нагрузки. Для этого отдельные вводы реле УРЧ на участвующих в разделении
подстанциях заводятся автономно под уставку частоты предварительной
подготовки схемы ЧДА, например 48,5 Гц, с воздействием на соответствующие
выключатели присоединений.
Таким образом, использование УРЧ, в схемах ЧДА дает значительную
экономию технических и материальных средств, исключая необходимость
оборудования дорогостоящих каналов телеотключения между электростанцией и
подстанциями, на которых выполняются отключения при выделении
сбалансированного района нагрузки.
В настоящее время новые унифицированные УРЧ-ЗМ установлены на
объектах многих энергосистем ОЭС Украины, где показали:
- удобства эксплуатации, настройке уставок и простоте обслуживания;
- высокую надежность и точность срабатывания уставок частоты и времени;
- гарантированную стабильность технических параметров.
По своим сервисным и техническим характеристикам унифицированные УРЧ
являются наиболее пригодными и перспективными для решения проблем
реконструкции, замены устройств и реформирования системы АЧР-ЧАПВ, а также
других частотных автоматик (рис. 1 L.7).
Оперативный персонал энергосистем отмечает большое преимущество
нового реле, в связи с наличием встроенного в УРЧ частотомера, позволяющего
дежурному контролировать частоту сети, и визуально оценивать правильность
работы реле, а также универсальность использования каждого их 3-х каналов.
347

Глава 11. Аппаратура частотных разгрузок
S
ft3
It
Iе-
II
и
f i
и
Е
t
fi ft j
I!
]
pi
I
Йр +
■}
±
^ 14 ^ ^
IL1 »
Sir
> ■-«
iJ
©
Jrj [ft л !tr-
s a. 1 ! '
3
X
—i n
■ ■ v 1
u
s
i!
ft
4^
<j
5\
I>
4
35
!l
I
ji
i-
«iff
^ys
\
4-
Ф
б
4V
Г
t
3
Я
*•& ~|
a/jA a 7
\1-
i\
■цйЧ
—
£
-
1
TJ
15
1
SB—
?
t
-J
э\ а\
n
J
Рис. 11.7. Схема АЧР на базе УРЧ-ЗМ на переменном оперативном токе.
348

Глава 11. Аппаратура частотных разгрузок
Применение одного УРЧ позволяет заменить 3-6 устаревших реле частоты
РЧ-1, что значительно снижает затраты при реконструкции АЧР, причем,
применение УРЧ при замене РЧ-1 не приводит к усложнению и установке
дополнительных элементов. Реле УРЧ-ЗМ имеет гарантированные параметры, не требует
дополнительного оборудования при установке на подстанциях, защищено от
ложных срабатываний, снижает нагрузку на цепи ТН-10(6) кВ, обеспечивает
полноценную замену существующих реле частоты со значительной экономией средств,
при реконструкции схем АЧР.
Особенности конструктивного и эксплуатационного упрощения УРЧ
способствуют широкому применению его на большинстве подстанций энергосистем
(около 90 % с уставками частоты 1-3 шт.). Кроме того, при условиях установки в
шкафах ОРУ и помещений подстанций без отопительных приборов - применение
УРЧ допустимо не только в климатических зонах всей Украины, но и
большинстве климатических зон, с диапазоном температуры - 40 С...+ 55 С.
11.5.9. Микропроцессорное унифицированное реле частоты УРЧ-ЗМС.
В первых модификациях УРЧ-ЗМ (по отклонению частоты) обеспечивалась
возможность измерения ССЧ только косвенным методом (на 2-х уставках частоты
за заданное время). Особенность нового УРЧ-ЗМС заключается в том, что каждый
из 3-х каналов этого реле, при сохранении всех прежних функций, дополнительно
может использоваться для непосредственного измерения скорости снижения или
повышения частоты.
В микропроцессорных реле частоты зарубежных производителей
применяется [31] программный (алгоритм ROCOF), более простой в исполнении и
замедленный, косвенный способ измерения скорости изменения частоты, известный
еще в 50-е годы прошлого века (с использованием двух отдельных реле частоты).
Странная особенность такого способа измерения скорости изменения частоты [31 ]
заключается в том, что "функция ROCOF запускается в реле только в том случае,
если значение контролируемой частоты опустится ниже критического уровня
^trip"- Таким образом, автор признает, что такой способ измерения ССЧ допускает
наличие зоны деактивации (мертвой зоны) измерения.
В микропроцессорном реле УРЧ-ЗМ косвенный способ измерения скорости
изменения частоты осознанно использован не программный, а конструктивный
(по значениям частоты на 2-х каналах реле), с частотой пуска схемы,
исключающем мертвую зону. Конструктивный косвенный способ измерения ССЧ (СПЧ) в
реле УРЧ-ЗМ был выполнен осознанно, с учетом дальнейшего использования,
перспективного, программного способа непосредственного измерения скорости
изменения частоты, в следующей модификации, т.е., в реле УРЧ-ЗМ-С.
1. Главная особенность реле УРЧ-ЗМ-С заключается в основной
возможности способа непосредственного непрерывного измерения скорости изменения
(снижения или повышения) частоты, на каждом периоде частоты, что значительно
расширило функциональные возможности любого из 3-х каналов реле. Так, в
базовом реле УРЧ-ЗМ, для косвенного измерения скорости изменения частоты
использовались соответствующие значения частоты на 2-х разных каналах, т.е., в
реле можно было получить только одну уставку скорости изменения частоты. А в
349

Глава 11. Аппаратура частотных разгрузок
модификации реле УРЧ-ЗМ-С, введена дополнительная цепочка частоты пуска и
блока непосредственного измерения скорости изменения частоты F' (ССЧ или
СПЧ) на каждом из 3-х каналов, т.е., в реле имеется возможность задания 3-х
одинаковых (или разных) уставок скорости изменения частоты.
Микропроцессорное унифицированное реле частоты УРЧ-ЗМС выпускается в
качестве нового упрощенного устройства частотных автоматик для замены
первого поколения цифровых устройств частотной разгрузки (УРЧ-3 и УРЧ-ЗМ), без
особых изменений схемы вторичных цепей, но с уставками по скорости снижения
частоты (ССЧ) и скорости повышения частоты (СПЧ). Это МПРЧ предназначено
для выполнения всех известных функций устройств частотной автоматики,
применяемых в энергосистемах, для управления аварийными режимами, как при
снижении частоты в условиях дефицита активной мощности, так и при
повышении частоты в режимах избыточной генерации (рис. 11.8.).
АЧРС
БССЧ
ДАРС
АЧР1
АЧРМ
ЧАВР
ЧДА
ЧАПВ
АОПЧ
1
Fcpa6ai\
F £ FycT
*■
Рвозвр.
F > FycT
■J-
Fcpa6aT.
F £ FycT
I
Fcpa6aT.
F & FycT
t
*-
*-
Рвозвр.
F > FycT
Рвозвр.
F<FycT
*-
Время
t & tycT
*■
ССЧ
F' I> F'ycT
БССЧ
*-
*-
Время
t & tycT
Время
t & tycT
*-
i
АЧРС
Выходное
реле
ФОЛ
Рис. 11.8. Функциональная схема одного канала УРЧ-ЗМС.
При задании на канале функции СПЧ, схема измерения скорости повышения
частоты (на рисунке не показана) работает по той же цепочке, что и ССЧ, т.е. с
тем же блоком измерения скорости, но с параметрами частоты пуска F > FycT.
Сигнал действия от блока СПЧ передается на цепочку включения нагрузки
устройствами ЧАПВ или передается по внешним выходным контактам на
отключение генерации (ОГ) или защищаемого оборудования, соответствующими
устройствами АОПЧ.
Таким образом, при сохранении прежней компактности и надежности реле
частоты, каждый канал УРЧ-ЗМС (как и УРЧ-ЗМ) может применяться для
действия на нагрузку по принципу "или" - как по отклонению частоты (АЧР, ЧАПВ
или ЧДА), так и дублирование по скорости снижения частоты (АЧРС), а также по
скорости повышения частоты (АОПЧ или ЧАПВС). Этим обеспечивается более
эффективное использование данного реле для выполнения функций полного
комплекса частотных автоматик, применяемых в энергосистемах.
Для практического выполнения способа непосредственного измерения
скорости изменения частоты использован специальный алгоритм ускоренного
калибрования периодов частоты. При таком быстродействии алгоритма измерения, на
350

Глава 11. Аппаратура частотных разгрузок
4-м периоде с момента включения реле и наличии заданной уставки скорости
изменения частоты (хотя бы в 1-м, из 3-х каналов реле), контроль скорости
изменения частоты в реле УРЧ-ЗМ-С, выполняется непрерывно, на каждом периоде
частоты. При этом, точность отработки уставок по скорости изменения частоты
составляет не более ± 0,05 Гц/с, в диапазоне уставок скорости от 0,1 Гц/с до 20 Гц/с.
Такое быстродействие измерений реле УРЧ-ЗМ-С определяется
существенным преимуществом современного способа непосредственного измерения
скорости изменения частоты. Реле УРЧ-ЗМ-С предназначено для выполнения всех
известных функций устройств частотных автоматик, применяемых в
энергосистемах, для управления аварийными режимами, как при снижении частоты в
условиях дефицита активной мощности, так и при повышении частоты в режимах
избыточной активной генерации.
Технические характеристики УРЧ-ЗМС (сохраняя параметры УРЧ-ЗМ).
Количество независимых каналов 3 шт.
(сочетание функций АЧР и ЧАПВ - на каждом канале
задается независимо друг от друга).
Диапазон контролируемой частоты 16... 63 Гц.
с дискретностью 0,01 Гц.
Диапазон уставок частоты срабатывания 35... 59,99 Гц
с дискретностью 0,01 Гц
Диапазон уставок времени 0... 599,9 с.
с дискретностью 0,1 с.
Отклонение заданных уставок времени 0,005 с, не более.
Диапазон уставок скорости снижения частоты 0,1... 99,9 Гц/с.
с дискретностью 0,1 Гц/с.
Действие реле по скорости снижения частоты.
В любом канале УРЧ-ЗМС, кроме обычного использования действия по
отклонению частоты, обеспечивается возможность задания:
- пусковой уставки по частоте, начиная с которой определяется ССЧ;
- уставки ССЧ, при достижении или превышении которой отключается нагрузка;
- выдержки времени на срабатывание по ССЧ.
Если измеренное значение ССЧ, будет равно или больше заданной уставки
ССЧ, то выдается сигнал на отключение нагрузки с заданной уставкой времени.
Наличие заданной уставки ССЧ отображается на лицевой панели УРЧ
периодическим проблеском красно-зеленого цвета светодиодов соответствующего канала.
Устройства АЧРС пока не применяются, даже там, где произошли 2
частотных аварии с погашением южных районов ОЭС Украины (в 1996 г и 2001 г).
Применение устройств АЧРС на 24 - 28 подстанциях Крымской ЭС и 10-12
подстанциях Южной ЭС могут успешно предотвратить частотные аварии на юге ОЭС
Украины. Не применяются и устройства ЧДАС (по скорости снижения частоты),
хотя почти ежегодно происходят аварийные погашения выделяемых ТЭЦ при
неэффективном действии устройств ЧДА (по отклонению частоты).
Действие реле по скорости повышения частоты.
В любом канале УРЧ-ЗМС, кроме обычного использования действия по
отклонению частоты, обеспечивается возможность задания:
351

Глава 11. Аппаратура частотных разгрузок
- пуск уставки по частоте, начиная с которой проверяется и определяется СПЧ;
- уставки по СПЧ, при достижении или превышении которой, автоматически
включается нагрузка соответствующих присоединений;
- выдержки времени на срабатывание по СПЧ.
Скорость повышения частоты определяется средним значением изменения
частоты в течении 3-х периодов изменения частоты. Таким образом, если с
момента запуска работы программы определения СПЧ, её значение, измеренное в
течении 3-х первых периодов, будет равно или больше заданной уставки СПЧ, то
выдается сигнал на отключение защищаемого оборудования без выдержки
времени. Если же среднее значение СПЧ, замеренное в течении 3-х первых периодов
изменения частоты, окажется меньше заданной уставки СПЧ, то добавляется
текущий 4-й период (с исключением 1-го периода), и таким образом расчет СПЧ за
каждые текущие 3-й периода изменения частоты выполняется до момента
срабатывания или возврата реле. Наличие заданной уставки по СПЧ отображается на
лицевой панели УРЧ периодическим проблеском красно-зеленого цвета светоди-
одов соответствующего канала.
Блокировка действия АЧР1 по скорости снижения частоты.
В любом из каналов УРЧ-ЗМС, где реализован алгоритм действия АЧР1 по
отклонению частоты, имеется возможность включения блокировки его действия
по скорости снижения частоты (БССЧ) при выбеге двигательной нагрузки.
Для включения режима БССЧ необходимо в последней уставке
соответствующего канала установить заданное значение ССЧ. Наличие заданной уставки
БССЧ отображается на лицевой панели реле периодическим двойным проблеском
зеленого цвета светодиодов соответствующего канала. Снятие действия БССЧ
выполняется заданием ССЧ = 0.
В ОЭС Украины количество устройств БССЧ составляет от 1 % до 7 % от
общего количества комплектов АЧР1 (только в Центральной ЭС достигает 20 %).
Действие УРЧ-ЗМС-02 с двумя входами контролируемого напряжения.
Модификация реле УРЧ-ЗМ-С-02 состоит в том, что оно двухвходовое, т.е., в
нем осуществлена функция работы устройства контроля частоты от 2-х секций
подстанции - автоматическое переключение измерения напряжения с
поврежденной секции на работающую секцию. Второй вход по напряжению от смежной
секции служит для обеспечения работы АЧР на резервной секции. При
восстановлении работы поврежденной секции, работа реле автоматически
переключается на контроль ее частоты.
11.6. Особенности работы реле частоты УРЧ-ЗМС-01
при синхронизации и защите от разгона агрегатов ГЭС.
Известно, что в практике технической эксплуатации энергосистем, одним из
важнейших и ответственных мероприятий является включение генератора в сеть,
после резервного или ремонтного состояния. Технологический процесс,
включения синхронного генератора на параллельную работу с генераторами
энергосистемы, называется синхронизацией. При включении генератора на параллельную
работу возможны толчки уравнительного тока и мощности, которые, при
неправильном включении, могут быть значительными и привести к повреждению гене-
352

Глава 11. Аппаратура частотных разгрузок
ратора. Для включения синхронных генераторов на параллельную работу с
генераторами энергосистемы, в настоящее время применяются два разных способа:
точная синхронизация и самосинхронизация.
Главными преимуществами самосинхронизации генераторов по сравнению с
точной синхронизацией является:
- возможность быстрого включения генераторов в аварийных условиях;
- значительное упрощение устройств автоматики, обусловленное отсутствием
необходимости соблюдения жестких условий точной синхронизации.
Известно, что на гидроэлектростанциях процессы пуска и остановки
агрегатов полностью автоматизированы применением устройств частотного
автоматического ввода резервов (ЧАВР). Процесс самосинхронизации агрегатов ГЭС на
параллельную работу с другими генераторами энергосистемы, при действии
автоматики ЧАВР, входит в циклический процесс пуска резервных агрегатов, как
завершающая операция и осуществляется без вмешательства персонала [8, 59, 74].
В режимах технической эксплуатации, для синхронизации включаемых
гидрогенераторов малых ГЭС на параллельную работу с энергосистемой, широкое
применение получили специальные пендель-генераторы, расположенные на
одном валу с гидрогенератором [101].
Практическое включение ГГ способом самосинхронизации является наиболее
простым и быстрым. Открытием направляющего аппарата гидроагрегат пускается
и, без возбуждения, разворачивается до подсинхронной скорости вращения (0,97 -
1,03 FH0M)- Генераторы (блоки) включаются в сеть выключателем и, одновременно,
в ротор подаётся возбуждение, что способствует втягиванию генераторов в
синхронизм. Характерной особенностью такого способа включения в сеть являются
толчки тока статора генератора.
Реле разности частот ИРЧ-01 эксплуатируются уже более 50 лет, имеют
инерционность подвижной рамки, что в некоторых условиях приводит к
запаздыванию включения в сеть, когда скорость вращения генератора уже превысила
номинальную частоту сети. В таких условиях автоматической самосинхронизации
наблюдаются броски уравнительного тока статора, поэтому встал вопрос о замене
реле ИРЧ, на подобные современные устройства, с равноценными или
улучшенными техническими характеристиками.
Специалисты обратились к разработчику реле частоты УРЧ-ЗМС с просьбой
модернизировать базовое реле частоты для специального назначения, с
минимальной уставкой частоты срабатывания, ниже допустимого типового диапазона
(35 - 60) Гц базового реле частоты [44, 50]. Заказчики предложили расширить
диапазон уставок срабатывания по частоте реле УРЧ-ЗМС ниже 25 Гц (а именно,
до 20 Гц), а также, обеспечить возможность кратковременной термической
устойчивости цепей контролируемой сети 300 В длительностью до 10 с.
Это обусловлено тем, что практически все гидрогенераторы оснащены
пендель-генератором (вспомогательным генератором), сидящим на одном валу
агрегата. Слово пендель (das Pendel) - маятник, движение которого, задает
равномерное движение механизму часов. Пендель-генератор, с номинальной частотой
вращения 25 Гц, служит для питания двигателя маятника регулятора скорости, реле
353

Глава 11. Аппаратура частотных разгрузок
2РН защиты от повышения оборотов, а также, в некоторых схемах, для
образования оперативного тока электрических защит, напряжением 110 В.
Модернизированные реле частоты УРЧ-ЗМС-01 позволяют:
1) четко контролировать частоту вращения ГГ по частоте вращения
вспомогательного генератора (пендель-генератора) и включать генератор в параллель
методом самосинхронизации, при скорости вращения ротора (0,97 - 1,0 Fh), тем
самым, добиваясь плавного втягивания его в синхронизм;
2) визуально оценивать скорость нарастания оборотов гидрогенератора и частоту
вращения его в момент включения в систему или при различных отклонениях в
работе гидрогенератора;
3) значительно упростить схему самосинхронизации, исключив из неё контроль
напряжения системы и остаточного напряжения статора генератора;
4) выполнить защиту гидрогенератора от угонных оборотов (используя второй
канал УРЧ), исключив реле напряжения 2РН, которое измеряет частоту
вращения генератора косвенным способом, по изменению напряжения на выходе
пендель-генератора.
Точность настройки параметров модернизированного реле УРЧ-ЗМС-01 и
постоянный контроль действия схемы частотной автоматики гидрогенератора (в
том числе, и визуальный контроль по индикатору реле) четко показали
достаточную плавность процесса включения генератора в сеть энергосистемы, без
заметных толчков уравнительных токов статора. Особое удобство для визуального
наблюдения за процессом пуска и синхронизации гидрогенераторов,
обеспечивается при расположении реле в непосредственной близости к типовым щитовым
приборам и ключам управления. Разработчики реле частоты УРЧ-ЗМС-01, с
начала 2010 г ввели сниженный предел контроля частоты (16 Гц), в качестве
постоянного, типового параметра базового реле.
В режимах технической эксплуатации мощных гидрогенераторов
Днестровской ГЭС, основной постоянный контроль оборотов гидрогенератора выполняет
цифровой регулятор скорости фирмы VA TECH HYDRO (Австрия). Контроль
частоты вращения агрегата выполняется трехфазным тахогенератором напряжением
110 В при номинальной частоте 50 Гц. Тахогенератор работает в составе
сложного комплекса автоматики регулирования турбины (в том числе, и возбуждения),
зависящем от различных изменяющихся режимных параметров, что не
способствует требуемой надежности и стабильности его действия.
В таких условиях, для обеспечения полной надежности частотного канала
защиты гидроагрегатов при граничных изменениях частоты, требуется
дополнительный, прямой канал защиты и мониторинга частоты, основанный на
использовании реле частоты вращения турбины.
Одной из функций реле скорости вращения ротора является защита
гидрогенератора от повышения оборотов выше номинальных, что может случиться при:
- аварийном отказе регулятора скорости вращения ротора;
- внезапном аварийном отключении гидрогенератора от сети действием
электрических защит;
- отключением нагрузки на гидрогенераторе действием защит линий
электропередач, которые связывают гидрогенератор с энергосистемой.
354

Глава 11. Аппаратура частотных разгрузок
Поскольку повышение оборотов ротора гидрогенератора может привести к
его значительным повреждениям, в схеме гидромеханических защит
предусмотрено дублирование защиты от повышения оборотов ротора гидрогенератора. В
этой схеме, для контроля оборотов гидрогенератора используется реле ЭРО-3,
которое представляет собой комплексное устройство из электромагнитных реле,
подключенных к специальному тахогенератору, напряжение которого
пропорционально скорости вращения ротора гидрогенератора.
Реле ЭРО-3 выпускается с 1976 года и находится в эксплуатации с 1981 года.
Естественно, что за прошедшие три десятилетия оно морально и физически
устарело и на нем тяжело, с необходимой точностью, выставлять уставки
срабатывания защиты 115 % и 155 % от номинальных оборотов ротора гидрогенератора.
Поэтому было принято техническое решение о необходимости замены
устаревшего реле ЭРО-3 на, более современный тип частотной защиты.
Техническим заданием персонала Днестровской ГЭС было предложено
доработать реле УРЧ-ЗМ с изменением следующих параметров:
- максимально расширить возможный диапазон контролируемой частоты,
превышающие допустимый типовой диапазон (16 - 62) Гц базового реле;
- максимально расширить диапазон уставок частоты срабатывания,
превышающие допустимый типовой диапазон (19 - 60) Гц базового реле частоты.
Анализ аварийных ситуаций и возможных условий действия частотной
защиты турбины, привел эксплуатационников к выводу о необходимости расширения
диапазона уставок частоты срабатывания реле УРЧ-ЗМ значительно выше
допустимых 60 Гц, а именно, до 90 Гц.
Естественно, что при увеличении рабочего диапазонов контролируемой
частоты и уставок частоты срабатывания реле УРЧ-ЗМС в сторону их повышения,
конструкторам пришлось заново пересмотреть и изменить программу действия
реле, установленные пределы и возможные допуски всех параметров реле, а
также, провести повторный цикл исследований действия реле в различных,
возможных (и запредельных) режимных ситуациях.
Заводские разработчики модернизированного микропроцессорного реле
частоты УРЧ-ЗМС-01 обеспечили необходимые заданные параметры:
- диапазон контролируемой частоты от 16 Гц до 99,99 Гц;
- диапазон уставок по частоте срабатывания - от 19 Гц до 89,99 Гц,
при сохранении заданных паспортных параметров надежности.
Эксплуатационным персоналом Днестровской ГЭС выполнены испытания
реле УРЧ-ЗМС-01 при проведении опытов по сбросу нагрузки на гидрогенераторе
во время его текущего ремонта и замечаний не выявлено. В качестве реле
оборотов ротора турбины, УРЧ-ЗМС-01 установлено на ГГ № 1 Днестровской ГЭС и
находилось в опытно-промышленной эксплуатации с начала 2010 года.
В настоящее время, для обеспечения дополнительной защиты
гидрогенератора Днестровской ГЭС от разгона оборотов ротора турбины до:
- 115 % (57,5 Гц) -1 ст.; 155 % (77,5 Гц) - II ст.;
используются клеммы ЧАПВ реле контроля оборотов ротора турбины УРЧ-
ЗМС-01. Таким образом, дополнительное реле оборотов (УРЧ-ЗМС-01) дублирует
уставки частоты вращения ротора турбины при повышенных уровнях частоты
355

Глава 11. Аппаратура частотных разгрузок
вращения ротора и отключение гидроагрегата при заданных предельных уровнях
частоты (I ст. - 57,5 Гц, П ст. - 77,5 Гц).
Защита I ст. - 115 % (57,5 Гц) от разгона ротора турбины обеспечивает
аварийное закрытие створок направляющего аппарата (НА) турбины золотником
аварийного закрытия (ЗАЗ), при отказе в работе регулятора скорости и
повышении оборотов больше 115 % от номинала при условии, что створки
направляющего аппарата открыты > 25 %.
Таким образом, при отключении генераторного выключателя и сбрасывании
нагрузки с агрегата, если:
- цифровой регулятор скорости турбины неисправный (не дает команду на
закрытие створок направляющего аппарата);
- ротор турбины достиг 115 % оборотов от номинала;
срабатывает дополнительная частотная защита на реле оборотов ротора турбины
(УРЧ-ЗМС-01) и замыкает цепи аварийной защиты.
Если при этом створки НА открыты > 25 %, то включается аварийное реле
защиты I ст. - 115 % (57,5 Гц), которое действует на клапан аварийного золотника.
Аварийный золотник закрывает створки НА, в обход системы регулирования.
Защита II ст. - 155 % (77,5 Гц) обеспечивает аварийное закрытие створок НА
турбины золотником аварийного закрытия при достижении разгона ротора до
скорости вращения турбины - 155 % от номинала.
Таким образом, в настоящее время микропроцессорное унифицированное
реле частоты УРЧ-ЗМС-01, единственное из всех известных видов реле в
энергосистемах бывшего Союза ССР, имеет пределы:
- диапазона контролируемой частоты от 16 Гц до 100 Гц;
- диапазона уставок срабатывания частоты от 19 до 90 Гц.
Такие допустимые пределы изменения частоты обеспечивают возможность
их применения в различных схемах автоматики пуска и частотной защиты
агрегатов, как малых ГЭС, так и мощных ГЭС.
В настоящее время унифицированные УРЧ-ЗМС-01 установлены в частотных
защитах разгона на всех гидрогенераторах Днестровской ГЭС.
Реле УРЧ-ЗМ и УРЧ-ЗМС разработаны и выполнены Электротехническим
заводом "PEJICiC" в тесном научно-техническом сотрудничестве с учеными
Института проблем моделирования в энергетике (ИПМЭ) имени Г.Е. Пухова
Национальной академии наук Украины [2, 3, 4].
356

Глава 12. Особенности анализа частотных аварий
Глава 12. ОСОБЕННОСТИ АНАЛИЗА ЧАСТОТНЫХ АВАРИЙ
12.1. Аварийный регистратор частоты.
Частотные аварии, с глубокими снижениями частоты в отделившихся
энергосистемах или их частях, являются наиболее тяжелыми, поскольку в результате
развития таких аварийных процессов зачастую происходит полное погашение
отделившихся частей со значительным экономическим ущербом.
При анализе частотной аварии в ОЭС Украины (1996 г) с полным
погашением части южных энергосистем, значения аварийного снижения частоты пришлось
рассчитывать математически, по имеющимся замерам аварийных значений
электрического тока и напряжения. Они выполнялись в минимальном интервале
времени (1 с) и в таком интервале вручную рисовали результирующий график
изменения частоты, в виде ломаной кривой. Естественно, что такие графики
параметров в промежуточных точках процесса, показывали только общую картину
частотного процесса, без изменения частоты в любой момент аварийного процесса.
Специалистами Национального диспетчерского центра (НДЦ) Украины,
совместно с СКБ ОАО "Ритм" (г. Киев) была разработана концепция конструкции,
программного алгоритма регистрации частоты и технических характеристик
цифрового аварийного регистратора частоты (РГЧ). Основным элементом РГЧ был
измерительный модуль микропроцессорного реле частоты УАРЧ ("Ритм", г.
Киев). Это реле частоты было признано лучшим по техническим характеристикам,
но не пригодным для массового внедрения, из-за слишком широких программных
сервисных возможностей настройки уставок, контроля функционирования,
архивации процессов, анализа показаний и, естественно, дороговизны [58].
В дальнейшем, на основании этого измерительного модуля реле частоты
УАРЧ, были разработаны для массового применения, максимально упрощенные
микропроцессорные унифицированные реле частоты серии УРЧ-3.
Основные технические данные цифрового регистратора частоты.
Диапазон измерения частоты 25 - 100 Гц
Напряжение сети 90 - 270 В
Время регистрации частоты 0,02 - 999 с
Погрешность измерения частоты не более 0,01 Гц
Аварийный регистратор частоты состоит из платы цифрового
преобразователя частота-код и входного делителя напряжения. Плата преобразователя
устанавливается в персональный компьютер, на свободное место шинного разъема.
Естественно, что штепсель входного делителя напряжения должен включаться в
розетку только натуральной электрической сети (не задействованной под устройства
стабилизации напряжения, для питания компьютеров).
В регистраторе РГЧ установлена гальваническая развязка между платой и
входным напряжения сети. В схеме РГЧ имеется эффективный блок защиты от
помех и влияния высших гармонических составляющих электрического тока.
Программное обеспечение функционирует в оболочках MS DOS или
Windows любых модификаций (в автономном или сетевом варианте) и позволяет его
357

Глава 12. Особенности анализа частотных аварий
работу также в резидентном режиме, т.е. в процессе регистрации текущей частоты
компьютер может использоваться для решения любых других задач.
Работа программы цифрового РГЧ.
Стартовый файл раскрывает меню программы с большим окном замера
текущей частоты (до сотых долей Гц), фиксации времени и даты регистрации
частоты с курсором в исходном положении меню "АНАЛИЗ" (рис. 12.1.).
настройка выбор
Корректировка Выбор даты
параметров необходимого
регистрации и суточного
печати файла
частоты ! Частоты
АНАЛИЗ
Таблицы и графики
текущего файла,
выбранного файла,
выбранного
диапазона файлов
инструкция :
Инструкция
пользования
цифровым
регистратором
частоты
49,98
13.07.34 3.08.98
Регистратор частоты СКБ ОАО "Ритм", г. Киев
Рис. 12.1. Главное меню аварийного регистратора частоты.
В положении курсора "НАСТРОЙКА" раскрывается возможность выполнить
настройку и корректировку:
- частоты в суточном файле для табличной и графической формы анализа;
-просмотра (экран) и печати графиков и таблиц изменения частоты (табл. 12.1.).
Таблица 12.1. Таблица настройки программы регистрации частоты.
Параметры
1. Интервал обновления таблиц
2. Пороговая частота
3. Темп записи в заданном диапазоне частот
4. Темп записи вне диапазона частот
5. Отклонение пороговой частоты
6. Отсечка фильтрации помех
7. Поправка калибровки регистратора
8. Калиброванная частота
9. Количество строк печати
10. Печать следующего листа
Пределы
1 - 600 с
25 - 100 Гц
0,02 - 999 с
0,02 - 999 с
0,001 -1 Гц
0,000 - 6 Гц
0,001 -1 Гц
25 - 100 Гц
50 - 65 шт.
да / нет
358

Глава 12. Особенности анализа частотных аварий
Значения параметров программы РГЧ.
1. Пороговая частота - для ускоренного темпа записи частоты при ее уровне выше
(ниже) заданного, например, 50,05 Гц или 49,2 Гц.
2. Ускорение записи выше или ниже порога частоты, например с 1(2) мин на 0,1 с.
3. Отклонение частоты от предыдущего значения для ускорения темпа записи,
например 0,1 Гц.
4. Отсечка фильтрации помех для устранения кратковременных помех - при
отсечке 0,00, без фильтрации. Типовое значение - 0.04 Гц.
5. Калибровка регистратора позволяет скорректировать данные частоты по
эталонному частотомеру до 3-го знака, например, на величину - 0,025 Гц.
В положении "АНАЛИЗ" раскрывается возможность изменения даты, выбор
диапазона по времени и частоте, а также анализа текущей или выбранной даты в
следующих видах: - F2 - табличный анализ; - F3 - графический анализ.
Табличный анализ частоты.
По данным суточного файла регистрации частоты, в программе аварийного
регистратора частоты предусмотрены функции:
- просмотра на экране компьютера таблицы регистрации частоты;
- печать таблицы анализа частоты (время - до десятых долей секунды и частота -
до тысячных долей Гц), полной (за 1 сутки) или в любом интервале времени.
В таблице анализа частоты информация любого заданного интервала
времени формируется для просмотра и печати (время - частота) в первом столбце до
конца страницы (до 65 строк) с переходом информации на второй столбец до
конца страницы. Таким же образом формируются два столбика следующих страниц
таблицы - до окончания заданного интервала времени, (табл. 12.2.).
Таблица 12.2. Табличный анализ регистрации частоты.
03.08.1998 Интервал времени 13:07:27 - 13:07:50
Время
13:07:27.2
13:07:27.4
13:07:27,5
13:07:27.6
13:07:27.7
13:07:27.8
13:07:27.9
13:07:28.0
13:07:28.1
13:07:28.2
13:07:28.3
13:07:28.5
13:07:33,4
Частота
49,783
49,781
49,786
49,786
49,788
49,783
49,781
49,798
49,783
49,783
49,791
49,801
49,798
Время
13:07:33.7
13:07:33.8
13:07:33.9
13:07:34.0
13:07:34.1
13:07:34.2
13:07:34.3
13:07:34.4
13:07:34.5
13:07:34.6
13:07:34.7
13:07:34.8
13:07:39.4
Частота
49,796
49,801
49,796
49,786
49,783
49,783
49,788
49,793
48,778
49,793
49,781
49,771
49,665
В данной таблице показана реальная картина изменения частоты в режиме
параллельной работы ЕЭС России, стран СНГ, Балтии и Украины, перед
аварийным отделением избыточной Тюменской энергосистемы (3.08.98 г.). От возник-
359

Глава 12. Особенности анализа частотных аварий
шего дефицита активной мощности частота в ЕЭС, на протяжении L с снизилась
(в 13:07:36) до 49,57 Гц и восстановилась до 49,801 Гц на протяжении около 30 с.
Таблица L2.3. Фиксация длительности заданной частоты.
06.07.2001 Время аварийной частоты - 49,2 Гц
Интервал
10:01:11.27-10:06:38.84
10:06:39.89-10:06:40.88
10:06:42.91 - 10:06:50.93
10:06:51.92-10:06:55.98
10:39:31.88-10:48:15.15
10:48:16.14-10:48:17.13
10:48:18.17-10:48:30.20
10:48:31.25-10:51:21.41
10:51:33.49-10:51:38.54
10:51:40.52-10:51:41.56
10:51:42.55- 10:51:45.57
10:51:46.56-10:51:49.58
10:51:59.63-10:52:00.68
Сумма
0:05:27.57
0:00:00.99
0:00:08.02
0:00:04.06
0:08:43.27
0:00:00.99
0:00:12.03
0:02:50.16
0:00:05.05
0:00:01.04
0:00:03.02
0:00:03.02
0:00:01.05
Итого = 3:32:55.42
Кроме того, в программе РГЧ предусмотрена возможность вывода для
просмотра или печати специальной таблицы фиксации длительности любой заданной
аварийной частоты (за 1 сутки) в каждом отрезке времени (вплоть до сотых долей
секунды) и её суммарное время (табл. 12.3.).
В данном фрагменте таблицы показана реальная картина изменения частоты
при автономной работе ОЭС Украины с низкими уровнями частоты сети - время
фиксируется в сотых долях секунды и сумма показана с учетом полной таблицы
анализа для формирования отчетных данных.
Графический анализ частоты.
Графический анализ изменений частоты в программе РГЧ выполнен в разном
цвете нормальных и заданных аварийных значений частоты. По результатам
суточного файла регистрации частоты, в программе РГЧ предусмотрено
выполнение цветовой индикации графиков изменения частоты:
- при нормальном уровне частоты в широком диапазоне времени регистрации (в
заданной зоне частоты - зеленый цвет графика);
- при нарушении аварийной границы (верхней или нижней - желтый цвет
графика) переход на сокращенный темп регистрации частоты.
Для этого в программе имеется возможность задания аварийных значений
частоты, напр.: - повышение частоты - 50,05 Гц; - снижение частоты - 49,2 Гц.
При таких параметрах, все значения графика изменений частоты, которые
находятся в заданных пределах частоты, (с нормальными уровнями частоты) - в
зеленом цвете, регистрируются в широком диапазоне времени (1-5 мин), для
значительного сокращения объема суточного файла изменений частоты.
360

Глава 12. Особенности анализа частотных аварий
А значения графика изменений частоты, например, 50,05 Гц и ниже 49,2 Гц
- автоматически переходят на более точную регистрацию (0,1 с) и отображаются
более контрастным желтым цветом.
Передвижением вертикального курсора (время) определяются параметры
времени любой точки графика. Передвижением горизонтального курсора
(частота) определяются параметры частоты любой точки графика.
В программном обеспечении цифрового РГЧ предусмотрен широкий
диапазон масштабирования для просмотра графиков частоты по времени регистрации
(1 сутки, 1 час, 10 мин, 1 мин) с возможностью последовательного перехода и
соответствующего просмотра и анализа графика частоты в каждом диапазоне
времени (таблица 12.4.).
Таблица 12.4. Масштабирование графика по частоте и времени.
Период регистрации
Диапазон курсора
1 сутки
106 с
1 час
6с
10 мин
1с
1 мин.
0,1с
Соответственно, максимальная толщина кривой изменения частоты
получается на суточном графике регистрации, поскольку в точке курсора должны
отобразиться изменения частоты на протяжении 106 с (рис. 12. 2.).
Часовой график изменения частоты о 13:00:00 03/08/1998
Рнах=49.93Гц в 13:58:01,65 03/08/1998, Fnin=49.45Iu в 13:18:30.29 03/08/1998
" 0 10 20 ' " 30 " 40 '" " ' "эГ 0
t=13:03:00 - 13:03:06 (6 с.> FMav ~ 49.84 Fwin = 49.S3
Рис. 12.2. График изменения частоты в интервале 1 час.
Естественно, что переход на меньшие интервалы времени анализа изменений
частоты (1 час или 10 мин), последовательно отображает кривую фафика частоты
с меньшей толщиной. Для примера, показан часовой график изменения частоты в
пределах заданного часа, где медленные изменения частоты отображаются тол-
361

Глава 12. Особенности анализа частотных аварий
стыми линиями, а резкое изменение частоты (в данном случае, аварийное
отключение избыточной Тюменской энергосистемы от ЕЭС) показано, соответственно,
тонкой вертикальной линией (рис. 12.3.).
Йинутный график изменений частоты с 13:07:20.00 03/08/1998
Fnax=49.80Tii в 13:07:20.04 03/08/1998, Ftiln=49 57Гц в 13:07:36.63 03/08/1998
Рис. 12.3. График изменения частоты в интервале 1 мин.
Представленный на графике (в интервале 1 мин) колебательный процесс
частоты и ее последующая стабилизация фактически является образцом
динамической частотной характеристики ЕЭС, при дефиците активной мощности.
Для облегчения анализа графиков изменения частоты программа РГЧ выдает
на "экран" и "печать" максимальное и минимальное значение частоты и их время.
Программа анализа регистрации частоты имеет простой и удобный сервис
для просмотра и вывода результатов на "экран" или "печать" в табличной форме
(с точностью до 0,5 с) и графической форме с цветовым выделением рабочих и
аварийных участков графика изменений частоты.
12.2. Основные принципы анализа частотных аварий.
Большие дефициты активной мощности, возникающие в процессе развития
некоторых аварий в энергосистемах, приводят к быстрым и глубоким снижениям
частоты (частотные аварии), как правило, с нарушением работы электростанций и
полным погашением дефицитных районов. Такие аварийные ситуации в основном
характерны для отдельных остро дефицитных районов или энергосистем и
маловероятны в крупных энергообъединениях [1,2, 68, 71,74]
362

Глава 12. Особенности анализа частотных аварий
Мгновенное, в момент снижения частоты до уставки частоты срабатывания
быстродействующих устройств АЧР1, отключение нагрузки потребителей при
таких авариях могло бы предотвратить глубокие снижения частоты. Однако, даже
при правильной настройке и выборе объемов очередей системы АЧР, большие
дефициты мощности приводят к глубоким снижениям частоты с опасностью
нарушения работы электростанций и погашения дефицитных частей
энергосистем.
Но, задержки времени АЧР1, а также времени срабатывания реле и
выключателей присоединений приводит к невыполнению одного из основных требований,
предъявляемых к системе АЧР - исключить "...возможность возникновения
лавины частоты и лавины напряжения при любых реально возможных случаях
аварийного отключения генерируемой мощности..." [1, 2, 74].
Поэтому, в директивных документах указано, что при дефиците мощности
около 45 % имеющейся нагрузки работа системы АЧР неэффективна, поскольку
при большой скорости снижения частоты, по техническим параметрам задержек
времени, устройства АЧР работают с запаздыванием, вслед "улетающей" частоте.
Таким образом, гарантированная эффективность надежной работы
быстродействующих устройств АЧР1 может быть обеспечена только при ликвидации
дефицитов мощности не более 40 %.
12.3. Требования к расследованию частотных аварий.
Особенность расследования частотных аварий заключается в необходимости
сбора информации перед аварией и аварийную информацию:
- подробный анализ работы устройств релейной защиты и автоматики в процессе
возникновения, развития, прохождения аварии и после аварийного состояния;
- четкий анализ балансов мощности, уровней частоты и напряжения в динамике
аварий, а также, соответствующее срабатывание устройств АЧР [43, 53].
Полный объем информации режимных параметров всего процесса
аварийного динамического изменения частоты и напряжения, обеспечивает четкое
программное моделирование аварийной ситуации и, ее полноценный анализ:
1. При анализе частотных аварий в акте расследования должны быть
обязательно приведены балансные расчеты предварительных дефицитов мощности
приемной части ЭС (в МВт и %% от потребления), вызвавших возможный
аварийный асинхронный ход (а. х.) по сечению (может последовательно и не одному)
и окончательного дефицита мощности после отделения несбалансированного
района или части энергосистем от избыточной части ОЭС [53].
В балансном анализе также должна быть учтена информация о состоянии и
возможном действии, во время аварии, комплектов АЧР, имеющих блокировки по
скорости снижения частоты (БССЧ) при выбеге двигательной нагрузки.
2. Необходимо учитывать, что при частотных авариях с отделением от
энергообъединения несбалансированного района или части энергосистемы, сильное
падение частоты сопровождается последующим, относительно менее сильным
снижением напряжения. Этот факт объясняется уменьшением нагрузки
потребителей при снижении частоты и действии устройств АЧР1, что способствует
поддержанию уровней напряжения, т.е. аварийное динамическое изменение частоты
363

Глава 12. Особенности анализа частотных аварий
- первично, а напряжения - вторично [34, 43, 53]. Это необходимо для
определения возможного возникновения не только явления лавины частоты, но и лавины
напряжения в отделившейся дефицитной части энергосистем.
Поэтому в акте расследовании частотных аварий (после отделения в
дефицитной части) всегда необходимо проводить анализ двух графиков: аварийных
изменений частоты и напряжения в едином диапазоне времени (желательно, на
одних шинах). Причем, для наглядности анализа и достоверности сравнения
динамического изменения данных параметров график частоты желательно
представлять в масштабе: по оси Y - 2,5 - 2,0 : 1 (частота 0,4 - 0,5 Гц и напряжение в
кВ или %% от Uhom в 1 см), по оси X - 1 : 1 (время 1 с в 1 см).
3. Стержневым вопросом, определяющим возможные замечания к
недостаткам настройки уставок и объемов системы АЧР при частотных авариях, является
правильное (аналитическое и графическое) определение [18, 20, 31] скорости
снижения частоты (ССЧ). Приближенная величина ССЧ при ее глубоких
снижениях, с учетом постоянной момента инерции выделенного района [53], может
определяться по ее соотношению с дефицитом активной мощности: каждые 10 %
дефицита мощности создают ССЧ ~ 0,45 - 0,5 Гц/с.
Если величина ССЧ не достигает 2 Гц/с, то выявленные недостатки в
настройке уставок и объемов очередей системы АЧР могут считаться
обоснованными и должны отмечаться в акте расследования частотной аварии. Величина
ССЧ, превышающая 2,2 Гц/с, указывает об аварийном возникновении лавины
частоты и обоснованной неэффективности работы устройств системы АЧР. В таких
условиях анализ правильности настройки и объемов очередей системы АЧР
должен выполняться по балансному расчету (аналитически и графически) только с
учетом величины ССЧ, достаточной для нормальной работы устройств АЧР.
4. Основным фактором полного анализа для моделирования аварийного
частотного процесса является обязательное наличие подробной режимной
информации об уставках (Гц, с) и объемах (МВт) сработавших очередей системы АЧР
на всех уставках частоты отделившихся частей каждой энергосистемы. Есте-
ственно, обязательной должна быть информация и о возможной работе устройств
АЧР1, которые при предшествующем разделению "затянутом" асинхронном
режиме отключили нагрузку подстанций вблизи электрического центра качаний
(ЭЦК), а после окончательного разделения остались в избыточной части ОЭС.
5. Также, для полноты анализа необходима информация о состоянии и
действии во время аварии комплектов АЧР1, имеющих блокировки по ССЧ при
выбеге двигательной нагрузки [41, 74].
Особо простой и показательной при аналитическом анализе и моделировании
аварийного процесса является балансная диаграмма, которая выполняется при
учете исходных условий расчёта: исходная частота, дефицит мощности,
частотный коэффициент нагрузки и реальные нагрузки, отключенные АЧР1.
Расчёт балансной диаграммы выполняется при отображении
последовательности срабатывания устройств АЧР1 и ликвидации дефицита мощности с учетом:
- изменение дефицита мощности при снижении частоты на каждую 0,1 Гц;
- снижения дефицита мощности при отключении каждой очереди АЧРГ
364

Глава 12. Особенности анализа частотных аварий
Такое примерное диаграммное построение представляет наглядную
последовательность аварийного процесса ликвидации дефицита активной мощности на
каждом шаге работы устройств АЧР1, при условии, что скорость снижения
частоты допустима для их нормальной работы (рис. 12.4).
Исходная
частота 50
-900 МВт ^
Дефицит
Рис 12.4. Пример балансной диаграммы ликвидации дефицита мощности.
Следует отметить, что применение балансной диаграммы ликвидации
дефицита активной мощности, также возможно и при аналитическом моделировании
аварийного частотного процесса прогнозных режимов ЭС. Но, при таком
расчетном анализе прогнозные нагрузки потребителей, подключенных к действию
устройств АЧР, необходимо умножать на нормативный коэффициент
срабатывания (Кср = 0,8) устройств АЧР.
Только наличие в акте расследования частотной аварии всех параметров
подробной режимной информации, приведенных в пунктах 1-5, позволяет
выполнить технически грамотный режимный анализ протекания аварийных ситуаций.
Наличие такой информации, обеспечивает возможность последующего
программного моделирования полного динамического процесса частотных аварий. В
свою очередь, подробный анализ частотных аварий обеспечивает разработку
необходимых организационных и технических мероприятий по их предотвращению.
Полноценный анализ результатов ситуативной частотной аварии в
энергосистемах или их частях могут обеспечить только специальные программные
оперативно-расчетные комплексы (ОРК), моделирующие динамические процессы
снижения и восстановления частоты по заданным режимным параметрам и
характеристикам составляющих электрической сети.
12.4. Пример расследования частотной аварии.
12.4.1. Причины возникновения и развития частотной аварии.
В 1996 г произошло нарушение режима, приведшее к погашению
значительной части юга ОЭС Украины (Крымская ЭС, часть Южной и Днепровской ЭС).
Причиной развития аварии явился одновременный вывод в ремонт двух ВЛ-330
кВ, а на третьей ВЛ-330 кВ - вывод в ремонт дифференциально-фазной защиты
по разрешению разных уровней диспетчерского управления ОЭС и действия
дежурного персонала при оперативном выполнении схемы поперечного
секционирования ОРУ-330 кВ Запорожской ТЭС [53].
Такие ситуативные наложения привели к тому, что связь южных дефицитных
частей энергосистем с ОЭС Украины осталась по одному транзиту 330 кВ и
нескольким транзитам 154 кВ. Суммарная нагрузка электростанций в дефицитной
части энергосистем составила 833 МВт (внешние перетоки мощности по ВЛ-330
кВ - 730 МВт и по ВЛ-154 кВ - 270 МВт) при суммарном потреблении 1690 МВт.
49,0 Гц
50.0 МВт
■760.0 -740 D
48,8 Гц
70.0 МВт
-670 а -660 а
48,7 Гц
60.0 МВт
-600 а
365

Глава 12. Особенности анализа частотных аварий
От ОЭС Украины отделился район с генерацией 715 МВт и суммарным
потреблением 1335 МВт. Такой большой дефицит активной мощности (46,4%)
привёл к резкому снижению частоты и неуспешному выделению энергоблоков ТЭС
на питание механизмов собственных нужд на 3-4 секундах аварийного процесса,
что привело к полному погашению выделенного района на 6-й секунде
переходного процесса (рис. 12.5).
Гц
сек
Рис. 12.5. Динамическое изменение частоты в процессе частотной аварии.
В акте расследования частотной аварии, зафиксирована ССЧ = 2,2 Гц/с,
определенная, как среднеарифметическая величина за t = 3 с (табл. 12.5.):
/0-Л _ 49,3-42,80
V
2,18 Гц/с,
t 3
где /0 - начальный уровень частоты, fx - частота последнего измерения.
Таблица 12.5. Изменение скорости снижения частоты при аварии.
Время (сек)
0
1
Частота (Гц)
49,34
47,85
Скорость (Гц/с)
1,49
366

Глава 12. Особенности анализа частотных аварий
2
3
44,50
42,80
3,35
1,70
В натурных измерениях, начальная ССЧ = 1,49 Гц/с, из-за инерции
оборудования электростанций и скоростных характеристик выделенного района
энергосистем. Но резкое возрастание тормозящего момента турбин привело к
возникновению лавины частоты с ССЧ = 3,35 Гц/с. В результате неэффективного отключения
всего объема АЧР1, ССЧ уменьшилась до 1,7 Гц/с, что (при уровне частоты сети -
42,8 Гц) уже не могло остановить процесс лавины частоты.
При аварийном уровне частоты 42,8 Гц произошло срабатывание ЧДА с
уставкой частоты 46,5 Гц на выделение энергоблока 300 МВт Запорожской ТЭС
на нагрузку СН. Но автоматическое выделение энергоблока оказалось
неуспешным, поскольку он был отключен технологическими защитами по недопустимому
уровню частоты и, после 5 с аварийного процесса, в результате лавины частоты,
произошло погашение отделившихся энергосистем.
По имеющимся графикам динамического изменения частоты и напряжения
на шинах 154 кВ Запорожской ТЭС, проводится анализ изменения этих величин в
переходном процессе (табл. 12.6.).
Таблица 12.6. Таблица изменения частоты и напряжения во времени.
t,c
/,Гц
и,%
1
49,34
100
2
47,85
100
3
44,5
100
4
42,8
100
5
42,8
100
6
40,1
96
7
32,6
78
8
32,0
53
9
22,4
31
Данные таблицы показывают, что резкое снижение частоты в течении
первых 4-х секунд переходного процесса до недопустимых технологических
значений (42,8 Гц), было первичным (лавина частоты), при сохранении номинального
напряжения. В течение 4 - 5 с в энергосистеме наблюдался асинхронный ход при
неуспешной попытке выделения блока 300 МВт на нагрузку района и СН. И
только после 7 с (32,6 Гц) произошло резкое погашение отделившихся энергосистем.
12.4.2. Анализ баланса мощности выделенного района.
Отметим, что в [1, 2, 71, 74] указано, что при дефиците мощности около 45 %
от потребления энергосистем работа системы АЧР неэффективна. Поэтому
процентная величина дефицита мощности выделенного района (таблица 12.2.) четко
указывает на неэффективную работу системы АЧР из-за наличия явления лавины
частоты, при котором не может быть никаких претензий к объемам и настройке
системы АЧР. Расчет исходных данных проводим по программе графического
анализа частоты [91] - без учета действия АЧР (табл. 12.7.).
Таблица 12.7. Расчетные данные для анализа процесса снижения частоты.
Задание
Генерация
Потребление
Частота исход.
715 МВт
1335 МВт
49,34 Гц
Расчёт
Дефицит мощности
Частота ожидаемая
620 МВт, 46,4% потр.
40,53 Гц
367

Глава 12. Особенности анализа частотных аварий
Частотный Кн
Мом. инерции
2,6 о.е.
6с
Частотный Кн
Нач. ССЧ f
70,3 МВт/Гц 5,3% потр
1,47 Гц/сек
Полученная величина начальной скорости снижения частоты при заданных
параметрах системы (погрешность - 0,02 Гц/сек) подтверждает, что исходные
параметры аварийной ситуации выбраны с достаточной точностью.
Суммарная нагрузка, отключенная устройствами АЧР1 во всех частях
энергосистем отделившегося района - 584,9 МВт, в т.ч. Крымская ЭС - 373,8 МВт,
Днепровская ЭС - 123,5 МВт, Южная ЭС - 87,6 МВт. Работа АЧР1 привела к
снижению дефицита мощности: 620 МВт - 585 МВт = 35 МВт.
Оставшийся дефицит мощности (35 МВт) с большим избытком покрывается
регулирующим эффектом нагрузки в диапазоне снижения частоты от 49,3 Гц до
46,8 Гц (25 ступеней АЧР1 при Кн = 7 МВт/0,1 Гц - суммарно 175 МВт).
Даже такой простой арифметический подсчет указывает, что объем АЧР1
выделенного района более чем достаточен для ликвидации дефицита мощности и
удержания уровня частоты выше 47 Гц, а после действия несовмещенной АЧРП -
даже выше 48 Гц, что показывает примерная балансная диаграмма (рис. 12.6).
368

Глава 12. Особенности анализа частотных аварий
Исходная
частота - 49.3 Гц
-620 МВт _613
Дефицит
49,2 Гц
55,2 МВт
■557,8 -543,8
49,0 Гц
74,6 МВт
-469,5 -455,5
48,8 Гц
20,5 МВт
-435
-344,4
48,5 Гц
26,7 МВт
■371,1 -378,1
48,6 Гц
20,9 МВт
-399
-406
48,7 Гц
22,0 МВт
-428
-337,4
48,4 Гц
7,5 МВт
■329,9 -322,9
48,3 Гц
25,3 МВт
-297,6 -290,6
48,2 Гц
24,4 МВт
-266,2
■185,2
47,9 Гц
26,3 МВт
■211,5 -218,5
48,0 Гц
12,2 МВт
-230,7 -237,7
48,1 Гц
21,5 МВт
-259,2
-178,2
47,8 Гц
23,6 МВт
154,6 -147,6
47,7 Гц
19,4 МВт
■128,2 -121,2
47,6 Гц
23,3 МВт
-97,9
-13,3
47,3 Гц
26,3 МВт
■39,6 -46,6
47,4 Гц
21,7 МВт
-68,3
-75,3
47,5 Гц
15,6 МВт
-90,9
-6,3
47,2 Гц
19,3 МВт
+13
^47,3 Гц
Рис. 12.6. Балансная диаграмма возможного аварийного процесса
при ССЧ, допустимой для нормальной работы АЧР1.
Расчёт балансной диаграммы выполнен при отображении
последовательности срабатывания устройств АЧР1 и ликвидации дефицита мощности с учетом:
- снижения АРг при отключении каждой очереди АЧР1.
- уменьшения АРг на величину ЧКН при снижении частоты на каждые 0,1 Гц;
Такое диаграммное построение представляет наглядную картину
последовательности моделированного процесса ликвидации дефицита мощности, на каждом
шаге работы устройств АЧР1, при ССЧ, допустимой для нормальной работы.
Данные диаграммы показывают, что в таких условиях, устройства АЧР1
отключили бы нагрузку - 473,3 МВт и с учетом ЧКН, дефицит мощности был бы
ликвидирован отключением последней очереди АЧР1 - 47,2 Гц, с избытком
отключенной нагрузки - 13 МВт и установившимся уровнем частоты - 47,3 Гц. А действие
несовмещенной АЧРП повысило бы частоту до 47,9 Гц. Расчет динамики
изменения частоты при действии АЧР, проведенный по программному ОРК ГРАНЧ [91]
показал, что при допустимой (для работы устройств АЧР1) ССЧ, действием оче-
369

Глава 12. Особенности анализа частотных аварий
редей АЧР1 дефицит мощности района был бы ликвидирован на частоте 47,2 Гц.
А после действия несовмещенной АЧРП - до уровня 48,3 Гц.
Таким образом, в данной аварийной ситуации не может быть оснований для
каких-либо замечаний к недостаткам настройки уставок системы АЧР и объемам
отключаемой нагрузки выделенного района. Неэффективная работа АЧР в данном
случае объясняется нерасчетной ССЧ (выше 2,2 Гц/с), а также, незначительных
объёмов очередей АЧР1, не способных резко уменьшить дефицит мощности.
12.4.3. Анализ действия очередей АЧР.
Фрагментарный анализ последовательности действия АЧР выделенного
района, по анализу работы 4-х верхних очередей АЧР1, проводим при помощи
программного комплекса графического анализа частоты - ОРК ГРАНЧ (табл. 12.8.).
Таблица 12.8. Воздействие верхних очередей АЧР1 на изменение частоты.
Гц
49,3
49,2
49,0
48,8
48,7
РаЧр, МВТ %ПОТр
-
55,2 4,1
74,6 5,6
20,5 1,5
22,0 1,6
Рн,МВт
1335,0
1272,8
1184,2
1149,7
1120,7
ДР, % потр.
46,4
43,8
39,6
37,8
36,2
(ИТц/с
1,47
1,38
1,24
1,18
1,13
Adf, Гц/с
-
0,09
0,14
0,06
0,05
Анализ таблицы показывает, что отключение незначительных объемов
нагрузки каждой очереди АЧР1 не могли существенно снизить скорость развития
аварии до лавины частоты. При действии 4-х очередей АЧР1 (суммарно на 0,6 Гц)
ССЧ уменьшалась на каждой уставке частоты, в среднем на 0,08 Гц/с.
Суммарное уменьшение ССЧ составило всего лишь 0,34 Гц/сек при
изменении дефицита мощности более, чем на 10%. При нормальной работе снижение
дефицита мощности на 10% должно изменять ССЧ на 0,45 - 0,5 Гц/с. Это также
доказывает наличие недопустимой ССЧ для нормальной работы устройств АЧР.
Графический анализ фактического срабатывания очередей АЧР1 (выборочно, при
суммарной выдержке времени - 0,8 с) также показал сильное влияние скорости
снижения частоты (табл. 12.9.).
Таблица L2.9. Фактическое срабатывание очередей АЧР1 при большой ССЧ.
Уставка частоты срабатывания, Гц
Фактическое срабатывание, Гц
Разность частоты действий, Гц
49,2
48,0
1,2
49,0
47,8
1,2
48,8
46,7
2,1
48,0
45,5
2,5
47,2
44,5
2,7
По данным таблицы видно, что только две верхних очереди АЧР1 работали в
нормальном диапазоне изменения частоты, а остальные, из-за увеличения ССЧ,
работали бесполезно. Основной массив устройств АЧР1 работал неэффективно -
"вдогон" за стремительно падающей частотой, что является явным признаком
явления лавины частоты и требует резкой ликвидации дефицита мощности в начале
аварийного процесса. Это один из факторов, подтверждающих необходимость
реформирования системы АЧР с выдержкой времени 0,3 с, а также внедрения
быстродействующих и эффективных микропроцессорных реле частоты.
370

Глава 12. Особенности анализа частотных аварий
Аварии, рассмотренные в данном примере, можно предотвратить только
применением устройств дополнительной автоматической разгрузки по скорости
снижения частоты (ДАРС) [18, 20, 36, 48, 53]. Приведенный пример подробного
анализа частотной аварии не является обязательным при любом расследовании
аварийной ситуации с дефицитом мощности и снижением частоты. Объем
анализируемых вопросов в акте расследования аварийного нарушения должен
определяться условиями, параметрами и характеристиками данного нарушения.
12.5. Оценка ущерба от режимов работы со сниженной частотой.
Известно, что стационарный режим энергосистемы определяется точкой
пересечения усредненных статических частотных характеристик (СЧХ) суммарной
механической мощности генерации (Рг) и активной электрической мощности (Рн)
потребителей электроэнергии (рис. 12.7.).
Р, МВт pjf)
Os О ^ !\ (^ "<з- 1Л "с t^-. ос С\ О; —
00OsOsOs0\0^O\OsO\CS5>dO
Рис. 12.7. Предельные по частотным характеристикам режимы.
В нормальных режимах работы и условий регулирования частоты
энергосистем, первичные СЧХ суммарной электрической мощности нагрузки и суммарной
механической мощности генерации имеют разную полярность наклонов к оси
частоты. При частоте 50 - 49,6 Гц область устойчивых режимов определяется
отрезком СЧХ с положительным углом наклона характеристики механической
мощности турбины (точка 2). Это область, в которой частотные регуляторы турбины
способны поддерживать установленные уровни частоты и мощности,
противодействуют снижению частоты (ПР мощности генерации).
В точке экстремума (при f = 49,5 Гц) происходит перегиб СЧХ механической
мощности генерации, и ее угол наклона становится отрицательным, т.е. с этой
точки начинается область неустойчивых режимов. Диапазон 49,5 - 47 Гц - это
область неустойчивых по частоте режимов (без первичного регулирования частоты)
с нарастающим ущербом для нагрузка потребителей, зависимых от частоты.
371

Глава 12. Особенности анализа частотных аварий
При f < 47 Гц область неустойчивых критических значений частоты, где
возможно возникновение лавины частоты, приводящей, погашению дефицитной
части ЭС, т.е. - это нерасчетная зона для определения ущербов потребителям.
Анализ СЧХ энергосистемы показывает, что расчетная область возможного учета
ущербов потребителям от работы со сниженными уровнями частоты - 49,5 - 47
Гц.
Для выбора оптимального способа регулирования баланса мощности в
энергосистеме необходимо знать удельный ущерб от снижения частоты. Жесткие
требования стандарта качества электроэнергии к отклонениям частоты обусловлены
значительным ущербом от снижения уровня частоты для режимов работы
электрооборудования, хода технологических процессов производства и, как следствие,
технико-экономическим показателям работы промышленных предприятий.
Общий ущерб от снижения частоты для потребителей и энергосистем разделяется на
технологическую и электромагнитную составляющую [67].
Технологический ущерб вызван, в основном, недовыпуском продукции
промышленными предприятиями и стоимостью дополнительного времени работы
предприятия для выполнения задания. В соответствии с экспертными оценками
значение технологического ущерба на порядок выше электромагнитного.
Электромагнитный ущерб обусловлен увеличением потерь активной мощности в
электрических сетях (1 % снижения частоты увеличивает потери на 2 %), а также
ростом потребления активной и реактивной мощности энергосистем.
Ущерб потребителям от снижения частоты имеет две составляющие:
- ущерб из-за снижения производительности труда персонала предприятия в
результате уменьшения производительности механизмов за период работы
предприятия при сниженной частоте;
- ущерб из-за несвоевременного выпуска продукции на данном предприятии,
оцениваемого стоимостью мероприятий по восполнению недовыработанного
объема продукции (как и в случаях аварийного ограничения нагрузки системы).
Ущерб от снижения частоты определяется четырьмя основными факторами:
1) регулирующим эффектом нагрузки предприятия, характеризующим
зависимости его электрической нагрузки от уровня частоты в энергосистеме;
2) длительностью работы предприятия при сниженной частоте;
3) снижением объема производства продукции за время работы предприятия при
сниженной частоте;
4) возможностью восполнения недовыработанной продукции после
восстановления частоты в системе в течение той же рабочей схеме.
1-й фактор зависит от структуры и типа токоприемников в отраслях
промышленности и народного хозяйства, характера работы работающих механизмов
и наличия у них регулирования нагрузки, коэффициента загрузки двигателей при
нормальной работе, чувствительности приводимых механизмов и
технологических установок к снижениям скорости вращения электродвигателей и пр.
В этом отношении все токоприемники можно разделить на три группы:
- статическую нагрузку (освещение, термические печи, бытовые приборы и т.п.);
- индукционные установки промышленной частоты;
372

Глава 12. Особенности анализа частотных аварий
- электропривод: синхронный, асинхронный, постоянного тока, с регулированием
или без регулирования скорости вращения электродвигателей, с регулируемой
или нерегулируемой механической нагрузкой на валу приводимого механизма.
2-й фактор определяется создавшимся дефицитом мощности, временем его
ликвидации, формой суточных графиков нагрузки системы и энергоузлов.
3-й фактор зависит от уровня частоты в системе, регулирующего эффекта
нагрузки и длительности работы предприятий при сниженном уровне частоты.
4-й фактор проявляется в том, что если объем недовыработанной во время
снижения частоты продукции не превысит некоторого минимального значения, то
эта продукция может быть произведена в течении той же рабочей смены без
изменения среднесменнои производительности труда, только за счет использования
внутренних временных резервов производства, которые зависят от режима работы
предприятия, характера технологического процесса и других факторов.
Изложенные принципы позволяют определить значение среднего удельного
ущерба от снижения частоты, в пределах 50 - 47 Гц (табл. 12.10).
Таблица 12.10. Удельный ущерб от снижения частоты в энергосистеме.
/,Гц
з{щ у.е./(кВт/ч).
£сист (/) О.е.
50,0
0
0
49,5
0,02
0,02
49,0
0,03
0,04
48,5
0,13
0,06
48,0
0,16
0,08
47,5
0,22
0,10
47,0
0,25
0,12
Системные характеристики удельных ущербов при различных видах
кратковременных ограничений нагрузок потребителей энергосистемы (аварийных, с
предупреждением, плановых) составляют (табл. 12.11):
Таблица 12.11. Удельный ущерб при кратковременных аварийных, с
предупреждением и плановых ограничениях нагрузок потребителей энергосистемы.
/,Гц
£снст (/) О.е.
^(^у.еДкВт/ч).
з£(*)у.е./(кВт/ч).
з"(Юу.е./(кВт/ч).
50,0
0
0
0
0
49,5
0,02
0,08
0,05
0,025
49,0
0,04
0,10
0,06
0,025
48,5
0,06
0,13
0,075
0,04
48,0
0,08
0,15
0,10
0,06
47,5
0,10
0,20
0,12
0,075
47,0
0,12
0,23
0,15
0,10
Таким образом, в пределах допустимого, регулируемого снижения частоты
(50 - 0,4 Гц ) ущерб от снижения частоты невозможен, а проявляется только при
снижении частоты до уровня 49,5 Гц и возрастает при дальнейшем снижении.
Общий ущерб по энергосистеме из-за снижения частоты определяется по
выражению:
373

Глава 12. Особенности анализа частотных аварий
макс ел
\rf(T)d:
' УЩ \J J ^ ' "udF ^ \J / I Vw \J // ~*УЩ
3„ (f) = N^ • e(f) • r(e(f)) • з' • Я(/)
макс
\f{T)dT
TMUH \J )
где, Д/ ) - среднее число снижений частоты до уровня / ;
тткс(/ ) - максимальная относительная длительность работы предприятий
*
при одном снижении частоты в системе до уровня f ;
*
ттн (f ) - минимальная относительная длительность работы предприятий при
*
частоте / , приводящая к ущербу от снижения частоты;
/(г) - плотность распределения длительности работы ЭС с частотой / .
Следует отметить, что снижение частоты в электрических сетях также влияет
на срок службы оборудования, имеющего в своем составе электротехническую
сталь (генераторы, трансформаторы, реакторы со стальным сердечником,
электродвигатели и др.), поскольку при увеличении тока намагничивания в таких
аппаратах дополнительно увеличивается нагрев стальных сердечников.
12.6. Обзор масштабных аварий в национальных энергосистемах мира.
Порой, защитники существующей системы АЧР, оппонируя ускоренной
адаптированной системе АЧР, иногда обвиняют ее, введенную во всех
энергосистемах мира, как виновника масштабных системных аварий. Якобы, известные
аварии в США произошли из-за неэффективности АЧР с 3-я очередями крупного
объема. Однако, известно, что в США применяется АЧР, с 3 - 15 очередями [74].
Для предоставления истинных причин этих и других масштабных аварий в
национальных энергетических системах мира, воспользуемся выборочной
обзорной информацией компетентного украинского специалиста, максимально
сохраняя тональность и стилистику изложения [101].
Американская авария.
Американская авария полностью поглощается и меркнет перед самым
масштабным предыдущим развалом, допущенным в той же Америке, только
подтверждая своим наличием тот неоспоримый факт, что принимаемые
американскими коллегами противоаварийные меры и не исчерпывающи, и не
конструктивны. Поскольку, предыдущая авария получила достаточное освещение в нашей
энергетической прессе, нет смысла продолжать тему.
Можно только удивиться, что отключение одной ЛЭП 138 кВ
спровоцировало отключение 25 других ЛЭП, 38 подстанций, потерю 3800 МВт мощности,
обесточивание 1,1 млн. потребителей (3 млн. человек). Это только подтверждает
наше мнение о неудовлетворительном ведении режима. Правда, ликвидация ава-
374

Глава 12. Особенности анализа частотных аварий
рии проведена довольно лихо - восстановлено энергоснабжение потребителей:
60 % - через 1 час, до 90 % - через 3 часа, остальные - через 4-6 часов.
Упоминается об ошибках персонала, хотя представляется, что вся авария - это ошибка
руководящего персонала.
Южно-Африканская авария.
Проблемы и причины этой аварии являются примером для сравнения с
проблемами ОЭС Украины, которая с ноября 1993 г. по февраль 2001 г. работала
автономно, с дефицитом мощности и уровнями частоты (49,12 - 49,08 Гц).
Оперативная мощность электростанций Южной Африки 38900 МВт, причем,
80 % выработки приходится на долю угольных ТЭС, остальные 20 % - АЭС, ГЭС,
ГАЭС и ПТУ. Протяженность линий высокого напряжения составляет 28000 км,
импорт электроэнергии - L620 МВт. При значительном расширении объемов
промышленного производства в стране, в течение 3-х лет (2002 - 2004 гг.) ввод
новых генерирующих мощностей не осуществлялся, а за 2005 - 2007 гг. было
введено суммарно около 2000 МВт. В то же время, с 2002 года коэффициент
использования установленной мощности электростанций, повысился с 60 % до 74 %.
Резерв генерируемой мощности, из-за роста нагрузок и недостаточного ввода
генерации, постепенно снизился - с 27,1 % в 1999 году до 5,5 % в 2007 году.
В таких условиях работы энергосистемы, в октябре-ноябре 2007 г. (период
проливных дождей, каких не было десятилетие - снижение качества угля) были
периодические (до 4-х дней) сбросы нагрузки, а декабре они достигли 15 дней
мощностью до 3500 МВт. В январе 2008 года происходили ежедневные сбросы
нагрузки в течение двух недель, что привело к объявлению национального
аварийного энергетического состояния 25 января 2008 г. Тем не менее, с начала
февраля частотные разгрузки стали ежедневными и регулярными, а с 24.02.2008 г.,
происходили систематические сбросы нагрузки, достигающие 4000 МВт. Работа
устройств ускоренной АЧР достигла такого уровня, что стала прямой угрозой
даже для электростанций.
В такой ситуации в Южной Африке серьезно задумались о возможности
совершения персоналом серьезных ошибок, в связи с их постоянной перегрузкой
работы в экстремальных условиях. Надо искренне отметить, что мы этих
глупостей не учитывали никогда, хотя энергетики ОЭС Украины почти 8 лет работали в
условиях ежедневной разгрузки почти третьей части потребления системы.
В соответствии с Национальным планом Южной Африки, был зафиксирован
дефицит мощности на ближайшие несколько лет - 3000 МВт, определявший
необходимость балансирования потребления и производства электроэнергии.
Также введено масштабное внедрение энергосберегающих технологий, снижение
потребления 100000 правительственных зданий, ввод 4500 МВт новых
мощностей.
Британская авария.
27 мая 2008 г. в Великобритании (максимум зимних нагрузок - 66 000 МВт)
произошло аварийное нарушение частоты (рис. 12.8.).
375

Глава 12. Особенности анализа частотных аварий
48.6
27th May 2008 - Overview
Longannet -1 (345MW)
-SizeweH &{Ш7М¥¥>
Not Fully Explained Event
48.795Hz
"1 Г~Г 1 1 Г
"1 1 1 1 1 1 1 Г
"1 1 1 Г
~~\—i—i—г
-1—1
о
го
го
CM
го
го
го
«о
ю
го
го
I»-
го
00
го
О»
го
о
см
го
5
3
3
О)
8
»- т-
Рис. 12.8. Аварийный частотный переходный процесс в Британии.
В течение 2-х минут, потери мощности на двух электростанциях составили
около 1582 МВт, со снижением частоты до 48,795 Гц.
В соответствии с принятыми в энергетике страны, стандартами:
- дефицит мощности 1000 МВт считается значительным и не должен приводить к
отклонению частоты ниже 49,5 Гц (0,5 Гц);
- дефицит мощности 1300 МВт не должен приводить к отклонению частоты ниже
49,2 Гц (0,8 Гц), считается ненормальным и не должен продолжаться более 60 с,
с возвращением к нормальным стандартам (50 ±0,2 Гц) в течении 10 минут.
При дефиците мощности более 1300 МВт, устройства ускоренной
национальной Защиты Отключения Потребителей (типа нашей АЧР) действуют
эффективно, как по отклонению частоты, так и по скорости снижения частоты.
Авария в UCTE.
Объединение UCTE (создано в 1951 г.) охватывает 24 европейских страны
через 29 Системных Операторов, имеет установленную мощность 610 000 МВт.
Протяженность ЛЭП высокого напряжения (более 150 кВ) составляет около
230 000 км, питающих более 450 млн. потребителей.
Авария в UCTE, происшедшая 4 ноября 2006 г., была детально рассмотрена
и нашла широкий отклик в нашей профессиональной прессе. Аварийное
отключение 2-х-цепной линии высокого напряжения привело к превышению
допустимых значений нагрузки на линиях связи, в результате отключения которых UCTE
разделилась на три части:
- западная часть, со сниженным уровнем частоты до 49 Гц;
- северная часть, с повышенным уровнем частоты до 50,6 Гц;
- южная часть, со сниженным уровнем частоты до 49,7 Гц (рис. 12.9.).
376

Глава 12. Особенности анализа частотных аварий
В процессе аварии автоматическим действием устройств ускоренной АЧР
были отключены 15 млн. потребителей, суммарной мощностью 17000 МВт.
Также, устройствами автоматического ввода резервов ГЭС были запущены агрегаты
Г АЭС мощностью около 1600 МВт и вручную осуществлен пуск агрегатов
суммарной мощностью 16400 МВт (83 % - ГЭС, 5 % - ТЭС, 3 % - ГТУ и 9 % -
другие). В заключении акта расследования аварии подчеркнуто, что это было самое
серьезное нарушение в истории существования UCTE, но развала системы с
погашением остродефицитных частей удалось избежать.
Разделение UCTE на три зоны со значительным небалансом мощности в
каждой, было устранено за короткое время. Полное восстановление объединения
было выполнено за 38 минут после разделения, а нормальная ситуация во всех
вовлеченных странах была восстановлена через два часа.
Главные причины аварии в UCTE:
- принцип п-1 не был выполнен в самой системе и в, связанных с ней соседних
энергосистемах;
- анализ надежности системы не базировался на возможных изменениях в
условиях функционирования системы в ближайшие часы;
- недостаточность противоаварийных мероприятий;
- неэффективность межрегиональной координации.
Таким образом, во всех приведенных зарубежных авариях со снижением
частоты, отмечается успешная и эффективная работа устройств ускоренной АЧР
(небольшим количеством крупных очередей).
377

Глава 13. Многоуровненый программный комплекс анализа АЧР (АНЧАР)
Глава 13. МНОГОУРОВНЕВЫЙ ПРОГРАММНЫЙ КОМПЛЕКС
АНАЛИЗА ЧАСТОТНОЙ АВТОМАТИЧЕСКОЙ РАЗГРУЗКИ (АНЧАР)
Известно [35, 49, 64], что современная энергетика перешла на сооружение и
эксплуатацию крупных электростанций с энергоблоками большой мощности,
электрически удаленных от потребителей и демонтаж мелких электростанций,
максимально приближенные к потребителям и рассредоточенные в их среде.
Концентрация генерации на крупных электростанциях, рассредоточенных на большой
территории объединенных энергосистем (ОЭС), привела к образованию
дефицитных по мощности регионов, со слабыми связями с энергосистемой и лишенных
собственной генерации. В таких условиях наиболее эффективным средством
предотвращения и ликвидации аварийных ситуаций с дефицитом мощности
является работа системы АЧР-ЧАПВ [1, 2, 60, 71, 74].
Для предотвращения глубоких снижений частоты при дефицитах мощности,
ликвидацию этих дефицитов и восстановление нормальных уровней частоты в
ОЭС и ЭС, необходим грамотный выбор уставок и объемов при формировании
системы АЧР-ЧАПВ. Частотные аварии, с дефицитом мощности и глубокими
снижениями частоты, также необходимо моделировать и анализировать, для
оценки эффективности системы АЧР-ЧАПВ при любых аварийных ситуациях.
Известны два основных метода анализа динамического изменения частоты с
учетом действия устройств АЧР-ЧАПВ и других устройств ПА:
- расчеты длительных переходных процессов снижения и восстановления частоты
в много машинных схемах с по узловой информацией очередей АЧР-ЧАПВ;
- расчеты характеристического уравнения движения одно узловой системы с
общими динамическими параметрами и общей информацией АЧР-ЧАПВ.
13Л. Расчет длительных переходных процессов в схемах сети энергосистем
с поузловой информацией АЧР-ЧАПВ.
Еще в 80-е годы прошлого века в ЕЭС СССР была разработана [72, 74]
первая программа, специально предназначенная для расчетов длительных
переходных процессов при дефиците мощности и действии устройств АЧР-ЧАПВ,
отличавшаяся глубиной математического представления тепломеханического
оборудования электростанций и моделей противоаварийной автоматики. В ней
использовались громоздкие форматы таблиц и способы задания исходных параметров
расчетных схем энергосистем. Ручной ввод исходной информации создавал
большие трудности при их адаптации к изменениям режимных условий расчетов.
Особенные трудности создавались наличием жесткой связи исходных данных
электрического режима с громоздкой поузловой информацией АЧР-ЧАПВ, что не
способствовало её широкому распространению в энергосистемах.
В настоящее время в энергосистемах России и Украины широко
распространены программы расчетов динамической устойчивости (АНАРЭС, ДАКАР,
МУСТАНГ, КУ-ЭРА, СКАНЭР и др.), в которых, ручной ввод узловой информации
АЧР-ЧАПВ, также не обеспечивает необходимой оперативности расчетов.
Для обеспечения возможности проведения оперативных расчетов
длительных переходных процессов при дефиците активной мощности, существующими в
378

Глава 13. Многоуровненый программный комплекс анализа АЧР (АНЧАР)
энергосистемах программами, необходима четкая замерная информация очередей
АЧР-ЧАПВ в каждом отдельном узле электрической сети.
Автоматизированное приведение информации очередей АЧР-ЧАПВ к узлам
расчетной схемы энергосистем обеспечивает комплекс программ анализа
частотной автоматической разгрузки (АНЧАР), разработанный в бывшем ОДУ Юга
(далее, ОДУ Украины, НДЦ Украины, НЭК «Укрэнерго») и эксплуатируемой также
в других ОДУ и энергосистемах бывшего Союза ССР [47]. Причем эти функции
выполняются на иерархических уровнях ПЭС-ПЭО-ОДУ в едином
унифицированном файле исходных данных, пригодном для стыковки с любой программой
расчета длительных переходных процессов.
13.2. Комплекс анализа частотной автоматической разгрузки.
Многоуровневый программный комплекс подготовки, сбора и межмашинной
передачи обработанной информации - анализ частотной автоматической
разгрузки (АНЧАР), обеспечивает статистический учет, контроль, отчетность и анализ
уставок и объёмов фактической замерной информации (зима-лето-прогноз) всех
комплектов и присоединений АЧР-ЧАПВ (рис. 13.1.).
\~
ПЭС-1 -|
п
■— ПЭС-2 -,
1' mi
■—ПЭС-З-,
' V
1—ПЭС-40-.
>
г
ПЭО - 1
1'
ПЭС-1 -|
d
■— ПЭС-2 -,
' mi
■— пэс-з -,
' т1
1—ПЭС-40-.
т\
'
ПЭО - 2
1
• • •
ПЭС-1 -|
■— ПЭС-2 -
' mi
1
■— пэс-з -,
1—ПЭС-40-.
' т\
'
ПЭО -30
1'
ОДУ
Рис. 13.1. Передача информации АЧР - ЧАПВ в комплексе АНЧАР.
В программном комплексе АНЧАР замерная информация АЧР-ЧАПВ
представлена в одном унифицированном файле за 3 (три) замерных часа суток в
объёме - до 40 ПЭС и 30 ПЭО. Комплекс АНЧАР состоит из трех автономно
работающих, но взаимосвязанных по параметрам исходных данных ПЭС-ПЭО-ОДУ и
анализа информации специальных программ обработки данных и передачи
данных по электронной почте пользователей персональных ЭВМ. (рис.13.2.).
Практической особенностью программного комплекса АНЧАР является
применение унифицированных таблиц исходных данных на разных
иерархических уровнях, где уставки и объёмы всех видов АЧР и ЧАПВ занимают
постоянные табличные места, а меняется только объект и тип информации:
- в ПЭС - присоединения, подстанции и поузловая информация ПЭС и ПЭО;
- в ПЭО - присоединения, подстанции, очереди АЧР-ЧАПВ энергосистемы и
поузловая информация расчетной схемы ПЭС, ПЭО и ОДУ;
379

Глава 13. Многоуровненый программный комплекс анализа АЧР (АНЧАР)
в ОДУ - информация очередей АЧР-ЧАПВ каждой энергосистемы и суммарно
по ОДУ, а также поузловая информация расчетной схемы ПЭО и ОДУ.
ПЭС
Подстанции
- присоедин.
- узлы с АЧР
Анализ
уставок,
объёмов,
узлов
ПЭО
Подстанции
- присоедин.
- очереди,
узлы с АЧР
Анализ
уставок,
объёмов,
узлов
ОДУ
Очереди АЧР
- сумм. очер.
Узлы с АЧР
Анализ
уставок,
объёмов,
узлов
АНЧАР-1 - учёт, обработка, анализ уставок и
объёмов АЧР-ЧАПВ каждого присоединения
подстанций на уровне ПЭС и передача их в
ПЭО (в АНЧАР-2).
АНЧАР-2 - учёт, обработка, анализ уставок и
объёмов очередей АЧР-ЧАПВ, формирование
поузловой замерной (плановой) информации
АЧР-ЧАПВ каждого ПЭС и суммарно по
ПЭО - передача их в ОДУ (в АНЧАР-3)
АНЧАР-3 - учёт, обработка, анализ уставок
и объёмов АЧР-ЧАПВ, формирование
поузловой замерной (плановой) информации
АЧР-ЧАПВ каждого ПЭО и суммарно по
ОДУ
Рис. 13.2. Информационная база и анализ АЧР-ЧАПВ в комплексе АНЧАР.
Для обеспечения большей точности сбора исходной информации по объемам
присоединений, подключенных к устройствам АЧР и ЧАПВ:
- по присоединениям ПЭС, мощность учитывается до сотых долей МВт,
- по подстанциям, узлам и очередям АЧР и ЧАПВ, мощность программно
округляется до десятых долей МВт (таблица 13.1.).
В унифицированных таблицах программного комплекса АНЧАР, против
названия подстанции указываются уставки частоты и времени, а также суммарная
мощность отключаемой или включаемой нагрузки, соответственно, АЧР и ЧАПВ.
В присоединениях ПЭС, указываются те же параметры частоты, времени и
объемов АЧР и ЧАПВ для каждого задействованного присоединения подстанции.
Таблица 13.1. Исходные данные программного модуля АНЧАР-1.
а) АЧР-ЧАПВ присоединений
Подстанц.
Островная
Виноградн
Присоединен.
Холодильник
Верховинка
Кирпичный
Орошение
Комбайновая
АЧР-1
Гц с МВт
48.8 0.5 10.90
48.8 0.5 3.26
48.8 0.5 2.24
48.8 0.5 5.40
АЧР-2 совм
Гц с МВт
49.0 24 7.64
49.0 24 2.24
49.0 24 5.40
АЧР-2 несов
Гц с МВт
49.0 10 5.50
49.0 10 2.10
49.0 10 3.40
ЧАПВ
Гц с МВт
49.9 10 10.90
49.9 10 3.26
49.9 10 2.24
49.9 10 5.40
49.7 45 5.50
49.7 45 2.10
49.7 45 3.40
380

Глава 13. Многоуровненый программный комплекс анализа АЧР (АНЧАР)
б) АЧР-ЧАПВ подстанций
№ узла
пэо ггэс
Подстанция
АЧР-1
Гц с МВт
АЧР-2 совм
Гц с МВт
АЧР-2 несов
Гц с МВт
ЧАПВ
Гц с МВт
Островная
Виноградная
48.8 0.5 10.9
49.0 24 7.6
49.0 10 5.5
49.9 10 10.40
49.7 45 5.50
№ узла
ПЭО ПЭС
523 * 567
523 578
в) АЧР-ЧАПВ узлов подстанций
Подстанция
Островная
Виноградная
АЧР-1
Гц с МВт
48.8 0.5 10.9
АЧР-2 совм
Гц с МВт
49.0 24 7.6
АЧР-2 несов
Гц с МВт
49.0 10 5.5
ЧАПВ
Гц с МВт
49.9 10 10.40
49.7 45 5.50
№
Очереди
1-1
1-2
2-1
1-3
г) очереди
АЧР-ЧАПВ
АЧР-1
Гц с МВт
49.2 0.5 197.8
49.1 0.5 184.7
48.8 0.5 172.4
АЧР-2 совм
Гц с МВт
49.0 24 98.6
АЧР-2 несов
Гц с МВт
49.0 10 92.5
ЧАПВ
Гц с МВт
49.9 10 172.4
49.8 20 154.6
49.7 45 87.5
49.7 50 98.6
Также в АНЧАР предусмотрена сокращенная программная обработка общих
показателей каждого вида и объёмов АЧР-ЧАПВ за другие часы замерных суток,
их анализ и передача файлов по электронной почте на уровнях ПЭС-ПЭО-ОДУ.
Предусмотрена возможность обработки и анализа прогнозных (плановых)
показателей АЧР-ЧАПВ как на уровне присоединений, так и на уровне
подстанций энергосистем. При этом потребление энергосистемы может задаваться
действующими значениями или программно определяться по заданному
коэффициенту пересчета мощности на заданный период (год, сезон, месяц). В конечной
строке подсчитывается количество комплектов АЧР-ЧАПВ (таблица 13.2).
Таблица 13.2. АЧР-ЧАПВ подстанций 21.12.2007
Подстанц.
Гарнизон.
Кабельная
Довженко
Мотоцикл.
Татарская
Южная
ДТЕЦ
Минская
Мотоцикл.
Радиотех.
Быковня
Выгуровщ.
Левобереж
Харьковск
Химическ.
Центральн
Комплекты
АЧР-1 МВт % от|
Гц с 3-00 9-00 18-00
49.2 0.5
49.2 0.5
49.1 0.5
49.1 0.5
48.8 0.5 1
48.8 0.5 1
48.7 0.5 5
48.7 0.5 11
48.7 0.5 7
48.7 0.5
48.6 0.5
48.6 0.5
48.6 0.5
1.3
0.8
1.0
0.3
5.6
2.1
2.0
1.0
3
б
9
16
5.6
2.0
2.1
1.1
4.0 4.3
1.2 2.6
11.8 12.3
17.5 21.9
12.
б.
9.
14.2
6.8
11.7
13.8 18.0
23.9 28.6
116 551.0 897.2 1034.6
АЧР-2сов.
Гц с 3-00 9-00
49.0 50 1.0 1.2
48.8 25 11.5 17.5
48.8 22 7.1 12.5
87 490.8 757,2
АЧР-2нес.
9-00 18-00
3.0 2.2
3.4 3.4
0.3 0.3
137.6 125.6
ЧАПВ
1 Гц
49.7
149.9
149.0
50.0
150.0
150.0
149.9
149.9
148.9
149.7
149.8
149.5
98
с 3
30
65
50
15
15
20
80
80
90
20
25
20
493
МВт
-00 9-00 18-00
0.3
1.8
1.0
11.5
7.1
3.8
6.1
9.2
16.2
0.7
0.9
0.1
1.0
4.0
1.2
17.5
12.5
6.6
9.1
13.8
23.9
3.0
3.4
0.3
1.1
4.3
2.5
21.9
14.2
6.8
11.7
18.0
28.6
2.2
3.4
0.3
.4 823.7 964.5
381

Глава 13. Многоуровненый программный комплекс анализа АЧР (АНЧАР)
Алгоритм подготовки и контроля информации комплекса АНЧАР.
Применением дублирующих программных модулей на всех иерархических
уровнях, комплекс АНЧАР обеспечивает полный и всесторонний контроль
исходной информации, а также её обработку и передачу [24].
На уровне ПЭСЛ в АНЧАР-1 исходная информация по присоединениям и
подстанциям, обрабатывается по соответствующим таблицам и передается в ПЭО.
На уровне ПЭО, в таком же АНЧАР-1, исходная информация каждого ПЭС
обрабатывается повторно, что дает возможность полного контроля исходной
информации ПЭС и необходимой корректировки. Результирующие файлы
информации каждого ПЭС вводятся в программу АНЧАР-2, где обрабатывается по
таблицам анализа информации ПЭО и результирующий файл передается в ОДУ.
На уровне ОДУ, в таком же АНЧАР-2, информация каждого ПЭО
обрабатывается повторно, для контроля исходной информации и необходимой
корректировки. Результирующие файлы каждого ПЭО вводятся в программу АНЧАР-3,
где обрабатываются по таблицам отчета и анализа всех видов АЧР (рис. 13.3.).
АНЧАР-2 АНАЛИЗ ЧАСТОТНОЙ АВТОМАТИЧЕСКОЙ РАЗГРУЗКИ ПЭО
Директория
d:\anchar2\ZIMA2001
ПЭО
ПЭС
Киевэнерго
Дата
19.12.2001
Время
18-00
Левобережное кабельн
Дата
19.12.2001
ПРИСОЕДИНЕНИЯ ПОДСТАНЦИИ ТАБЛИЦЫ
УЗЛЫ
Подготовка
Ввод/коррекция
Печать данных
Печать анализа
Сводка замеров
Сводный анализ
Прогноз
Выбор
Ввод/коррекция
Просмотр/печать
Сводка замеров
Прогноз
Расчёт
Выбор данных
Коррекция замера
Анализ системы
Таблица срабат.
АЧР-2 время ср.
График АЧР
ПЭС/узлы
ПЭО/узлы
Район/печать
ОДУ/узлы
Выход
Рис. 13.3. Главное меню программного модуля АНЧАР-2.
Кроме того, комплекс АНЧАР формирует информацию уставок и объёмов
АЧР-ЧАПВ каждой подстанции к узлам расчетной схемы ПЭС, с программным
переводом к узлам расчетной схемы ПЭО, а дальше и к узлам расчетной схемы
ОДУ или любого района узлов. Текстовый файл поузловой информации АЧР-
ЧАПВ всей схемы сети (выборочного района) на уровне ПЭО или ОДУ пригоден
для стыковки с любой программой расчетов динамической устойчивости или
длительных переходных процессов. При этом предусмотрен ввод коэффициентов пе-
382

Глава 13. Многоуровненый программный комплекс анализа АЧР (АНЧАР)
ресчета нагрузки подстанций и узлов для приведения замерных объёмов АЧР-
ЧАПВ в узлах расчетной схемы ПЭО (ОДУ) к любому потреблению района,
энергосистемы или ОЭС в целом.
Сводная информация очередей АЧР-ЧАПВ в унифицированном текстовом
файле легко вводится в программы расчетов моделированных схем энергосистем.
Эта же версия обработки информации трехчасового замера АНЧАР, с учетом
замечаний и предложений разных ОДУ России, Украины и Казахстана,
переведена в 2002 году в среду Windows. При использовании повышенных возможностей
программного обеспечения Windows, удалось значительно увеличить объем
анализа АЧР-ЧАПВ на всех трех иерархических уровнях.
Для примера рассмотрим программу средней ступени (ПЭО) - одну из
основных ступеней подготовки или проверки достоверности информации АЧР-
ЧАПВ, поступающей из ПЭС. Так, в «Таблице срабатывания», введен новый
дополнительный, значительно расширенный анализ - по уставкам АЧР ПЭС, с
процентным содержанием каждой очереди АЧР, как это раньше выполнялось только
по ПЭО на уровне ОДУ (таблица 13.3.).
Таблица 13.3. Срабатывание АЧР в ПЭО.
П Э с
Мвт
1
Муром
284
% от потр.
2
Ковров
212
% от потр.
ПЭО
Владимир
1020
% от потр.
Срабат.АЧР
быстрое
% потр.
медленное
% потр.
-спец—
49.2
0.5
6
2.82
7
3.30
-спец—
49.2
0.5
25
2.45
25
2.45
25
2.45
-несов-
49.1
0.5
5-20
—
11
3.87
10
4.72
-несов-
49.1
0.5
5-20
—
54
5.30
54
5.29
79
20.8
49.0
-
21-90
—
11*
—
9*
49.0
-
21-90
—
38*
25
2.45
104
26.5
48.9
-
21-90
—
24*
—
22*
48.9
-
21-90
—
74*
25
2.45
129
33.7
48.8
0.5
21-90
3
-9*
23*
4.23
2
-10*
23*
2.06
48.8
0.5
21-90
19
-32*
72*
5.00
56
5.49
185
60.1
48.7|
0.5 |
21-90|
4 I
-6*|
29*|
3.82|
4 I
-з*|
26*|
2.67|
48.7|
0.5 |
21-90|
22 |
-39*|
71*|
5.10|
90|
8.82|
275|
60.4|
Всего
АЧР-1
46
-87*
87*
46.83
29
-80*
80*
51.41
Сумма
133
11
144
50.70
109
10
119
56.13
А Ч Р - 1
МВт |Сумма
238| 493
-255*| 54
255*| 547
48.29| 53.60
I
493| 547
48.331 53.60
|
547| 547
53.60| 53.60
Примечание:
+NN — АЧР-2 совмещенная, срабатывающая на данной частоте,
-NN — часть АЧР-1, имеющая совмещение на данной частоте,
но сработавшей на более высокой уставке (АЧР-1 совм. часть)
383

Глава 13. Многоуровненый программный комплекс анализа АЧР (АНЧАР)
Таким образом, этот режим анализа информации АЧР ПЭО, из
вспомогательного стал основным информационным и отчетным. Эта большая таблица
показывает распределение каждого вида АЧР по уставкам частоты каждого ПЭС и
суммарно по ПЭО в строках:
• 1-я - суммарный объем АЧР1 (без совмещения) - не совмещенная часть АЧР1;
• 2-я - объем несовмещенной АЧР2 или часть АЧР1, имеющая совмещение на
данной частоте, но срабатывающая на более высокой частоте (знак «- » и *);
• 3-я - объем суммарной совмещенной АЧР2, срабатывающей на данной уставке
частоты (со знаком «плюс» и *);
• 4-я - сумм. % от потребления ПЭС (ПЭО) каждой очереди АЧР1.
Такая показательная и удобная таблица обработки информации системы АЧР
в DOS-варианте была только на уровне ОДУ, но по предложению специалистов
ОЭС Украины, в Windows-варианте выполнена и на уровне ПЭО.
Для сравнения приводим таблицу срабатывания АЧР энергосистем для
уровня ОДУ (таблица 13.4.).
Таблица 13.4. Срабатывание АЧР в ОДУ.
Защит
спец—несов . . .

Энергосистема
Мвт
1
Донбасс
6455
% от потр.
2
Днепр
6761
% от потр.
49.2
0.5
405
6.27
327
4.84
49.1
0.5
5-20
405
727
6.27
11.26
326
688
4.82
10.17
49.0
21-90
208*
—
227*
48.9
21-90
311*
—
366*
47.4
0.5
21-90
12
-178*
2.94
43
-97*
2.06
47.3
0.5
21-90
47
61*
1.67
10
-171*
2.67
47.2
0.5
21-90
105
-117*
3.43
6
-255*
3.85
Всего
АЧР-1
1495
-1671*
1671*
49.05
1210
-1897*
1897*
45.96
Сумма
3166
727
3893
60.31
3107
688
3795
56.13
.защит.
- спец—не сов-
| 49.2| 49.1| 49.0| 48.9|
ОЭС | 0.5 | 0.5 I - I - I
| | 5-20|21-90|21-90|
ОЭС |1436 |1485 | 3 | - |
Украины | |2660 | | |
26771 | | 5.5511534*|1913*|
% от потр.| 5.36| 9.94| 0.01| |
Срабат.АЧР| 1436| 2920| 2923| 2923|
быстрое | | 2660| | |
% потр. | 5.3| 5.3| 10.9| 10.9|
медленное | 1436| 5581| 7117| 9031|
% потр. | 5.3| 20.8| 26.5| 33.7|
| 47.4| 47.3| 47.2|Всего по ОЭС
1 П R 1 П R 1 П R 1
121-90|21-90|21-90|АЧР-1 |Сумма
| 56 | 92 | 148 | 4486| 13670
|-584*|-566*|-703*| 9184*| 2660
| | | | 9184*| 16331
| 2.39| 2.46| 3.18| 51.061 61.00
112162|12819|13670|13670 |
1 1 1 1 1 16331
| 45.4| 47.8| 51.0| 51.0 | 61.0
| | | | |
116091|16182|16331| | 16331
| 60.1| 60.4| 61.0| | 61.0
Примечание:
+NNN — АЧР-2 совмещенная, срабатывающая на данной частоте,
-NNN — часть АЧР-1, имеющая совмещение на данной частоте,
но сработавшей на более высокой уставке (АЧР-1 совм. часть)
384

Глава 13. Многоуровненый программный комплекс анализа АЧР (АНЧАР)
В предпоследнем столбце таблицы представлены суммарные величины
частей АЧР1 не имеющих совмещения и совмещенные. При этом равенство величин
совмещенных частей АЧР1 со знаком «минус» и совмещенной АЧР2 со знаком
«плюс» показывает правильность представления информации. В последнем
столбце таблицы представлены суммарные величины АЧР1, несовмещенной
АЧР2, их сумма и процент от потребления ПЭО. В нижней части таблицы
показано вероятностное нарастание мощности срабатывания АЧР при быстром
снижении частоты (сначала АЧР1, потом несовмещенная АЧР2) и при медленном
снижении частоты (последовательно по уставкам частоты).
Последние строки таблицы "Срабатывание АЧР быстрое % медленное" в
ОЭС являются проверочными:
- быстрое срабатывание (по уставкам времени срабатывания) формирует
последовательную сумму очередей АЧР1 (0,5 с) и в предпоследнем столбике
показывает суммарный объем АЧР1 (в МВт и %), а потом добавляет к ней суммарный
объем АЧР2 (5-20 с) и в последнем столбике - суммарный объем системы АЧР;
- медленное срабатывание (по уставкам частоты срабатывания) формирует
последовательную сумму очередей АЧР-1 и АЧР-2, в конце строки показывает
суммарный объем системы АЧР (в МВт и %) и в последнем столбике выдает
суммарный объем системы АЧР (в МВт и %).
Такое разделение последовательной обработки информации АЧР в разных
режимах (быстрое и медленное) обеспечивает полный контроль информации:
- при равенстве значений суммарного объема системы АЧР в последнем столбике
подтверждается правильность выполненного анализа;
- не совпадающая сумма - перед началом таблицы указываются названия каждого
ПЭО и соответствующие уставки частоты АЧР-1 с ошибочной информацией.
Сервисные возможности Windows позволили дополнить отчетную сводную
таблицу анализа АЧР-ЧАПВ такой информацией, которую в DOS-варианте не
было возможности задать и передать по всем иерархическим уровням. Такая
информация выполнена на уровне анализа АЧР-ЧАПВ в ОДУ и на уровне ПЭО:
• почасовой замер АЧР-ЧАПВ, за три замерных часа суток:
- заданные суммарные объемы системы АЧР (в МВт и %),
- фактические суммарные объемы системы АЧР (в МВт и %),
- выполнение заданных объемов системы АЧР (минус или плюс %),
- фактические объемы каждого вида системы АЧР и ЧАПВ (МВт и %).
• таблица системы АЧР-ЧАПВ, за выбранный замерный час суток:
- очереди АЧР-1, уставки частоты, времени и объемы (МВт и %),
- очереди АЧР-2 совм., уставки частоты, времени и объемы (МВт и %),
- очереди АЧР-2 несов., уставки частоты, времени и объемы (МВт и %),
- очереди ЧАПВ, уставки частоты, времени и объемы (МВт и %),
- количество комплектов каждого вида АЧР и ЧАПВ на подстанциях
(задействованных - не задействованных, шт.),
- количество присоединений каждого вида АЧР и ЧАПВ на подстанциях
(задействованных - не задействованных, шт.),
• анализ АЧР-2 совмещенной, за выбранный замерный час суток:
- уставки частоты и времени в порядке их снижения (МВт и % ),
385

Глава 13. Многоуровненый программный комплекс анализа АЧР (АНЧАР)
суммарный объем каждой очереди (МВт и %),
• анализ ЧАПВ, за выбранный замерный час суток:
уставки частоты и времени в порядке их повышения (МВт и % ),
суммарный объем каждой очереди (МВт и %),
Таблица 13.5. ПЭО (ОДУ) Почасовой замер АЧР-ЧАПВ 22-00 17.06.2003
| Потребл.
Час | ожидаем.
|
3-00|
9-00|
22-00 1
АЧР
Заданная
% АЧР
Заданы.
Потребл.
фактичес.
АЧР
фактич.
% АЧР
фактич.
Выполн.
4500.0
4500.0
4500.0
2835.0
2835.0
2835.0
63.0
63.0
63.0
1832.0
2651.0
2745.0
1125.8
1687.5
1741.0
61.5
63.7
63.4
-1.5
0.7
0.4
| А Ч Р -1 | АЧР-2 совмещ|
Час | мвт %АЧР| мвт %АЧР11
АЧР-2 несовмещен.|
мвт %АЧР %пот|
|
3-00| 961.4
9-00| 1423.0
18-00 1 1497.7
| |
85.4| 731.9
84.3| 1059.0
86.0| 1156.2
| | | | |
76.Ц 164.4 14.6 8.9| 708.7
74.4| 264.5 15.6 9.9| 1058.4
77.2| 243.3 13.9 8.8| 1130.7
I
ЧАПВ
мвт %АЧР %пот
|
62.9 38.6
62.7 39.9
64.9 41.1
ПЭО (ОДУ) Таблица системы АЧР-ЧАПВ 22-00 17.06.2003
NN
очер
1- 1
1- 2
2- 1
2- 5
1- 3
1- 4
1-20
ГЦ
49.2
49.1
49.0
48.8
47.2
АЧР-
с
0.5
0.5
0.5
0.5
0.5
-1
МВТ
119.3
144.8
3.5
72.5
70.0
% от
потр
4.3
5.2
0.1
2.6
2.5
АЧР-2
ГЦ С
1 1
49.0 50
49.0 54
48.7 48
48.8 82
сов.
МВТ
63.0
2.9
33.6
32.8
АЧР-2несов.
ГЦ С МВТ
1 1
49.1 5 35.9
49.1 17 42.6
% от
потр
1.3
1.5
ЧАПВ
ГЦ
1
50.0
49.9
49.8
49.7
49.7
49.9
49.6
49.7
49.9
50.0
50.0
50.0
50.0
49.9
49.7
49.7
с
1
55
65
15
35
25
35
10
75
70
40
25
30
35
30
45
50
МВТ
2.5
13.0
23.5
12.4
4.1
1.0
0.1
3.9
5.6
17.3
22.5
24.5
2.9
17.9
15.7
Комплекты
Присоедин.
1497.7
345- 9
1903- 629
1156.2
189- 5
1359- 404
86-
382-
243.3
3
125
1130.7
244- 9
1458- 486
ПЭО (ОДУ) Анализ АЧР-2 совмещенной 22-00 17.06.2003
NN| АЧР-2 совмещенная |NN| АЧР-2 совмещенная |NN| АЧР-2 совмещенная
| гц сек мвт %потр | | гц сек мвт %потр | | гц сек мвт %потр
__ | | ___ | | | __ | | ___ | | | __ | | ___ | |
1|49.0 50 63.0 2.3 |12|48.9 72 19.4
2|49.0 52 28.3 1.0 |13|48.8 22 33.0
10|48.9 68 17.0 0.6 |21|48.8 76 14.2
1Ц48.9 70 34.8 1.2 |22|48.8 78 16.8
0.7 |23|48.8
1.2 |24|48.8
0.5 |32|48.7
0.6 | |
80
82
4.1 0.1
32.8 1.1
90 27.7 1.0
386

Глава 13. Многоуровненый программный комплекс анализа АЧР (АНЧАР)
Всего АЧР-2 совмещ
в т.ч. 49.0 гц
48.9 гц
48.8 гц
48.7 гц
1156.2 мвт 77.2 % от суммы АЧР-1
233.2 мвт 20.1 % от суммы АЧР-2 совм.
266.6 мвт 23.0 % от суммы АЧР-2 совм.
350.9 мвт 30.3 % от суммы АЧР-2 совм.
305.5 мвт 26.4 % от суммы АЧР-2 совм.
ПЭО (ОДУ)
Анализ ЧАПВ
22-00 17.06.2003
NN|уставки,обьемы ЧАПВ |NN|уставки,обьемы ЧАПВ |NN|уставки,обьемы ЧАПВ
| гц сек мвт %потр | | гц сек мвт %потр | | гц сек мвт %потр
I-
--I-
Ц49.5
2|49.5
3|49.5
I-
.__ | | | __ | | ___ | __
10 5.9 0.2 |22|49.8 30 18.9
15 6.5 0.2 |23|49.8 35 20.4
20 8.5 0.3 |24|49.8 40 23.8
I-
| — | |-
0.6 |43|49.9 50
0.7 |44|49.9 55
0.8 |45|49.9 60
|
17.4 0.6
25.8 0.9
12.0 0.4
19149.8 15 17.7 0.6 |40|49.9 35 18.6
20|49.8 20 22.4 0.8 |41|49.9 40 22.5
2Ц49.8 25 23.2 0.8 |42|49.9 45 15.9
0.6 |61|50.0 55 4.3 0.1
0.8 |62|50.0 60 5.2 0.1
0.5 | |
Всего ЧАПВ 1130.7 мвт 64.9
49.4 гц
49.5 гц
49.6 гц
0.0 мвт 0.0
20.9 мвт 1.8
6 . 0 мвт 0 . 5
Сумма
26.9 мвт 1.5
АЧР сумм.
ЧАПВ 49.7 гц
ЧАПВ 49.8 гц
ЧАПВ 49.9 гц
50.0 гц
АЧР сумм.
299.6 мвт 26.5 % ЧАПВ
320.8 мвт 28.3 % ЧАПВ
327.3 мвт 28.9 % ЧАПВ
156.1 мвт 13.8 % ЧАПВ
Отдельно, для уровня ПЭО-ОДУ выдается сводная отчетная таблица АЧР-2н.
Таблица 13.6. Таблица АЧР-2 несовмещенной 17-00 21.12.2003
N| П Э О
пп|
1|Днепр
2|Донбасс
3 | Запад
4|Крым
5|Север
6|Центр
7| Юго-Зап
8|Южная
О Э С
% потр.
4 9.1 гц-на уставках времени |
5 I
45.6
102.2
33.0
17.3
18.1
50.7
14.3
57.1
8 I
34.6
24.4
30.0
19.1
30.0
83.5
37.9
-
11 1
69.5
131.0
24.1
15.9
17.6
61.4
26.6
-
14 |
55.2
66.4
32.3
15.0
50.3
64.6
19.1
-
17 | 20 |
205.2 277.6
65.8 337.2
28.0 29.0
22.8 19.6
4 7.6 60.3
66.4
30.4 33.9
. 120.0
Сумма|
1
687.7
727.0
176.4
109.7
223.9
329.6
162.2
243.9
1 i i i i i i
341.3|259.5|34 6.1|302.9|466.2|877.6|2660.4|
1.27|
0.97|
1.29|
1.13|
1.74| 3.28|
% от
потр.
10.1
11.2
9.8
9.7
8.2
8.0
10.3
10.7
9.9
|Потр.
|фактич.
6761.0
6455.0
1791.0
1129.0
2711.0
4081.0
1565.0
2278.0
1
126771.0
Всего АЧР-2н 2660.4 мвт 16.2 % АЧР сумм. (16330.5)
в т.ч. 4 9.1 гц 2657.4 мвт 99.8 от суммы АЧР-2н
Такие сводные таблицы выдаются программными модулями как на уровне
ПЭО, так и на уровне ОДУ, что является первичным анализом общих величин
всех видов системы АЧР-ЧАПВ.
По данным системы АЧР-ЧАПВ, передаваемым по системе обмена
информации ПЭВМ, в комплексе АНЧАР проводится анализ и выдается на экран и
печать:
387

Глава 13. Многоуровненый программный комплекс анализа АЧР (АНЧАР)
в ПЭС
а) при анализе трех замерных часов:
- таблица уставок и объёмов АЧР-ЧАПВ одновременно трех замеров;
- общий анализ уставок и объёмов АЧР-ЧАПВ одновременно трех замеров;
б) при обработке одного замерного часа:
- таблица уставок и объёмов АЧР-ЧАПВ по присоединениям;
- сводная таблица уставок и объёмов АЧР-ЧАПВ по подстанциям;
- таблица анализа устаиок и объёмов очередей АЧР;
- узлы с АЧР-ЧАПВ, приведенные к узлам расчетной схемы ПЭС и ПЭО.
в ПЭО
Все то же, что и в ПЭС (по каждому ПЭС) и дополнительно:
- таблица анализа уставок и объёмов АЧР-ЧАПВ по ПЭО в целом;
- таблица срабатывания АЧР в каждом ПЭС и ПЭО в целом;
- таблица срабатывания очередей АЧР при снижении частоты;
- сводная таблица срабатывания очередей АЧР2;
- график очередей АЧР по подстанциям каждого ПЭС;
- количество комплектов и присоединений всех видов АЧР и ЧАПВ;
- узлы с АЧР-ЧАПВ, приведенные к узлам расчетной схемы ПЭО и ОДУ.
в ОДУ
- таблица суммарных объёмов АЧР-ЧАПВ каждого ПЭО и ОДУ в целом;
- таблица срабатывания АЧР по ПЭО и ОЭС при снижении частоты;
- таблица анализа уставок и объёмов очередей АЧР-ЧАПВ;
- таблица анализа уставок и объёмов АЧР2 совмещенной;
- таблица анализа уставок и объёмов АЧР2 несовмещенной;
- таблица срабатывания АЧР2 при снижении частоты;
- таблица комплектов и присоединений всех видов АЧР и ЧАПВ;
- узлы с АЧР-ЧАПВ, приведенные к узлам расчетной схемы ПЭО в ОДУ.
Более подробную информацию по каждому виду системы АЧР-ЧАПВ
подают таблицы анализа их срабатывания по времени.
Таблица 13.7. Срабатывание АЧР-2. 17-00 20.12.2000
|t,c| 49.0|сумма | 48.9|сумма | 48.8|сумма | 48.7|сумма |
| ___ | | | | | | | | |
| несовмещенная АЧР-2 |
| 5 108.0 108.0 . - 108.01
| 8 67.0 175.0 ----- 175.01
| 20 107.9 1090.9 ----- Ю90.9|
| совмещенная АЧР-2 |
| 21 372.3 1463.2 ----- 1463.21
| 36 176.6 3148.6 - - - - - - |
| 39 - - 116.6 3264.9 _ _ _ 3264.91
| 72 - - - - 172.7 8017.8 - 8017.8|
| 75 - - - - - - 184.5 8202.31
• •• • • • • • • ••
| 90 - - - - - - 239.7 10004 |
388

Глава 13. Многоуровненый программный комплекс анализа АЧР (АНЧАР)
Всего АЧР-2н - 1090.9 МВт
АЧР-2с - 8924.1 МВт
49.0 Гц - 2057.7 МВт 20.5 %
48.9 Гц - 2195.5 МВт 21.9 %
48.8 Гц - 2683.7 МВт 26.8 %
48.7 Гц - 1987.2 МВт 19.6 %
Особенность таблицы срабатывания АЧР-2 по времени состоит в том, что
она подает наглядную картину последовательности каждой уставки по частоте и
времени с нарастанием суммарных объемов отключаемой нагрузки.
Кроме того, на печать выводится таблица сводного анализа ЧАПВ, которая
показывает действие устройств ЧАПВ, в порядке повышения уставок частоты и
времени, включаемых объемов на каждой из этих уставок в каждой энергосистеме
и суммарно по ОЭС.
ОЭС Украины
1 1 1 1 1 1 1 1 1
Сводный анализ ЧАПВ 17-00 20.12.2000
I 1 1 1 1 1 1 1
NN|4AIIB| мощно с т ь ПЭО (мвт)
пп | гц с| ДБ | ДН | ХЭ| КЭ| ВЭ| ОЭ | КР | ЛЭ | О Э С
___ | | __ | | | | | | | | |
1 49.4 10 41.5|20.1 20.0 14.3 3.8
2 49.4 12
- 80.5
- 10.0
3 49.4 15
4 49.4 20
5 49.4 25 7.0
6 49.4 30
7 49.5 10 47.9
155 50.0 90 51.9
- 55.0 15.1 4.3
- 14.4 7.3
- - - 11.4 20.6
- - - 19.2
7.0 31.2 4.3
- 20.0 2.0 10.0
99.7
90.5
- 10.0 84.4
21.7
5.0 - 39.0
- 11.6 30.8
24.0 - 114.2
83.9
| | | | | | | | |
Всего ЧАПВ 1123.6 562.0 524.2 267.3 |
| 1355.2 1508.4 707.2 340.9|6388.8
% от АЧР |37.1|48.8|35.5|69.5|48.0|67.5|38.1|22.8| 46.0
Всего АЧР 3031.8 1583.0 1092.6| 701.6| |
| 2778,0 2170.3 1047.6 1493.6|13898.5
Мощность и процентное содержание каждой уставки ЧАПВ
NN| уставки объем | NN| уставки объем | NN| уставки объем
пп| Гц с мвт %пт| пп| Гц с мвт %пт| пп| Гц с мвт %пт
I
1 — 1
I
I
I
1~1
I
I
I
1~1
I
1 49.4 10 99.7
2 49.4 12 80.5
51 49.7 22 18.6
52 49.7 23 75.0
0.4| 53 49.7 24 6.1 0.0Ц05 49.8 65 30.8 0.1
0.3| 54 49.7 25 94.6 0.4Ц06 49.8 70 44.8 0.2
• | • • • • • | • • • • •
0.1Ц03 49.8 59 14.6 0.1Ц55 50.0 90 53.9 0.2
0.3|104 49.8 60 69.9 0.3|
Всего ЧАПВ
т.ч. 49.4 гц
49.5 гц
49.6 гц
49.7 гц
49.8 гц
49.9 гц
50.0 гц
— I
6388.8 мвт
314.5 мвт
311.2 мвт
457.0 мвт
2117.7 мвт
1419.6 мвт
1094.0 мвт
674.8 мвт
|
46.0% АЧР сумм.
4.9% ЧАПВ
4.9% ЧАПВ
7.2% ЧАПВ
33.1% ЧАПВ
22.2% ЧАПВ
17.1% ЧАПВ
10.6% ЧАПВ
389

Глава 13. Многоуровненый программный комплекс анализа АЧР (АНЧАР)
Также таблица показывает процентное содержание каждой уставки частоты и
времени устройств ЧАПВ от потребления энергосистемы и мощность ЧАПВ на
каждой уставке частоты от суммарной мощности ЧАПВ.В последней
составляющей таблицы срабатывания ЧАПВ (мощность и процентное содержание каждой
уставки ЧАПВ) программно подсчитывается общее количество уставок ЧАПВ,
которое делится на три равные части и формируется три столбика информации по
уставкам ЧАПВ.
Такие таблицы являются удобным и показательным, рабочим материалом
для сотрудников режимных служб, инспекции и дежурного диспетчера
энергосистемы (ОЭС):
- при анализе возможных аварийных ситуаций, как с глубокими снижениями
частоты, так и по восстановлению уровней частоты;
- при подготовке и проведении диспетчерской противоаварийной тренировки с
моделированием возможного частотного переходного процесса,
сопровождаемого глубоким снижением частоты.
Кроме того, комплекс АНЧАР-3 выдает таблицы ОЭС, для анализа:
- взаимодействия каждой очереди АЧР в порядке снижения частоты и ЧАПВ в
порядке повышения частоты и времени (в энергосистеме), а также включаемых
объемов на каждой уставке ЧАПВ энергосистем и суммарно по ОЭС;
- уставок частоты и объемов каждой очереди АЧР1 и её совмещения с АЧР-2, по
каждой энергосистеме и суммарно по ОЭС.
Эти таблицы используются, как правило, для общего анализа характеристик
и параметров, составляющих системы АЧР-ЧАПВ ОЭС, по их принадлежности к
каждой энергосистеме, поэтому их форматки не приводятся.
Все результирующие таблицы программного комплекса АНЧАР рассчитаны
на следующие предельные параметры:
- количество уставок частоты снижения АЧР от номинальной частоты до 46 Гц;
- возможное увеличение времени срабатывания устройств АЧР-ЧАПВ - до 300 с;
- количество комплектов устройств АЧР и ЧАПВ (задействованных и незадей-
ствованных), а также их присоединений, ограничено цифрой 99 999 шт.
Результирующая информация каждого расчета во всех программах
комплекса АНЧАР выводится в текстовых файлах, с возможностью их коррекции и
вывода на печать заглавных строк (название ПЭО и ПЭС, название таблиц, объектов и
примечаний), на любом языке, имеющемся в лингвистическом разделе системы
Windows.
390

Глава 14. Программные средства расчёта и анализа изменения частоты
Глава 14. ПРОГРАММНЫЕ СРЕДСТВА РАСЧЕТА И АНАЛИЗА
ДИНАМИЧЕСКОГО ИЗМЕНЕНИЯ ЧАСТОТЫ
В настоящее время для оценки надежной работы и устойчивости
энергосистем, кроме практического опыта специалистов, используются специальные
программы расчетов электрических режимов. Но, в отличие от расчетов обычных
практических электрических режимов (установившихся и электромеханических
переходных процессов), частотные переходные процессы обладают рядом
особенностей, которые рассматриваются ниже.
При расчетах установившихся электрических режимов энергосистем
применяются математические законы Ома и Кирхгофа для определения токов,
напряжений, мощностей и других параметров режимов при заданных параметрах
узлов и их связей. Для улучшения сходимости установившихся режимов,
искусственно применяется балансирующий узел бесконечной мощности, который
несколько искажает установившийся режим близко расположенной электрической
сети (2-3 элемента сети), но в остальной части сети обеспечивает достаточную
точность расчетов режимов, при номинальной частоте 50 Гц.
Расчеты статической устойчивости энергосистем выполняются на
использовании тех же принципов и математических законов, при номинальной частоте
50 Гц. При этом применяется искусственный метод последовательного
утяжеления установившихся режимов до предельных (по сходимости по напряжению)
электрических режимов в нормальных и ремонтных схемах (п - 1)
соответствующих контролируемых сечений электрической сети энергосистем и объединенных
энергосистем (ОЭС и ЕЭС).
При расчетах переходных электромеханических процессов
(динамическая устойчивость) также применяются те же математические законы для
параметров электрической сети. В них добавлены необходимые и достаточные
параметры оборудования энергоблоков (электростанций) и искусственно вводятся
динамические нарушения в сети (к.з., отключения и др.), при действии которых
рассматриваются движения в системе с учетом уравнений Парка-Горева.
В расчетах асинхронных, аварийных электрических режимов также
применяются те же математические законы для параметров электрической сети, при
номинальной частоте 50 Гц. При этом, в контролируемых сечениях искусственно
задается положительное скольжение (разворот) генераторов избыточной части
энергосистемы, а в дефицитной части энергосистемы - отрицательное скольжение
генераторов и рассматривается изменение параметров электрической сети в
асинхронном режиме.
Таким образом, во всех выше названных программах расчетов режимных
параметров сети соблюдается непременное условие номинальной частоты 50 Гц.
В этих расчетах, электрические расстояния определяются переменными уровнями
падения напряжения на сопротивлениях линий и трансформаторов, составляющих
схему электрической сети энергосистемы или ОЭС.
391

Глава 14. Программные средства расчёта и анализа изменения частоты
При расчетах частотных (электромагнитных) переходных процессов и
динамического изменения частоты при возникновении небалансов активной
мощности в электрической сети, используются, известные в настоящее время,
различные математические модели. В отличие от расчетов почти всех основных
программ, где параметры электрической сети определяются по законам Ома, с
номинальной частотой, расчеты динамического изменения частоты (далекие от
номинальной частоты) являются совершенно обособленными, поскольку в
определении частоты сети не применяются основные параметры закона Ома:
электрический ток, напряжение и сопротивление.
Расчеты динамического изменения частоты основаны на учете: небаланса
мощностей генерации и нагрузки (АР), частотного коэффициента нагрузки кн
(ЧКН), - обобщенной постоянной инерции энергосистемы т и в общем виде
представляются [74] зависимостью
f-h-^
l-eT
(14.1)
J
где, в показателе степени экспоненты tit, (т = 7}).
Известно (раздел 1.1), что синхронная частота (электромагнитная волна)
постоянна и одинакова в любой точке электрической сети (одночастотный,
синхронный режим). Поэтому, при расчетах частотных переходных процессов,
любую энергосистему, допустимо рассматривать, как один узел и необходимо
учитывать, что по отношению к частоте, электрическое расстояние определяется не
сопротивлением линии, а скоростью распространения электромагнитной волны,
измеряемой тыс. км./с.
Таким образом, из-за отсутствия математической связи между: расчетными
режимными параметрами сети (по законам Ома и Кирхгофа) и расчетными
моделями динамического изменения частоты сети, следует учитывать практическую
трудность четкого определения частоты в каком-либо узле много узловой схемы
электрической сети или расчета многочастотных режимов.
Такую математическую связь можно осуществить только искусственно,
косвенным моделированием и относительным наложением параметров модели
определения частоты на режимные параметры электрической сети, как это выполнено,
например, в европейском объединении UCTE.
14.1. Усредненная динамическая модель UCTE.
Одними из основных задач, которые необходимо решать всем параллельно
работающим сторонам (партнерам) в любом крупном объединении, является:
- соблюдение нормативных требований качества частоты;
- работа с предельно допустимыми значениями частоты при выпадении большой
генерируемой мощности.
В соответствии с этим "принципом солидарности" диспетчеры отдельных
энергосистем обязаны использовать самый выгодный, как технически, так и
экономически, способ обеспечения заданного им объема резервирования мощности
внутри объединения. Поддержание заданного качества частоты тесно связано с
надежностью электроснабжения, которое имеет огромное национально-
392

Глава 14. Программные средства расчёта и анализа изменения частоты
экономическое значение для всех стран объединения. С тех пор, как на
электростанциях появились достаточные избытки мощности, включающие резерв
первичного регулирования, диспетчер обязан принимать во внимание весь объем
мощности электростанций, энергосистем и потребителей, как с технической, так и
с экономической точки зрения.
Для непрерывного анализа качества частоты и системных исследований
частотных переходных процессов в UCTE была создана и воплощена специальная
динамическая модель объединения [93], выполненная с помощью современной
спутниковой широко диапазонной измерительной системы (WAMS) рис. 14.1.
Рис. 14.1. Широко диапазонная измерительная система WAMS.
Приемо-передающие устройства системы WAMS установлены во многих
точках энергосистем Европы, образующих достаточное расстояние между
западными и восточными границами объединения, для измерения и регистрации
изменения параметров сети при внутрисистемных колебаниях после отключения
энергоблоков или электростанций. Ось времени, производимых регистрации наземных
устройств системы WANS, формируется через космический спутник, который
постоянно посылает сигналы реального времени каждому из наземных
измерительных устройств системы WAMS, расположенных в нескольких десятках
высоковольтных узлов энергосистем Европы.
Наземные измерительные и приемо-передающие устройства измерительной
системы WAMS производят замер режимных параметров и регистрацию частоты
сети (в режиме реального синхронного времени) и передают их на сумматор
космического спутника.
Информация со спутника, в свою очередь, передается в Центр объединения
UCTE, который находится в Германии, у границы с Францией, для программной
обработки и анализа на усредненной динамической модели (рис. 14.2.).
393

Глава 14. Программные средства расчёта и анализа изменения частоты
condensate stopping
' i ' ■»
' function i • time '
'"*1 h\nrV Г"*1 tltnrtbvi?"
load
characteristic
block
function i
reheater and medium/low
speed
governor
power
frequency
control
1
°lurbin*
rate
limiter
*E>
pressure
1,0—KjK
valve
1
1 +TV2s
—►
/
pressure turbine
0,7
(1+TRHs)(1+TLps)
valve
1 + TV1 s
/
high pressure turbine
ЛР
fe#l
1
0|o»d
system
inertia
boiler
Tbs
ДР.
CK
rtySs
At
T^, = 10..12s
Ту, = 0,1 S
Ти=0.18
T„p=0.2s
T,j = 0,5 S
Trh=7s
Tb =60s
Otoi= 1--2 %/Hz
Рис. 14.2. Усредненная динамическая модель UCTE.
На основании анализа предварительных многочисленных измерений
параметров сети и уровней частоты в различных установившихся и аварийных
режимах сети, усредненная динамическая модель UCTE выполнена для
электроустановок типичной энергосистемы в 10 000 МВт. Эта модель выполнена с
использованием одноэлементной модели схемы сети с учетом обобщенных характеристик и
параметров регулирования раздельного действия оборудования электростанций:
предельного расхода котла и регулирующих клапанов турбин низкого, среднего и
сильного давления пара;
Расчетные регулировочные коэффициенты, представленные в правом
нижнем углу схемы, получены в результате многих вариантов практических
измерений (через спутниковую систему) зависимости изменений частоты при изменении
мощности в различных узлах объединения UCTE. Модель имеет инвариантную
структуру, поэтому влияние отдельных элементных параметров, таких как
размеры энергосистем, зависимость нагрузки от изменения частоты, тип контролера
параметров и различие резерва активной мощности, согласно характеристикам
системной динамики, становятся расчетными и практическими параметрами.
Использованная усредненная динамическая модель способна:
- воспроизводить, с высокой точностью, результаты более ранних исследований
регулирования частоты и мощности, основывающихся на значительно более
сложных моделях для среднего временного диапазона;
- моделировать результаты с использованием многомашинной модели для
объединения UCTE, которая была создана для решения кратковременных
динамических задач, включающих внутрисистемные качания.
Надежность используемой системной динамической модели подтверждена
многочисленными сравнениями имеющихся измерений параметров сети в UCTE с
выходными динамическими параметрами модели при отключении мощности
394

Глава 14. Программные средства расчёта и анализа изменения частоты
электростанций. Аппаратурой измерительной системы WAMS было собрано
большое количество записей режимных параметров сети при внутрисистемных
колебаниях в объединении, которые, в большинстве случаев, были вызваны
выходом из строя электроустановок и авариями в сети 220 - 400 кВ.
Многочисленные сравнения реальных измерений частоты и
соответствующих значений, смоделированных на усредненной динамической модели,
позволили настроить её до высокой степени достоверности результатов прогнозных
исследований изменения мощности (и частоты) в объединении. Полученные
результаты позволяют оценивать качество частоты и уровни стабильности каждой
энергосистемы и объединения в целом, как в режиме реального времени, так и для
практических исследований внутрисистемных колебаний частоты и мощности.
За основу для моделирования изменений частоты в усредненной
динамической модели взяты, принятые рекомендации UCTE для первичного регулирования
(2,5 % от Рн), где Рс = 200 000 МВт, Tj = 12 с, Кн = 2 % Гц.
Измерения изменений частоты в разных местах объединения и при разных
аварийных ситуациях показали, что в результате внутрисистемных колебаний, не
критичных в данном случае, местное отклонение частоты от среднего значения
возрастает в сторону периферии. Результаты моделирования колебаний частоты, с
достаточной точностью, соответствуют средним значениям частоты, в Центре
объединения UCTE (Германия) при отключении энергоблока 900 МВт (рис. 14.3.)
1
тН
101
0-
-10-
-го
•эо-
-40-
-ьо
-«0
z frequency deviation
Х*611 Y^W-^Р^па
\шюце X /jV Ж£&
\ea»t уУй Iv"rtf
Cwctt й^риЫк'ЧДуР VJ
'HunOOty ' S J
Poland
<CAM)
1 1
--
-
1
Simulation
" i 1—i
„ 4
10
IS
20
?s
lin>«
эо
Рис. 14.3. Моделированные и замеренные колебания частоты
при отключении энергоблока 900 МВт.
395

Глава 14. Программные средства расчёта и анализа изменения частоты
Собственно, эта усредненная динамическая модель была создана для
уточнения применявшихся в UCTE рекомендаций по первичному регулированию
электростанций. На основании длительного непрерывного анализа качества частоты и
системных исследований реакции турбоагрегатов электростанций, эти
рекомендации были пересмотрены с точки зрения их экономической эффективности. При
этом, новые способы и параметры регулирования, были включены общую в
стратегию регулирования энергосистем с учетом их технических характеристик.
Даже самая совершенная модель изменения частоты в переходном процессе,
не может полностью отобразить суммарную инерцию генераторов (не
подчиняющуюся экспоненциальному закону) в начальный момент аварийного снижения
частоты. Поэтому, жирный график (simulation) моделированного изменения частоты
на начальном участке - сохраняет номинальное значение до наступления резкого
экспоненциального изменения частоты.
Зато дальнейшее отображение кривой суммарного переходного процесса
изменения частоты: резкое снижение частоты по экспоненциальному закону - на
первом цикле качания частоты и огибающая последующих циклов качания,
сглаженная от местных колебательных изменений частоты, с достаточной точностью
моделирует изменение частоты при изменении активной мощности в разных
точках объединения. Такие результаты позволили определить, на усредненной
динамической модели, возможные действия устройств первичного регулирования
электростанций. Рассмотрим системные колебания частоты в энергосистемах
стран UCTE после отключения генерирующей мощности в Испании (рис. 14.4).
f[Hl]
50,02 -г-
49.94
49.S3
33
Spain
/W Franc*
/ \/ 0*rminy (bordtr Is Ff»nc»)
Рс.гп..п^п,п«. (one 380-kV-circuit)
35
37
39 41
tlm» [sac]
43
45
P[MW]
-r 0
---100
- - -200
-300
---400
-500
-600
47
Рис. 14.4. Колебания частоты в энергосистемах стран UCTE
после аварийного отключения мощности в Испании.
396

Глава 14. Программные средства расчёта и анализа изменения частоты
Статистика отключения генерирующих мощностей в объединении UCTE, за
последние 5 лет (в конце 90-х годов прошлого века), классифицирует их по
диапазону мощности: отключение 600 - 1400 МВт происходило примерно 440 раз,
отключение 1400 - 2000 МВт происходило только 12 раз.
Сразу же после аварийного отключения генерации было зафиксировано
немедленное падение частоты вблизи места аварии (Испания). Это падение частоты
с большой скоростью распространилось на все объединение и достигло
восточных границ Польши и Венгрии с задержкой времени примерно 1,5 с. Различные
по величине падения частоты по всему объединению, вызвали наибольшие
частотные колебания в граничных восточных странах (Польше и Венгрии) и на
западе объединения - в Испании.
Анализ замеров многочисленных аварийных ситуаций показал, что такие
частотные колебания происходят, практически в противофазе, а это означает, что
граничные области на разных концах объединения рассматриваются в отношении
друг к другу и, вследствие этого, они периодически обмениваются кинетической
энергией. Такой обмен энергии вызывает колебания электрической мощности,
причем, наибольшие колебания мощности имеют место в центре транзита. Такие
внутренние колебания мощности происходят по всем энергосистемам.
В большинстве случаев, степени затухания амплитуды системных колебаний
частоты и мощности благоприятны для восстановления нормального режима.
Степень затухания колебаний в 3 % считается удовлетворительной и означает, что
за 5 периодов (0,1 с) колебания амплитуды уменьшаются до 39 % от
первоначального значения. Многочисленные исследования затуханий амплитуды
внутрисистемных колебаний частоты и мощности показали, что затухание уменьшается с
увеличением экспорта мощности из граничных районов к центру объединения.
Результаты таких исследований были применены не только для гарантирования
надежности системы, но и для более эффективного использования пропускной
способности транзитных линий электропередачи высокого напряжения.
На основании непрерывного анализа качества частоты и системных
исследований с помощью измерительной системы WAMS, применяющиеся в
объединении UCTE рекомендации по первичному регулированию, были уточнены для
обеспечения экономии существующего объема резервных мощностей в
современных условиях. Согласно "принципу солидарности" диспетчеры отдельных
энергосистем теперь обязаны использовать самый выгодный, технически и
экономически, способ обеспечения назначенного им объема резервирования мощности
внутри объединения.
Конфигурация и насыщенность сетей высокого напряжения в ОЭС Украины
примерно равна европейской (возможно, даже превосходит, учитывая наличие
протяженной и мощной сети 750 кВ). Поэтому, можно предположить, что
задержка времени распространения колебаний частоты между западными и восточными
границами Украины может составлять около 1 с.
Практические и научные специалисты России утверждают, что время
распространения электромагнитной волны частоты электрического тока по сетям
ЕЭС России, вместе с параллельно работающими энергосистемами стран СНГ и
Балтии, составляет 10 - 15 с [25, 62]. Замер расстояния между западными и во-
397

Глава 14. Программные средства расчёта и анализа изменения частоты
сточными границами России и элементарные вычисления по скорости
распространения электромагнитной волны частоты показывают, что фактическое время
может быть примерно в 1,5 раза меньше указанного минимального значения.
В современной технической литературе [7, 69, 70, 71] рекомендуется
исследование динамики частотных переходных процессов проводить, на принципе
использования структурных схем объектов с регуляторами и передаточными
функциями элементов, при помощи компьютерных расчетных программ Matcad и
Matlab (Simulink). В таком случае, значения регулировочных коэффициентов и
передаточных функций элементов моделей энергосистем, не измеренные, а
рассчитанные приблизительно и принятые интуитивно, будут отличаться, в
зависимости от теоретических знаний и практического опыта исследователей.
Результаты таких расчетов, с имитированными регулировочными коэффициентами, могут
отражать только тенденцию изменения частотного процесса, по мнению
исследователя. Но вряд ли они будут соответствовать действительным (многократно
измеренным) коэффициентам структурной схемы энергосистемы, как это принято в
усредненной динамической модели UCTE.
Таким образом, компьютерные расчеты динамические изменения частоты
энергосистем должны выполняться только с программным применением строгого
и обоснованного, мощного и достаточно точного математического аппарата.
14.2. Расчет одноузловых схем энергосистем
при динамическом изменении частоты.
При решении многих вопросов, связанных с формированием и анализом
работы системы АЧР при динамическом изменении частоты, используется
упрощенное представление энергосистемы (или ее части), в которой возникает
аварийный дефицит мощности. В такой упрощенной схеме:
- не учитывается протяженность (сопротивление) линий электропередачи и
размещение электростанций и нагрузок в разных точках этих сетей;
- энергосистема представляется в одноузловой схеме - в виде эквивалентного
генератора с постоянной инерции системы и нагрузкой, зависящей от частоты.
Такое упрощенное представление энергосистемы достаточно для расчетов:
- заданной последовательности установившихся значений частоты;
- скорости снижения и восстановления частоты;
- действие очередей системы АЧР-ЧАПВ по отклонению частоты;
- действие очередей ДАРС и АЧРС по скорости снижения частоты;
при ликвидации дефицита мощности и восстановления частоты в энергосистеме.
Приверженность к этой практической идеализации имеет две причины:
1. Система АЧР создавалась более 70 лет назад, когда возможности выполнения
численных расчетов были чрезвычайно ограниченными, и получать
количественные данные о частотных переходных процессах в более сложных схемах
было чрезвычайно сложно. Так, в начале 60-х годов удавалось уверенно
рассчитывать переходные процессы в схеме не более, чем с тремя генераторами.
2. Упрощенное представление энергосистемы является необходимым для
качественных рассуждений, в свою очередь, необходимых для того, чтобы прихо-
398

Глава 14. Программные средства расчёта и анализа изменения частоты
дить к общим выводам анализа частотных процессов, а не частным выводам
(для определенного узла).
Однако в настоящее время нельзя забывать, что в действительности имеется
значительное количество технических и режимных факторов, которые иногда
могут оказать значительное влияние на динамические процессы, вызванные
возникновением аварийных дефицитов мощности, и которые отсутствуют в простейшей
одноузловой схеме "генератор-нагрузка". Расчет и анализ таких частотных
динамических процессов в энергосистемах возможен только в предположении
условий, когда будут применяться специальные программы расчета установившихся
режимов с ненормированными уровнями частоты, с учетом протяженности сетей
и размещения электростанций и нагрузок в разных точках этих сетей.
Эти процессы многообразны и взаимосвязаны с процессами изменения
частоты и другими технологическими процессами в реальных энергосистемах.
Вторая цель - дать некоторые рекомендации по анализу тех процессов в
энергосистемах, которые вызваны возникновением аварийных дефицитов мощности и
протекают, в общем случае, как процессы с большими изменениями, как частоты,
так и напряжения, причем разными в разных пунктах энергосистемы.
Анализ аварийных ситуаций с дефицитом активной мощности и оценка
эффективности частотной разгрузки энергосистем должны выполняться с учетом
моделировании действия системы АЧР и других противоаварийных мероприятий
в процессе аварийного изменения частоты. Модель системы АЧР должна
разрабатываться применительно к отдельным энергосистемам или их частям, которые
могут аварийно отделиться от ОЭС, со значительными дефицитами мощности, с
глубоким снижением частоты и последующим действием устройств АЧР.
Надежный анализ параметров принятой настройки системы АЧР должно
обеспечивать качество полученных результатов расчетов, учитывающих:
- нормативные отклонения частоты в переходном процессе;
- допустимую длительность уровня частоты в заданном диапазоне времени.
При подготовке и выполнении таких расчетов, следует учитывать
принципиальное различие между расчетами:
- кратковременных электромеханических процессов при резких возмущениях в
определенных узлах сети (динамическая устойчивость);
- длительных переходных процессов при небалансах активной мощности
(динамическое изменение частоты) в энергосистеме или её части.
Длительные частотные переходные процессы, вызванные аварийными
небалансами мощности в энергосистеме (или её части), сопровождаются не только
колебательными изменениями мгновенных частот агрегатов электростанций, от
которых должна отстраиваться релейная аппаратура системы АЧР. Большей частью,
в таких условиях режима энергосистемы, проявляется апериодический характер
динамического изменения частоты, который определяется частотным
коэффициентом нагрузки дефицитной части энергосистемы. Поэтому, выполнение расчетов
длительных переходных процессов, с достаточной достоверностью результатов,
возможно при моделировании отдельной энергосистемы (или ее части) в одно-
узловом представлении её нагрузки с учетом обобщенных динамических
параметров сети [25].
399

Глава 14. Программные средства расчёта и анализа изменения частоты
Допустим, что автономно работающая энергосистема (или её часть) состоит
из и-синхронных генераторов. Уравнение движения z-ro генератора:
,2с
JHOM гном т, 2 ном\ i.Mex 'эл/, (14.Z)
где 7jiH0M постоянная инерции z - го генератора, приведенная к номинальной
мощности; Рщом - номинальная мощность z-ro генератора; S - абсолютный угол
ротора z-ro генератора; (О - номинальная электрическая частота (О) нам=2ж/ноч);
Piuex и Р{ЭЛ - соответственно, механическая и электрическая мощность z-ro
генератора; /иом - номинальная частота.
Имея в виду, что —=2ж (fi -/ном), запишем в следующем виде:
dt
TjmoM Vmo.M— =fnoM\fiMex — Чэл), (14.3)
dt
тде/i - частота z-ro генератора.
Пренебрегая взаимным движением генераторов электростанций, друг
относительно друга, примем fi - f где / - средняя (общая) частота в энергосистеме.
Просуммировав (14.3) по всем генераторам энергосистемы, получим:
Т.. Р
( ji нам i нам
J
Л— = / [ур- -Ур Л
i. J нам / 1 i.Mex / 1 1ээ
at ГГ i
(14.4)
Кроме допущения о равенстве мгновенных частот всех генераторов примем,
что все механические мощности генераторов постоянны (Ршех=соп81), тогда для
случая возникновения в системе аварийного небаланса активной мощности
правую часть (14.4) можно записать в следующем виде:
( \
f \У р. У р. — f (р —Р —Р л
J ном\ / 1 i.Mex / 1 1ЭЛ J ном^- г н нб) (14.5)
V i i )
где РГ = const - суммарная исходная мощность генераторов энергосистемы;
Рн- суммарная нагрузка энергосистемы;
РНб исходная мощность аварийного небаланса (положительное
значение - дефицит, отрицательное - избыток);
при этом Рнб, как функция частоты/и времени t моделируется специальной
логической моделью системы АЧР.
В одноузловой модели используются обобщенные динамические параметры
системы (постоянная момента инерции 7j и частотный коэффициент нагрузки &н).
В данной расчетной модели каждая частотная ступень (очередь) системы
АЧР представляется отдельным логическим устройством:
- с единой уставкой частоты и времени множества реле частоты;
- с суммарным объемом нагрузки, отключаемой множеством реальных
рассредоточенных реле частоты, задействованных в этой ступени.
При стабильном установившемся режиме синхронная частота, в любой
момент времени, одинакова во всех электрически и магнитосвязанных точках
энергосистемы. При расчетах частотных переходных процессов "отдельные энергоси-
400

Глава 14. Программные средства расчёта и анализа изменения частоты
стемы, в силу своей компактности, без существенных ошибок могут быть
представлены в одноузловой идеализации" [25].
Объем нагрузки потребителей, отключаемой каждой очередью системы АЧР,
обусловлен сезонами года, днями недели, часами работы и режимами
потребителей (переменный режим, выходные дни, вечерние, ночные и дневные часы).
Мощность генерации в энергосистеме, также меняется в условиях режима сети.
Даже при анализе частотной аварии, нельзя получить реальное значение нагрузки,
отключенной АЧР, из-за трудности ее сбора с каждого реле. Нельзя
гарантировать, что и расчетный прогноз частотного режима будет равен реальному режиму.
Поэтому, при расчетах частотных процессов мы можем получить только близкую
тенденцию и принцип изменения частоты в заданных условиях, что и
обеспечивает упрощенный, прицельный расчет в одноузловой схеме сети. Тем более, что при
отключении блока 1000 МВт Запорожской АЭС (декабрь 2012 г.), максимальное
отклонение частоты на подстанции Западноукр-750 кВ, составляло 0,05 Гц.
Возможность частичного отказа устройств АЧР из-за их неисправности,
неточности настройки, оперативного вывода из работы и других причин, в практике
учитываются при помощи коэффициента срабатывания устройств АЧР (&ачр)- Его
величина может быть различной, но в энергосистемах бывшего СССР и стран
Европы, принято согласованное среднее значение &ачр = 0,8, только в Румынии -
0,75. А в моделях систем АЧР отдельных энергосистем, с более надежными
МПРЧ и их аналогами, &ачр принимается в пределах 0,9 - 0,95.
На скорость изменения частоты в энергосистеме влияют [29, 74] следующие
режимные параметры и их соотношения:
- относительное значение дефицита активной мощности;
- постоянная инерции турбоагрегатов (Tj) и нагрузки (Гн);
- зависимость активной мощности нагрузки PJJ) и мощности генерации PT{f) от
частоты f, где конечно P(f) = P(f) /J0)k (для Рнк = &Н, а для РТк= к^).
Тогда, по результатам работы [22, 74], скорость изменения частоты может
быть вычислена, в соответствии с зависимостью:
df _ (Рген-Рн)-/ _ -0.01-АР%-/ /146ч
dt Рген-Т]+Рн-Тн Г,+Гн-0.01-ЛР%-7\ '
где (АР% = (Рц-Рт) I Ри (100%), 7j - постоянная инерции турбоагрегатов, Гн -
постоянная инерции нагрузок,/ - уровень частоты.
В предлагаемой математической модели процесса динамического изменения
частоты принято учитывать суммарно постоянные времени инерции
совокупности всех генераторов энергосистемы 7j = (5 - 15) с, с фиксацией постоянных
времени инерции двигательных нагрузок Тн = 2 - 3 с (рекомендуется Тн = 3 с
применять при 7j = 10 с и более).
В соответствии с [22, 29, 74] значение частотного коэффициента нагрузки кн
принимают неизменным и равным 2. Такое упрощение делается из-за
невозможности точного установления величины коэффициента кн при произвольном
составе суммарной нагрузки потребления.
Такое значение можно считать, более близким к минимальному, хотя
известно [22, 29, 74], что ряд типовых нагрузок практически не зависит от частоты. В то
401

Глава 14. Программные средства расчёта и анализа изменения частоты
же время нагрузка потребителей энергосистемы зависит от напряжения, которое,
в свою очередь, зависимо от частоты. Поэтому для активной мощности нагрузки
можно записать:
dp(uf) = iP(Ml.df + 'mJl.dU.df^ (14.7)
д/ dU df
где для энергосистем ОЭС Украины dU df= 0,9 (1,0).
Т.е. регулирующий частотный коэффициент нагрузки кн отображает
суммарное влияние и напряжения и частоты на изменение активной мощности
потребления при изменении частоты.
Более сложной является задача определения регулирующего коэффициента
мощности турбины кг [22, 29, 74, 81], который отображает зависимость мощности
генерации от изменения частоты. На основании выводов ряда научных работ [29,
74] о том, что величина активной мощности генерации мало зависит от изменения
частоты, величину к? принято считать нулевой.
Алгоритм программного оперативного расчетного комплекса (ОРК)
основывается на решении дифференциальных уравнений движения энергосистемы:
- с учетом обобщенных скоростно-временных характеристик системы без учета
резерва мощности, т.е. РТ = const;
- расчетом динамического изменения частоты на каждом заданном шаге расчета
частотного переходного процесса.
В процессе расчета ликвидации дефицита активной мощности и дальнейшего
восстановления частоты до нормально допустимых уровней, алгоритм любого
ОРК [17, 18, 21, 22, 37] должен обеспечивать:
- четкий контроль срабатывания заданных уставок частоты каждой очереди АЧР1
(ДАРС, АЧРС), АЧРП и объемов отключаемой нагрузки при снижении частоты;
- контроль изменения ЧКН энергосистемы, а также контроль изменения скорости
снижения и восстановления частоты;
- контроль действия ПЗ-1 по частотной разгрузке энергоблоков АЭС и
отключения реакторов АЭС при недопустимом снижении частоты;
- четкий контроль срабатывания заданных уставок частоты и времени очередей
ЧАПВ и объемов включаемой нагрузки при восстановлении частоты;
- возврат реле частоты (с заданной уставкой частоты возврата) в исходное
состояние готовности к новому срабатыванию на заданной уставке частоты.
Поскольку, в практической действительности объемы очередей АЧР, как
правило, неравномерны, поэтому необходим унифицированный аналитический
алгоритм и методика анализа расчетов частотных переходных процессов для
любых уставок и объемов любой системы АЧР.
При этом, необходимо учитывать основное условие, что любая система АЧР
должна быть самодостаточной, т.е. её эффективность должна определяться:
- самостоятельным действием устройств АЧР1 при ликвидации дефицита
активной мощности;
- восстановлением частоты устройствами несовмещенной АЧРП, до длительно
допустимых уровней;
без участия любых других разгрузочных автоматик и регулирующих устройств.
402

Глава 14. Программные средства расчёта и анализа изменения частоты
14.3. Оперативно-расчетные комплексы
программного анализа частотных электрических режимов.
Первой попыткой программного определения параметров динамического
изменения частоты для настройки уставок и объемов системы АЧР была
"Программа расчета переходного процесса изменения частоты в энергосистеме с учетом
действия АЧР и ЧАПВ для ЭВМ III поколения" (1978 г.), разработанная во
ВНИИЭ и достаточно подробно описанная в [74, 75].
Основная ее ценность заключалась в первой реализации моделирования
работы тепломеханического оборудования электростанций в длительных
электромеханических переходных процессах [74, 85]. Основным недостатком программы
являлась длительная и громоздкая подготовка исходных данных, особенно об
информации по АЧР и ЧАПВ в узлах расчетной схемы энергосистем. Кроме того, в
результате такой объемной подготовки расчета получали только одну кривую
динамического изменения частоты при заданном дефиците мощности, поэтому она
не получила широкого распространения в энергосистемах.
В начале 80-х годов прошлого века, в ОДУ Юга (позже, ОДУ Украины), был
введен в эксплуатацию компьютерный многоуровневый (иерархический)
программный комплекс анализа частотной автоматической разгрузки (АНЧАР),
представленный в главе 13. На основании информации о системе АЧР в
комплексе АНЧАР был разработан алгоритм программного расчета основных суммарных
величин интегрального частотного переходного процесса энергосистемы:
- значения частоты и времени сработавших очередей АЧР1 и АЧРП несов;
- минимальную и установившуюся частоту после действия устройств АЧР;
- суммарные значения нагрузки, отключенной устройствами АЧР1 и АЧРПнесов;
- процентное нагрузки, не отключившихся устройств несовмещенной АЧРП.
Простота задания исходных данных на левой половине экрана компьютера, с
мгновенным получением результатов расчета на правой половине экрана, оказали
большую помощь технологам Украины и России в техническом понимании и
анализе частотных переходных процессов.
В начале 90-х годов прошлого века, на основании информации комплекса
АНЧАР, в содружестве с научными специалистами Киевского политехнического
института, был разработан и внедрен в эксплуатацию в энергосистемах Украины
оперативно-расчетный комплекс графического анализа частоты (ОРК ГРАНЧ). В
отличие от программы ВНИИЭ [74, 75], в алгоритме ОРК ГРАНЧ [91]
разработчики сознательно отказались от анализа зависимости действия
тепломеханического оборудования электростанций при снижении частоты, поскольку в
действительности, оно может проявляться только на этапе восстановления частоты.
Такие условия значительно упростили подготовку исходных данных, тем
более, что интегральный расчет длительного электромагнитного переходного
процесса выполнялся по обобщенным динамическим параметрам сети в одноузловой
схеме энергосистем.
При всех этих достоинствах, из-за недостаточно развитого математического
аппарата и графического отображения, ОРК ГРАНЧ не прослеживал особенности
требований надежности реакторов АЭС при снижении частоты. Кроме того, толь-
403

Глава 14. Программные средства расчёта и анализа изменения частоты
ко один расчетный график изменения частоты в каждом расчете и упрощенные
результирующие выходные таблицы не показывали в достаточной степени ни
прохождение частотных переходных процессов, ни четкие причины тех или иных
изменений этих процессов. Поэтому ОРК ГРАНЧ использовался в энергосистемах
ОЭС Украины и ЦДУ ЕЭС России только для оценочных расчетов.
В начале нынешнего века научными специалистами Института проблем
моделирования в энергетике им. Г.Е. Пухова НАН Украины, разработан оперативно-
расчетный комплекс программного анализа частотных электрических режимов
(ОРК ПАНЧЭР) [17, 18, 21, 22, 37]. Алгоритм ОРК ПАНЧЭР выполняет расчеты
по обобщенным динамическим параметрам в одноузловой схеме энергосистем и
обладает мощным и достаточно точным математическим аппаратом, а также
удобными сервисными возможностями анализа расчетов, позволяющими:
- учитывать все частотные зависимости и требования надежности любых
реакторов АЭС при аварийных изменениях частоты;
- четко прослеживать уровни частоты и скорость ее изменения при дефицитах
или избытках активной мощности;
- полную фиксацию частоты и времени срабатывания любой очереди системы
АЧР-ЧАПВ, ДАРС и АЧРС;
- четкий контроль изменения дефицита активной мощности энергосистемы и
суммарной мощности АЭС в частотном переходном процессе.
Результирующие графики изменения частоты и расширенные выходные
таблицы анализа расчетов ОРК ПАНЧЭР дают полную картину прохождения
частотных переходных процессов одновременно для 10-и заданных дефицитов активной
мощности в энергосистеме. В соответствующих таблицах, четко фиксируется
частота и время срабатывания любой очереди системы АЧР и ЧАПВ в каждом из
10-и выполненных расчетов, а также дефицит или избыток мощности и скорость
снижения или повышения частоты в любые моменты времени каждого частотного
переходного процесса. Кроме того, в таблицах фиксируется объем аварийной
разгрузки реакторов АЭС (ВВЭР-1000) при снижении частоты и их возможное
аварийное отключение от сети.
Таким образом, производительность выполнения расчетов и анализа
частотных электрических режимов ОРК ПАНЧЭР в 10 раз выше, чем в ОРК ГРАНЧ или
программе ВННИЭ, при несравнимо больших математических, логических и
сервисных возможностях.
По своим высоким техническим характеристикам эффективного анализа
частотных режимов и многоцелевому назначению выполняемых расчетов,
проявляется возможная область применения ОРК ПАНЧЭР:
- в службах электрических режимов, для настройки уставок и объемов любой
системы АЧР-ЧАПВ, выбора уставок системы АЧР1-АЧРС с учетом скорости
снижения частоты и ЧАПВС по скорости повышения частоты, выбора уставок и
объемов локальных автоматик ЧДА (ЧДАС - по скорости снижения частоты) в
несбалансированных районах с дефицитом или избытком мощности;
- в диспетчерских службах, для проведения и анализа диспетчерских противоава-
рийных тренировок с отклонением частоты;
404

Глава 14. Программные средства расчёта и анализа изменения частоты
- в службах инспекции и энергонадзора, для анализа частотных электрических
режимов при расследовании частотных аварий.
В настоящее время, только расчеты частотных переходных процессов с
помощью ОРК ПАНЧЭР позволяют достаточно точно определять
необходимые объемы мощности составляющих АЧР, вместо рекомендованных
величин (на все случаи жизни) в директивных указаниях [1, 2].
14.3.1. Структура данных ОРК ПАНЧЭР.
Оперативно-расчетный комплекс ПАНЧЭР предназначен для анализа
(моделирования и тренажа) режимов динамического изменения частоты при дефиците
активной мощности в любой энергосистеме (или её части).
Исходными данными для работы комплекса являются:
- файлы замерных или плановых уставок частоты и времени, а также объемов
нагрузок, которые отключаются каждой очередью всех видов системы АЧР;
- технические данные срабатывания реле частоты, а также срабатывания
выключателей, отключающих присоединения действием устройств АЧР и ДАРС;
- количество и мощность блоков АЭС, заведенных под действие
предварительной защиты (ПЗ-1), ее возможного срабатывания и разгрузки блоков АЭС.
Алгоритм комплекса ПАНЧЭР основывается на решении дифференциальных
уравнений движения энергосистемы с учетом обобщенных скоростно-временных
характеристик системы [18. 21, 22] без учета резерва мощности, т.е. Рт = const и
расчетом динамического изменения частоты на каждом шаге расчета (рис. 14.5.).
( t \ |Рн
ЛЯ
/ = /о-
г
"я
1-е
v
)
а) б)
Рис. 14.5. Модель и принципы алгоритма оперативно-расчетного комплекса
программного анализа частотных электрических режимов.
а) определение частоты при решении дифференциального уравнения
движения системы;
б) расчетная модель энергосистемы по обобщенным динамическим
параметрам энергосистем (без учета регулирования турбин).
Кроме надежного моделирования работы очередей АЧР, в комплексе
ПАНЧЭР обеспечено надежное моделирование работы ЧАПВ, а также действие
устройств дополнительной частотной разгрузки по скорости снижения частоты
(ДАРС) и дублирования действия АЧР] по скорости снижения частоты (АЧР1-
АЧРС). Обеспечен четкий алгоритмический контроль возможной разгрузки
блоков АЭС устройствами предварительной защиты (ПЗ-L) при снижении частоты до
уровня 49,0 Гц и ниже, а также останов разгрузки блоков АЭС при уровне
частоты равном или больше частоты возврата ПЗ-1.
405

Глава 14. Программные средства расчёта и анализа изменения частоты
14.3.2. Таблицы исходных данных ОРК ПАНЧЭР.
Исходная информация в комплексе ПАНЧЭР вводится в отдельных экранных
таблицах, с возможностью многократного корректирования данных, для
повторения различных расчетов (таблицы 14. L и 14.2).
При заданном отсутствии работы АЧР (Признак работы АЧР = 0)
выполняется расчет экспоненциальной зависимости крутизны частотной характеристики
энергосистемы (ее части) при любом дефиците активной мощности.
При заданной работе АЧР (Признак работы АЧР =1) выполняется расчет
динамического изменения частоты при дефиците мощности энергосистемы (ее
части) с учетом действия всех видов АЧР и ЧАПВ в процессе снижения и
восстановления частоты. Коэффициент срабатывания комплектов АЧР, который
учитывает возможность их не срабатывания через эксплуатационные неисправности
самих реле или их цепей управления и дополнительного оборудования, как правило,
принимается равным 0,8.
Таблицы 14.1 и 14.2. Исходные данные для расчета режима комплекса ПАНЧЭР.
Данине о режиме
~Шттттт*тт&*т*^
Камер рехта
АеДОИт «кпвюЙ мощности, *:
1
10,0
2
OJ0
3
20,0
4
0.0
:- ::■■,
S
30,0
■■!/"j-..-..
%
0,0
7
*ш
е
<ш
■S.
t
ш
-■:-. -rs
10
сш
I*" 4*fj?i"^=„I:=.?=:i
Нажинов wwtw'чк$аы в сметав
ШфШШ»СМНер«ЖГеЙЧЙ№М
^»»wwritwpwwHarppw«
Ксяффщивнг нядокм
Кеаффицмвигмиерацш
Шаг w времени выдом ршэдютвто*
Шаггючасготвдяяпвчят
йрвмя расчета
flpct' tn дрдбйиио'м иярелл
11;ям»<уШ«ъюанийимы1ода*д|1 ':
Щ РОХЦМГТО (КНДР
90.00
эш
э
2Я
<Ш
влоо
OjOSO
48
ОНО
0.10
0,10
' "Я"
Гц
С
с"'
с
с
с
Гц
"■"..' !--;" .' ^гА" ;^1: ■
Прнэиж работы силены АЧР
^ФФиви^фабЬгаЬммДМР
Признак работы ДАР
$чю.ФФи№иит добзгыыт JEW*
Примак-fwmi работы АЭС
"ЭДч ИирМвПчкЗИЫ** v«»4^!I04(WWAI!FW
„.. ж
1
0,90
0
0,90
1
1
st
В63Р-100О
ПЗ-1
66ЭР440
РБМИ000
swsoo
Сварим мощность
РбьаирдуружиТШ
Устаькачастеты печем разгрузки ПЗ-1
Задержке времрждопачадарвэгтожнШИ
бремя рдерузкнПЗИ
Чюмт*отйзею рвхдоки ПЗ-1
Qft»^ aw модность
Сл^дарная мощность
С#««рмаямошиосяь
11000
140
ЧЭУОО
0,4
Щ
4*04
880
М8Т
%
Гц
Мвт
МВт
мши
Редактирование значений
параметров, которые
используются при
моделировании, и вариантов
дефицитов мощности
ЖфШЬ
406

Глава 14. Программные средства расчёта и анализа изменения частоты
Условия рай
ВВЭР-1000
диаа
1
2' ~ "
оты блоков при знамениях частоты за пределами
условий нормальной работы
Уровень частоты
(так
45,00
47J00
3 ! 4SJ00
4" j" 49U00
5 ЫЛ»
6 56ДЮ
шмт
40.00
47J0Q
" ~+аоо
Время
эаавржки
о.ос
( 10,00
60.00
120,00
50J5Q 10J00
S1J0Q
РЬМК-1000
N*
1
2
3
4
D.JU0
Уроеимиь частоты
fmix
4М0
49ХЮ
51J0O
i 55ХЮ
шш
40Д»
4MQ
LH®^0
Время
заеержки
; 0,00
300 JQ0
Г 10.00
51.00 0,00
■ ■ *
ввэрмюо
ДШ1
1
2 ,
частоты
'fane* | hrin
49,00 40X0
55ДЗ(50^
время
задержки
IDjOO
БН-600
лмап.
j__|
__|
3
4
melL. &,._
Уроеаиь> **встоть(
нпвк
47.00
48J0O
43,00
55,00
ВИП'
^Q0l_10j00
__*!1ш1111Бадю
___ц__™~
SL50| 1«иЙГ
i Просмотр требований к АЭС (условий работы блоков)
п
При заданном параметре (Признак учета работы АЭС =1) полнота
выполнения расчета динамического изменения частоты при любом дефиците активной
мощности энергосистемы (ее части) зависит от задания следующего параметра
учета работы реакторов АЭС:
- (учет нормативных отключений АЭС = 0) - учитывается только действие
предварительной разгрузки реакторов АЭС, без возможных аварийных отключений
реакторов при глубоких снижениях частоты;
- (учет нормативных отключений АЭС = 1) - полностью учитывается как
действие предварительной разгрузки реакторов АЭС, так и возможные аварийные
отключения реакторов при глубоких снижениях частоты.
При учете работы реакторов ВВЭР-1000, с наличием частотной разгрузки
при снижении частоты, действием автоматики предварительной защиты (ПЗ-1),
указываются параметры для расчета функции снижения мощности блоков АЭС
действием ПЗ-1, при снижении уровня частоты сети до уставки ее срабатывания
49 Гц в заданном диапазоне тепловой разгрузки реактора. Технологическая
задержка времени срабатывания автоматики предварительной защиты (ПЗ-1)
энергоблоков АЭС формируется на принципах последовательности группового
срабатывания датчиков частоты на различных секциях шин собственных нужд,
питающих главные циркуляционные насосы охлаждения реакторов АЭС.
Унифицированная структура системы АЧР-ЧАПВ и коррекция параметров
таблицы в ОР ПАНЧЭР представлена в таблице 14.3.
407

Глава 14. Программные средства расчёта и анализа изменения частоты
Таблица 14.3. Таблица структуры системы АЧР-ЧАПВ.
Табййца и;Ц)МТ|^.ф^аймЛ>У*С!ЙП|в:"
&1
«Г.
и_
вис
sm
»'
2*
1-2
JW",A4P1,AUPC
Г«&| ftt
Ш'4ада
2Л>.*аии»
0.20! 33S! 3JK)
аяг «вГаж
&ЗД 3» 3400
!<шюв;| ojoi до. дао
АМР2
X»
«мво
вяя
«МОР
«до
«Й00
t-щщ ш щ ijM
491000
Т
14
щ££
vaoiojooliAt! itfirffr
_&.
*!_l."
14йй»ГвлГ
СтЭ1м« |<WKfc|
год
toen
тсе
1№
«В
1П
«в
Yoo
ЧАПВ
г« 1 с i мвГуТ
Шо?
Щк
ML
U00№
1ДМ0;
___4----.i~.
L4M001
10
^Тдоо
Мюргчр! «года
„„|.
3=3
о о
1
-IfenfliUfe,
о:
«в!<мдо
jL
ДАРС
-». ■ W*&® ft»; ш\ а»:
ооо о
АЧР2Н ___
О О О
АЧР1
!«Шй! R30 190, До);
©Ж ©
АЧРС
l^]«s»'ая^" «of шо|
АЧР2С
■«ЛЮ'_5 я» ewe-
од ©
ЧАПВ
;«9ЯВ:"" 10;" "«6Tt\«tf
о о о
Общая таблица исходных данных для всех
видов частотной разгрузки (ДАРС, АЧР, АЧРС)
О
о
о
о
- Мин. значение
скорости изменения
частоты, Гц7с
-ХШШЙ частоты для
очереди Гц
- Время задержки до
срабатывания репе, с
- Объем нагрузки,
отключаемый
очэрэдью, МВт и %
В структуре исходных данных системы АЧР-ЧАПВ ОРК ПАНЧЭР, первые
строки таблицы предусмотрены для возможного задания (в соответствующих
столбцах) нескольких очередей устройств ДАРС (индекс 01, 02 и т.д.).
Задаваемыми параметрами, кроме ССЧ (Гц/с) является также частота пуска схемы
измерения ССЧ, задержка времени и мощность нагрузки данной очереди (МВт и %).
Если в расчетной энергосистеме отсутствуют устройства ДАРС - первые
строки таблицы исходных данных занимает информация очередей АЧР1 по
отклонению частоты (индекс 1-1, 1-2 и т.д.) с частотой срабатывания, задержкой
времени и установленной мощностью нагрузки.
Под индексом любой очереди АЧР возможно задание параметров устройств
АЧРС: скорости снижения частоты (Гц/с), частоты пуска схемы измерения ССЧ,
задержки времени на срабатывание, которые действуют на отключение
соответствующей нагрузки (МВт и %) данной очереди АЧР1.
Также предусмотрена возможность отключения устройствами АЧРС
неполной мощности очереди АЧР1, в таком случае, раздельная установленная мощность
очередей АЧР1 и АЧРС должна быть равной суммарной мощности нагрузки,
заведенной под действие АЧР1.
В соответствии с уровнем отклонения частоты (в соответствующих столбцах)
предусмотрено задание очередей устройств АЧРП (индекс 2-1, 2-2 и т.д.) с
частотой срабатывания, задержкой времени на срабатывание и установленной
мощностью нагрузки. В этих же столбцах таблицы предусмотрена возможность задания
(для энергосистем ЕЭС России и стран СНГ) устройств совмещенной АЧРП с
частотой срабатывания, задержкой времени и установленной мощностью нагрузки
(в примере, эта установленная мощность равна нулю).
408

Глава 14. Программные средства расчёта и анализа изменения частоты
В последних столбцах таблицы предусмотрено задание частоты
срабатывания, задержки времени и установленной мощности устройств ЧАПВ
присоединений, отключенных соответствующими очередями АЧР1 и АЧРП.
Текущая коррекция любых параметров существующей структуры исходных
данных частотной разгрузки (очередей ДАРС, АЧР1, АЧРС, АЧРП и ЧАПВ),
выполняется непосредственно в любых строках и столбцах таблицы, с последующим
сохранением их значений.
А кардинальное изменение существующей структуры исходных данных
(количества очередей) в ОРК ПАНЧЭР, выполняется только с использованием
сервисного окна "Правка", которое позволяет в любом заданном месте таблицы:
- дополнительно внести (добавить) любую очередь и её необходимые параметры
или удалить любую очередь (таблица 14.4).
Таблица 14.4. Структура коррекции очередей АЧР-ЧАПВ в ОРК ПАНЧЭР.
OV46KS
Де&авн*ю<«рм*
свданить
OSH+S
«я»
г*
0-1 1.« 49520 О» 3»; ЗЖ
ЧИ* Ctrt+W
1-1
&,№ ада- «Ой- 1Щ
м
2-5
г*
4S0K£ JR_ 100
49Я»
«да'
4э,аио
работы блоков
ЧАПВ
МВт
МВт
1-3
1-4
16
,4$яя: аэе »эо 1.з»
49000
ЧАПВ
43.Э00
~и~
(*r
45
Е ДКобМИТЪ
Отнкм
tso
0'
о'
' о'.
" tf
|§" а*»
о" io
40 0.4OI
Cm 4
Сохранение таблицы структуры
системы АЧР-ЧАПВ в файлы форматов
MS Excel, HTML, XML, Txt
Таблица суммарных «вытюв
Добавление и
параметризация
очередей:
ДАРС,
АЧР1,
АЧР2Н,
АЧР2с,
АЧР2С,
ЧАПВ
Для возможного обмена информации исходных данных с пользователями
других расчетных комплексов и систем в ОРК ПАНЧЭР предусмотрена
возможность перевода и сохранения структурных параметров таблицы исходных данных
ОРК ПАНЧЭР в файлы наиболее распространенных форматов.
В процессе выполнения оценочных расчетов частотных переходных
процессов энергосистем (их частей) часто возникает необходимость изменения
суммарных объемов АЧР1 и АЧРП, при неизменном потреблении энергосистемы. В таких
случаях, требуется кропотливая ручная работа по коррекции объемов
отключаемой нагрузки каждой очереди составляющих системы АЧР.
С другой стороны, часто требуется выполнять расчеты частотных
переходных процессов энергосистем при неизменном процентном соотношении объемов
409

Глава 14. Программные средства расчёта и анализа изменения частоты
составляющих системы АЧР, но при изменении потребления энергосистемы
(например, при потреблении зимних и летних нагрузок энергосистемы). В таких
случаях, также требуется кропотливая ручная работа по коррекции объемов
отключаемой нагрузки каждой очереди составляющих системы АЧР.
Для повышения удобства и эффективности коррекции исходных данных
программным алгоритмом ОРК ПАНЧЭР предусмотрен автоматический
программный пересчет объемов нагрузки (в МВТ или %) всех заданных очередей любого
вида существующей системы АЧР при изменении:
- суммарного потребления энергосистемы;
- суммарного объема АЧР1 и АЧРП (таблица 14.5.).
Таблица 14.5. Суммарные объемы АЧР-ЧАПВ в ОРК ПАНЧЭР.
t^jiHtwinw-s^TwiiiWP^^lB'l Доннив о ржкин* Мсловн* ревом* Siwkob
Таблица ег{1зк»Ь1(Г
JWP.A4I
ГиА:| Гц
0>1 ! Ш;«ЙЯ
24 Г ■ _
»"Т""'1
м г—р —
я.
MtHtWUMWiii
Шв! 'ЙЙ'*»
OJ0: 4QC; 4Л»
Таблица суммарных объемов,
для всех видов очередей
.—д—i—i _.__j—
«да-' ji"
100 Ijlfflt
100
1Л)
|4Э,ПИ1 14; 1ГО
"ijeao;
s—
tflWj
Программный пересчет объема очередей
по суммарному потреблению,
объему АЧР1 и АЧР2
IS T •4W«{j»ii
{«яюе1
1
2Ш{ %$0&\
1С
«; <mwj
149ЯЯ *
as гвзо'
1*9 ЯП IV
43Яе 14|
4-
jL
..*.
f
Формирование файла заданных очередей системы АЧР выполняется после
каждой новой записи рабочего файла входных данных.
Расчет динамического изменения частоты, на каждом его этапе, выполняется
с учетом действия соответствующих видов системы АЧР:
- АЧР1 (при ликвидации дефицита активной мощности) на участке снижения
графика динамического изменения частоты в переходном процессе;
- АЧРП (при восстановлении частоты) на участке возрастания графика
динамического изменения частоты в переходном процессе.
Для этого в файлы исходных данных можно вносить любые автономные
значения уставок и объемов АЧР1 и АЧРП для расчетов динамического изменения
частоты в ОЭС, энергосистеме или ее части и выделенном районе.
14.3.3. Результаты расчетов ОРК ПАНЧЭР.
При помощи комплекса ПАНЧЭР для одного из вариантов реализации
адаптированной системы АЧР, приведенных в работе [21 части кривой ], проведен
анализ численных экспериментов и приведены графики изменения частоты и
скорости ее изменения для ступеней дефицитов мощности: (АР% = 10, 20, 30 и 40 %
от потребления) за время 5 секунд от начала переходного процесса (рис. 14.6.).
410

Глава 14. Программные средства расчёта и анализа изменения частоты
Рис. 14.6. Изменение частоты при различных величинах небаланса активной
мощности и работе устройств системы АЧР.
На рисунке показана зависимость изменения частоты при разных небалансах
мощности, где наклон нисходящей части кривой снижения частоты характеризует
величину начальной ССЧ, а наклон восходящей части кривой показывает
зависимость процесса от величины избытка отключенной последней очереди АЧР.
В соответствии с заданными режимными параметрами сети и
результирующей начальной скоростью снижения частоты, полная ликвидация дефицитов
активной мощности энергосистемы происходит за время от 1,5 с (дефицит
мощности - 40 %) до 3,5 с (дефицит мощности - 10 %).
Программный ОРК ПАНЧЭР выполняет быстрый расчет и анализ
(табличный и графический) сразу до 10 расчетов дефицитов активной мощности, чем
существенно отличается от других подобных ОРК. На данном этапе, он не имеет
аналогов, широким спектром анализа частотных процессов и представления
результирующей информации для выбора уставок системы АЧР-ЧАПВ, как с
отклонением частоты, так и уставками скорости ее изменения в частотных
переходных процессах [18].
411

Глава 14. Программные средства расчёта и анализа изменения частоты
Таблица 14.6. Табличные результаты расчета режима в за 4,7 сек (Р = 55 %).
Т,с
0.00
0.10
0.20
0.30
0.40
0.50
0.50
0.60
0.70
0.80
0.83
0.86
0.90
0.94
0.97
1.00
1.00
1.04
1.07
1.10
1.10
1.14
1.19
1.24
1.33
1.44
1.55
1.66
1.77
1.88
2.00
2.12
2.24
2.36
2.49
2.62
2.75
2.88
3.02
3.16
3.31
3.46
3.62
3.78
3.94
4.11
4.29
4.29
4.42
4.56
4.70
F(T4)
49.993
49.631
49.280
48.938
48.605
48.294
48.286
48.073
47.864
47.661
47.613
47.560
47.490
47.427
47.388
47.355
47.355
47.327
47.307
47.293
47.292
47.284
47.284
47.296
47.342
47.393
47.444
47.494
47.545
47.596
47.646
47.697
47.747
47.797
47.848
47.899
47.949
47.999
48.049
48.100
48.150
48.200
48.250
48.301
48.351
48.402
48.450
48.452
48.502
48.552
48.602
df/dt
-3.67
-3.57
-3.47
-3.37
-3.28
-2.16
-2.11
-2.06
-2.01
-1.51
-1.09
-0.22
0.48
0.47
0.47
0.46
0.45
0.44
0.43
0.42
0.41
0.40
0.40
0.39
0.38
0.37
0.36
0.35
0.34
0.33
0.32
0.31
0.30
0.29
0.38
0.37
0.36
0.35
Рн
34790
34289
33805
33337
32885
32466
26157
25926
25702
25484
25433
24109
22776
22715
21672
20638
20638
19610
18591
17577
16575
16569
15568
14573
13597
13627
13656
13685
13714
13744
13773
13802
13831
13860
13889
13919
13948
13978
14007
14036
14065
14095
14124
14154
14183
14213
14242
13848
13877
13905
13934
Рн-Рг
19130
18629
18145
17677
17225
16806
10497
10266
10045
9835
9785
8464
7134
7077
6037
5004
5004
3979
2962
1952
949
947
-51
-1041
-2010
-1972
-1934
-1896
-1858
-1819
-1781
-1742
-1704
-1665
-1625
-1585
-1546
-1505
-1465
-1424
-1383
-1342
-1300
-1258
-1215
-1172
-1129
-1522
-1483
-1443
-1403
АЧР-
ЧАПВ
ДАР
АЧР1.01
АЧР1.02
АЧР1.03
АЧР1.04
АЧР1.05
АЧР1.06
АЧР1.07
АЧР1.08
АЧР1.09
АЧР1.10
АЧР1.11
АЧР2.01
Fycr
49.20
49.10
48.80
48.70
48.60
48.50
48.40
48.30
48.20
48.10
48.00
49.00
Туст
0.60
0.60
0.60
0.60
0.60
0.60
0.60
0.60
0.60
0.60
0.60
4
Руст
7000
1750
1750
1400
1400
1400
1400
1400
1400
1400
1400
1400
525
Рфакт
6300
1269
1267
1008
1006
1005
1003
1003
1002
1002
1002
1002
394
Рр
АЭС
0
0
0
0
0
0
0
0
3
11
12
15
19
22
24
27
27
29
32
34
35
38
42
45
53
61
70
79
88
97
106
116
125
135
145
156
166
177
188
200
211
223
236
248
262
276
289
290
300
311
323
Рген
15660
15660
15660
15660
15660
15660
15660
15660
15660
15649
15648
15645
15641
15638
15636
15633
15633
15631
15628
15626
15625
15622
15618
15615
15607
15599
15590
15581
15572
15563
15554
15544
15535
15525
15515
15504
15494
15483
15472
15460
15449
15437
15424
15412
15398
15384
15371
15370
15360
15349
15337
412

Глава 14. Программные средства расчёта и анализа изменения частоты
По сравнению с существующими программами расчетов динамического
изменения частоты при дефицитах активной мощности ОРК ПАНЧЭР, при тех же
затратах расчетного времени, повышает оперативность получения результатов
для анализа частотных процессов в десятки раз.
Например, при задании диапазона дефицита мощности от 2 % до 60 % от
потребления ЕС (ОЭС) с любым интервалом - получим результирующие таблицы
одновременно для 10-и режимов частотных переходных процессов с
последовательно нарастающим дефицитом мощности (таблица 14.6).
Кроме того, все рассчитанные частотные режимы представляются для
анализа в единых по форме, унифицированных таблицах с подробной информацией о
срабатывании устройств каждой очереди устройств АЧР, АЧРС и ДАРС,
частотного АПВ и предварительной защиты (ПЗ-1) энергоблоков АЭС. В ней вся
необходимая для анализа информация втиснута в размер страницы. Такая таблица
выдает информацию (частоту - с третьим знаком) через заданное время - 0,10 сек,
но, когда происходит событие (0,50, 0,83, 0,86 и т.д.), то вне очереди выдается
информация по времени этого события с названием его виновника (ДАРС, АЧРС,
АЧР1, АЧРП, ЧАПВ). Любой из множества рассчитанных частотных режимов в
комплексе ПАНЧЭР может выводиться на печать различных форм графиков (до
10 графиков на одном экране) по частоте и скорости ее изменения.
Модификация современного ОРК ПАНЧЭР-ЧДА, разработанного в
Институте проблем моделирования в энергетике им. Г.Е. Пухова НАН Украины,
позволяет применять более совершенные методики расчета уставок ЧДА даже при
значительных небалансах активной мощности выделяемых районов.
ОРК ПАНЧЭР-ЧДА позволяет моделировать снижения нагрузки
выделяемого района при ликвидации дефицита мощности системной АЧР1, создающие
избыток мощности (130-180 %) в выделяемом районе, с возможным отключением
генерации ТЭС по заданному КПР. В таких условиях, ОРК ПАНЧЭР позволяет
определять объемы нагрузки подстанций в схемах выделения ЧДА ТЭС, которые
необходимо вывести из-под действия устройств системной АЧР1, необоснованно
введенных при неконтролируемом повышении суммарных объемов системной
АЧР (создание стабилизирующей балластной нагрузки в схемах ЧДА).
Кроме того, алгоритм модифицированного ОРК с достаточной точностью
определяет необходимые уставки и объемы локальных устройств АЧР1-ЧДА,
АЧРП-ЧДА и ЧАПВ-ЧДА в несбалансированных выделяемых районах, в том
числе, уставки по скорости снижения и повышения частоты. С учетом размещения
устройств АЧР-ЧДА и ЧАПВ-ЧДА на подстанциях с нормальными условиями
эксплуатации и окружающей среды, работа их очередей программно учитывается
с коэффициентом срабатывания 0,9 - 0,95.
Таким образом, в настоящее время имеются как достаточные, для
практического применения, научные методики определения уставок и объемов локальных
АЧР-ЧДА и ЧАПВ-ЧДА в несбалансированных выделяемых районах, так и
программный инструментарий (ОРК ПАНЧЭР) анализа динамического изменения
частоты для определения параметров автоматик, обеспечивающих устойчивую
работу выделяемых энергоблоков.
413

Приложения
Приложение 1.
Частотный коэффициент нагрузки (£н).
Энергосистема, вид нагрузки
Шесть энергосистем
ОЭС Центра
ОЭС Юга (Украина)
ОЭС Урала
Ленэнерго
Грузэнерго
Азэнерго
Магаданэнерго
Карагандаэнерго
Омскэнерго
Алтайэнерго
Нагрузка городских потребителей
Горнодобывающая промышленность
Нефтяная промышленность
Химическая промышленность
Текстильная промышленность
Различные промышленные предприятия
Сельское хозяйство
Группа асинхронных двигателей
Группа асинхронных и синхронных двигателей
Предприятия металлургической промышленности:
- плавка чугуна и стали
- плавка ферросплавов
- обогащение руд цветных металлов
- извлечение цветных металлов из руд
- добыча и переработка боксита и креолита
- металлургия цветных металлов
Нагрузка промышленных предприятий:
- алюминиевый завод
- ферросплавный завод
- металлургический завод
- химический завод
- горнорудный район
- горнообогатительная фабрика
Год
испытаний
До 1940
До 1952
Лето 1957
Зима 1955
Зима 1958
Лето 1958
Зима 1957
Лето 1971
Зима 1971
Лето 1957
Зима 1956
Лето 1958
1975 - 1976
1975 - 1976
1974 - 1975
1974 - 1975
Осень 1963
Осень 1966
Лето 1963
1958
Лето 1966
Лето 1966
1956
1956
1965
1965
1965 - 1972
1982
Суточные
вариации
3
1,2-2
2,15-2,79
2,05 - 2,3
1,76 - 2,22
1,52 - 2,65
1,7-2,34
3,2-4
2,4-3
1,5-1,7
2,02 - 2,69
-
2,04 - 3,42
-
-
-
1,6-3
-
-
-
-
-
-
-
-
-
2,5 - 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
3,6
2,7
1,6
2,23
2,5
2,5
2,3 2,6
3
2,1
1,7 2,0 2,6
0,75 1,6
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
ЗД
2,6
2,45
1,92
3,85
3,05
1,9
3,4
414

I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I
-JfTlOlfflOlffiai^UltnUlibibibibibLOCOLOULOMMMMMI-'I—'I—'I—'I—' I
OCOeyiJ^MOCOCDJ^hJOCOCDJ^hJOCOCDJ^hJOCOCDJ^hJOCOCDJ^NJO
I I I
CO CTi ib M
I-1 M M M M M CO
MibOlCDOMibfflCDOM^fflCDO>
ooooooooooooooooooooooooooooooooooooooooooooooooooo
ooooooooooooooooooooooooooooooooooo ooooooooooooooo
dp
■£.
СП
1
N3
Ю
h-'
<l
1
CD
J^
CO
h-'
Cn
1
СП
CO
CO
CO
CO
1
СП
CO
о
CO
о
1
CD
<£>
h-'
о
CD
1
CD
h-'
h-'
СП
h-'
1
СП
J^
CO
CO
<£>
1
УЭ
<l
о
CO
1
CD
СП
J^
<l
CD
1
СП
<l
CD
УЭ
N3
1
СП
h-'
СП
CD
CO
1
CD
CD
h-'
о
1
CD
N3
о
h-'
CD
1
СП
J^
J^
N3
N3
|
J^
CO
J^
CO
СП
1
CO
<l
h-'
CD
1
СП
CO
<l
h-'
N3
1
СП
h-'
CO
N3
СП
1
J^
Cn
СП
CO
CO
1
h-'
о
о
СП
1
СП
СП
СП
СП
CD
1
со
со
со
1
J^
N3
со
СП
<|
1
со
со
J^
CD
N3
1
СП
N3
СП
со
CD
1
СП
СП
УЭ
1
J^
о
N3
<|
со
1
со
CD
о
<|
о
1
УЭ
CD
J^
СП
1
N3
ю
£±
СП
1
со
<|
со
со
со
1
со
со
со
ь-'
CD
1
CD
со
<|
СП
1
о
J^
h-'
1
со
СП
СП
N3
CD
1
со
ь-'
CD
УЭ
о
1
J^
N3
h-'
со
1
со
со
о
ь-'
N3
1
со
со
со
со
со
1
N3
<£>
CD
со
о
1
h-'
CD
CD
<l
1
CO
Cn
<l
h-'
1
CO
h-'
N3
Cn
о
1
N3
<l
<l
<l
CO
1
CO
УЭ
N3
h-'
CD
1
CO
CO
Cn
N3
о
1
N3
<£>
N3
CD
CO
1
N3
Cn
<£>
<l
J^
1
CO
CD
CO
Cn
<£>
1
CO
h-'
J^
N3
|
N3
<l
CO
CO
h-'
1
N3
J^
N3
CD
N3
1
CO
J^
Cn
УЭ
h-'
1
N3
УЭ
J^
h-'
N3
|
N3
Cn
СП
CO
h-'
1
N3
N3
CD
CO
J^
1
CO
N3
J^
О
<l
1
N3
<l
J^
CO
1
N3
CO
CO
CD
J^
1
N3
h-'
О
CO
J^
1
CO
о
CO
о
CO
1
N3
Cn
CD
J^
|
N3
N3
N3
N3
N3
1
h-'
УЭ
CD
О
CO
1
N3
CO
N3
<l
J^
1
N3
CO
CO
CD
|
N3
О
CD
СП
N3
1
h-'
CO
h-'
Ю
УЭ
1
N3
CD
CO
h-'
CD
1
N3
N3
h-'
CD
|
h-'
УЭ
h-'
J^
Ю
1
h-'
CD
CO
СП
J^
1
N3
J^
J^
N3
Cn
1
N3
О
СП
со
h-'
1
h-'
<l
<l
о
CO
1
h-'
Cn
СП
CD
CO
1
N3
N3
Cn
<£>
УЭ
1
h-'
CO
Ю
Cn
1
h-'
CD
CO
N3
<l
1
h-'
J^
CO
CO
<l
1
N3
О
CO
CO
CO
1
h-'
<l
J^
J^
N3
|
h-'
Cn
О
о
о
1
h-'
со
h-'
СП
со
1
h-'
УЭ
h-'
N3
CD
1
h-'
СП
<£>
CO
N3
|
h-'
CO
<l
N3
Cn
1
h-'
N3
О
N3
<l
1
h-'
<l
J^
<l
CO
1
h-'
J^
Cn
<l
1
h-'
N3
Cn
О
о
1
h-'
о
УЭ
J^
со
1
h-'
СП
со
<|
со
1
I—1
со
N3
I—1
CD
|
h-'
h-'
СО
N3
h-'
1
О
<£>
УЭ
О
I—1
1
I—1
J^
со
N3
СО
1
I—1
I—1
<£>
О
СП
1
I—1
о
I—1
со
СП
1
о
со
ю
о
о
1
I—1
N3
со
N3
I—1
1
I—1
О
CD
СО
СО
|
О
<£>
О
<£>
I—1
1
О
<1
УЭ
со
<|
1
I—1
I—1
со
CD
J^
1
О
<£>
J^
h-'
|
О
CO
о
со
CD
1
О
<|
о
о
УЭ
1
о
УЭ
<£>
СП
О
1
о
со
N3
СО
о
1
о
<|
о
I—1
со
1
о
CD
h-'
h-'
CD
1
О
со
СП
<|
со
1
о
<|
о
со
СП
1
о
CD
о
со
J^
1
о
СП
N3
СП
СП
1
О
<|
N3
J^
CD
1
О
СП
<£>
<1
CD
|
О
СП
о
со
СП
1
о
J^
J^
N3
СП
1
О
СП
<£>
СП
N3
1
О
J^
<£>
О
N3
|
О
J^
h-'
CD
<l
1
О
СО
CD
N3
СО
1
о
J^
CD
<£>
СП
1
О
со
со
CD
|
О
со
N3
<1
ю
1
о
N3
СО
J^
ю
1
о
со
J^
<|
N3
1
О
N3
СО
СП
N3
|
О
N3
J^
h-'
ю
1
о
N3
I—1
О
I—1
1
о
N3
N3
СО
со
1
о
I—1
со
<|
со
1
о
I—1
СП
со
<|
1
о
I—1
со
<|
<|
1
о
о
I—1 О I—1
I—1
N3
CD
1
О
о
УЭ
CD
О
о о о
<£>
N3
СО
1
о
СО
ю
CD
О
о о о
<|
со
I—1
1
о
<1
СП
СО
о
о о о
CD
<|
со
CD
СП
CD
О
N3
I—1
CD
СП
О
I—1
<1
CD
<1
О
I—1
J^
ю
со
о
I—1
N3
ю
N3
О
со
N3
О
СП
о
N3
CD
h-'
СО
О
N3
N3
О
CD
О
I—1
ю
о
со
о
J^
N3
h-'
ю
о
со
J^
со
CD
О
N3
СО
ю
УЭ
о
N3
СП
О
CD
О
СП
N3
О
СО
о
J^
N3
СО
<|
о
со
СП
<|
I—1
о
со
о
со
CD
о
CD
h-'
<l
СО
О
СП
о
I—1
<|
о
J^
N3
N3
СП
О
со
CD
СП
О
О
<1
I—1
I—1
J^
О
СП
<|
<|
CD
О
J^
СО
CD
h-'
О
J^
h-'
ю
<|
о
со
о
со
N3
О
CD
СП
I—1
СП
О
СП
J^
<|
ю
о
J^
<|
N3
СО
о
со
ю
N3
ю
о
<|
N3
СО
СП
о
CD
О
СО
I—1
О
СП
N3
J^
СП
О
<£>
СО
о
J^
о
<|
ю
со
<|
о
CD
CD
CD
<l
О
СП
<1
J^
<1
I—1
О
CD
СП
УЭ
о
со
CD
N3
h-'
О
<1
N3
СО
<|
о
CD
N3
СО
CD
h-'
h-'
J^
ю
J^
о
УЭ
N3
СО
со
о
<|
<|
ю
N3
О
CD
<1
I—1
I—1
I—1
N3
СО
I—1
I—1
о
УЭ
<£>
СО
УЭ
о
со
со
со
со
о
<|
I—1
<|
J^
h-'
со
h-'
о
УЭ
I—1
о
СП
<|
J^
о
со
со
CD
h-'
о
<|
CD
N3
СП
I—1
СО
со
со
II
<У>
ю
I—1
I—1
I—1
ю
л3
II
J^ ~
о
УЭ
со
<|
СП
|-3
II
I-1
о
о
со
о
CD
СП
г-3
II
I-1
ю
н
is
блица ск
о
a
о
о
ти изм
а
а
S
а
1 час
тоть
•
Прилож
а
§
I I I I I I I I I I I I I I
I I I I I I I I
I I I I I I I I I I I I I
ооооооооооооо
ooooooooooooooo
C0CnM^<IJ^MOC0(TiCnWMOC0<l(TiCnWMMO^C0<l<l(TiCnJ^WWMMMOOOMMMMWWJ^J^CnCnCn
CDJ^CnC0MC0CDCnCD<IOC0<IMC0CnMOC0<l<l<l<l<I^DOMJ^CD^DMCnC0MCn Cnh-'CDM^IMCDI—'CDOJ^COMCDO
h-'CnMOCDCOCnCDOJ^OJ^CO^DCOJ^CDCnCOCOl—'OCO^DOJ^h-'MCnl—'Oh-' СП h-' Щ ^Ы03ОИРЮ01Р(Я^ШЩШ^
HOi(jiHOibcoa)MiDO(jioaioiib^oiDoiDWHa)MMaioM5ionDm^co ^d^dmco<immcoi—> i—'coj^cohocn
о
я
к
о
ю

Приложения
Приложение 3.
"Социалистическая индустрия" (газета Политбюро ЦК КПСС)
23 марта 1985 года
"О частоте - начистоту"
Каждый из нас, покупая костюм или пылесос, часы или мебельный гарнитур,
хочет видеть на заводской этикетке заветный пятигранник, символизирующий
надежность, долговечность и прочие достоинства выбранного товара. А как
оценить качество электроэнергии? Ведь это особый "товар", эфемерный, к нему не
пристроишь Знак качества. И, тем не менее, потребители могут охарактеризовать
его, что называется по всем параметрам.
Главный из них - частота. Отклонение ее, от стандартного значения, влечет
за собой целый ряд последствий. Упала частота - подъемный кран неохотно
поднимает груз, на токарном станке медленнее вращается деталь, "ленивее"
становятся автоматы и манипуляторы, "со скрипом" идет конвейер. В общем,
расстраивается технологический процесс. Снижается, стало быть, производительность
труда. Кроме того, специалисты утверждают, что при этом и качество
выпускаемой продукции страдает.
Мы позвонили в Центральное диспетчерское управление и попросили
сообщить, какая в данный момент частота в Единой энергосистеме.
- Сорок девять герц, - последовал ответ.
То есть, практически на целый герц ниже, чем допускает ГОСТ.
Энергетики нередко подводят своих потребителей. В течение 60 - 70 %
календарного времени года частота тока в энергосистеме не соответствует
заданному стандартом уровню. Это, естественно, бесследно не проходит, больно бьет по
экономике. На одном из недавних заседаний комиссии по энергетике и науке и
технике палат Верховного Совета СССР отмечалось, что низкое качество
электроэнергии ежегодно наносит народному хозяйству ущерб в 2 млрд. рублей.
- Да, ситуация серьезная, - признает начальник Главного технического
управления Минэнерго СССР В. Горин. - Что мы предпринимаем? К сожалению,
отключаем часть потребителей, чтобы выровнять график нагрузки. Иначе трудно
работать: качество топлива, которое нам подают, ухудшается. А сколько хлопот с
потребителями, то и дело перебирающими лимиты.
Начальник управления явно взывал "войти в положение". Конечно,
трудностей и объективных причин у энергетиков хватает, их со счета не сбросишь.
Только, согласитесь, и "отрубание" потребителей - не решение проблемы, а
лишь ее сглаживание, весьма накладное для государства.
- Мы видим такой выход, - продолжает В. Горин. - Необходимо увеличить
капвложения в отрасль. Это позволит больше вводить новых мощностей и тем
самым упорядочить энергоснабжение.
Утверждение тов. Горина, мягко говоря, спорное. Денег на развитие отрасли
выделяется и так немало, во всяком случае, больше, чем она "переваривает". С
начала одиннадцатой пятилетки Минэнерго СССР не освоило 900 с лишним
миллионов рублей капвложений.
416

Приложения
Разумеется, строить новые электростанции и блоки нужно. Но этот путь
развития еще не гарантия высокого качества энергии. Есть иные, вполне реальные
возможности. Директивные органы не раз обязывали министерство
ликвидировать хронический разрыв между установленными и фактически используемыми
мощностями, ибо этот резерв является одной из существенных причин снижения
частоты. По объему он так велик, что равен новым мощностям, вводимым
министерством в среднем за год. Мощность Экибастузской ГРЭС, к примеру, 4 млн.
киловатт, осваивается она длительное время, а разрыв в 1 млн. киловатт, по сей
день, не ликвидирован. Немалыми цифрами он выражается так же на
Новочеркасской и Ермаковской ГРЭС. В течение 11 лет не могут довести до проектной
мощности Кармановскую ГРЭС в Башкирии.
Подчас не в полную силу работают объекты из-за не столь уж значительных
строительных недоделок. На Ульяновской ТЭЦ- L два года тому назад не введена
градирня - долой 80 тыс. квт., на Казанской ТЭЦ-3 не предусмотрен котлоагрегат
-75 тыс. квт как не бывало, нет дымовой трубы на Харьковской ТЭЦ-5 - еще 75
тыс. квт потеряно. И таких теплоэлектроцентралей сотни.
Вместе из этих ручейков набегают миллионы киловатт.
Еще хуже, когда энергию взять невозможно из-за недостаточного развития
электрических сетей. В нынешней пятилетке план их ввода в отрасли не выполнен
ни разу. "Сетевой долг" составляет тысячи километров, по этой причине
"заперты" сотни тысяч киловатт.
Как известно, потребление электроэнергии на протяжении суток
неравномерно. Частота обычно снижается в часы "пик" - утренние и вечерние, - когда
наряду с промышленными предприятиями, особенно интенсивно работает
транспорт, когда в наших квартирах включаются миллионы лампочек, телевизоров,
радиоприемников, бытовых приборов. К ночи потребительский бум падает.
Подсчитано, что в ночное время электроэнергии в среднем по стране нужно
почти вдвое меньше, чем в часы утреннего и вечернего максимума. Многое,
конечно, мог бы изменить идеально отрегулированный график потребления.
Попытки составить такой график делаются, однако работа эта столь сложна и
многопланова, что в недалеком будущем вряд ли можно ждать от нее реальной
отдачи.
Могли бы сослужить добрую службу так называемые маневренные
мощности небольшие мобильные станции, установки, турбины, предназначенные для
выработки дополнительной энергии в пиковые часы. Они быстро раскручиваются
и помогают удерживать качество энергии в заданных параметрах, в том числе и
частоту. Именно их остро не хватает. Доля маневренного оборудования в общем
объеме крайне мала. Она составляет всего лишь около 1% от установленной
мощности электростанций вместо 7 - 8 % расчетных.
Поскольку утром и вечером большинство обычных станций работают в очень
напряженном режиме, со значительной перегрузкой, а маневренного
оборудования, чтобы им подсобить, недостаточно, то диспетчеру ничего не остается, как
протянуть руку к "рубильнику"...
Обиднее всего, что технических препятствий для создания таких
"подсобных" установок и агрегатов нет. Была бы инициатива! Особенно помогли бы
417

Приложения
весьма эффективные газотурбинные и парогазовые установки. Места для их
установки требуется намного меньше, чем для ТЭС, воды для охлаждения они
потребляют тоже меньше. Их можно пристраивать к газопроводу или ставить рядом
с действующими ТЭС, что удешевляет сооружение объекта.
К сожалению, энергетики уходят от решения и этой задачи. Почему?
- В принципе мы строим ГАЭС и маневренным оборудованием занимаемся,
уверяет Г. Денисов, начальник Главного производственно-технического
управления по строительству Минэнерго СССР.
Именно, "в принципе", потому что как только зашел разговор о конкретных
адресах, мой собеседник надолго задумался. А факты таковы. В прошлом году
должна была войти в строй Загорская ГАЭС. Не вошла. Когда будет введена
Кайшядорская ГАЭС в Литве - тоже пока неизвестно. Вот и весь задел. Не лучше
и с внедрением новых маневренных установок.
Проблемы, о которых идет речь, застарелые. Сдвинуть их с "мертвой точки"
непросто - мешает техническая политика министерства, нацеленная главным
образом, на количественный рост, а не на качественные сдвиги. Чтобы заставить
энергетиков выполнять свои обязанности, как положено, многие считают
целесообразным включать отклонения частоты в число плановых показателей,
касающихся выработки электроэнергии.
В Госплане СССР, однако, не разделяют этой точки зрения.
- Дополнительные показатели ни к чему, - такого мнение заместитель
начальника отдела энергетики и электрификации В. Савченко. - Введи мы его, и
Минэнерго будет еще больше "рубить" потребителя, стараясь выдержать
плановую частоту.
Короче, В. Савченко дал понять, что к Госплану не может быть никаких
претензий. Капвложения выделяются исправно - что еще надо? Пусть, мол,
осваивают, работают, как следует, соблюдают ГОСТ, и все само по себе образуется.
Не ответили на больные вопросы и в Госстандарте.
- Качество энергии ухудшается, - констатирует А. Годунов, главный
энергетик комитета. - Меры принимаем. В средине 70-х годов проверяли ряд
энергосистем, зафиксировали отклонения по частоте.
- Применяются ли к энергетикам какие-либо санкции?
- Видите ли, это так непросто. Частота колеблется во всей ЕЭС, кого
наказывать. Руководителей министерства? Но их тоже надо понять... У них нехватка
маневренных мощностей, сложно с топливом...
Отнюдь не по доброте душевной проявляет такое "понимание"
ответственный работник Госстандарта. Уже давно ГОСТ фактически превратился в
формальную установку, которую никто не требует исполнять по-настоящему. И это
при весьма разветвленной сети подведомственных комитету организаций -
многочисленных управлений и лабораторий Госнадзора на местах, обязанных стоять
на страже качества.
Итак, ни работники Госплана, ни работники Госстандарта не пытаются
понудить Минэнерго отступить от "тактики отключений" и взяться за главное звено
цепи. Сделать это попытался Госкомцен СССР, предложив довольно жесткие
скидки с тарифов за снижение качества отпускаемой электроэнергии. Новый
418

Приложения
прейскурант введен с января L964 года. Действует ли он? Не действует, ответили
в комитете.
Руководство Минэнерго СССР, встретило нововведение в штыки. A.M. Ma-
кухин, первый зам. министра, в официальном письме высказался категорически
против такого рода санкций. Применение скидок с тарифов, считает он, резко
уменьшит уровень рентабельности отрасли, приведет к снижению фондов
материального поощрения. Министерство может потерять около 500 млн. рублей
прибыли в год. За что, дескать, такое наказание, если у нас нет иного пути борьбы за
качество, кроме ограничения потребителей. Знакомый мотив - не правда ли?
В. Перчук (соб. кор.)
Приложение 4.
То be or not to be адаптированной АЧР (нижняя 48,2 Гц) в ОЭС Украины?
Основоположники АЧР, ученые Сыромятников И.В., Москалев А.Г. и др.,
ввели её в 1940 г. Ведь при строгих стандартах качества электроэнергии, в СССР
никогда (до 28.03.1985) не поддерживался номинальный уровень частоты 50 Гц.
Индустриализация страны (война, восстановление) всегда опережала сооружение
электростанций и линий электропередачи, а при дефиците мощности и снижении
частоты, требовалось отключение избытка нагрузки.
Первые варианты структуры АЧР, не могли быть образцовыми и, в процессе
эксплуатации, требовали усовершенствования. В конце 60-х годов прошлого века
основоположники АЧР предлагали: обоснованное развитие существовавшей
структуры простой АЧР - малое количество очередей частоты (через 0,3 - 0,5 Гц)
с неравномерным снижением большой мощности (позже принятую за рубежом).
Их молодые оппоненты: к.т.н. Портной М.Г., инженер Рабинович Р.С.
(ВНИИЭ) и инженер Бутин Г.Д. (ЭСП), предложили новую систему АЧР -
большое количество очередей (через 0,1 Гц) равномерной малой мощности. Она была
принята в 1971 гидо сих пор действует в ЕЭС России и СНГ. Основной новинкой
системы АЧР были очереди совмещенной АЧРПс, которые в аварийной ситуации
могли отключать очереди АЧР1, снижая их аварийные объемы.
Специалисты ОДУ Юга (Украина) сразу поняли технический вред
отключения АЧР1 очередями АЧРПс (ликвидацию каскадного действия АЧР1) и выделили
несовмещенную АЧРПн для самостоятельного восстановления частоты с малыми
задержками времени (5 - 20 с). А совмещенную АЧРПс, перевели на высшие
задержки времени (23 - 70 с), чем вывели её из частотного процесса (лишили
условий для срабатывания).
Первое официальное признание технической неграмотности ввода
совмещенной АЧРП, состоялось в статье Кучерова А.Н., Окина А.А. и др.
(Электрические станции, № 12, 2001 г), но трагическая кончина великого Специалиста и
Человека, главного инженера ЦДУ - Анатолия Андреевича Окина, прервала эту
работу. Поживи он еще 3-4 месяца и по вопросам АЧР мы уже в 2002 г были бы в
цивилизации Европы, а без него, новая публикация (Электрические станции, № 4,
2006 г) о необходимости реформирования системы АЧР, прошла вхолостую.
Ведь, целые поколения специалистов АЧР в ЕЭС России, бережно хранят
устаревшие, неграмотные каноны АЧР-71.
419

Приложения
А в ОЭС Украины, такие же «специалисты», по традиции, без указаний
«старшего брата» не могут решиться на ввод адаптированной АЧР, с демонтажем
давно не действующих устройств АЧРПс, которые уже 40 лет стоят «мертвыми
железками», требуя технологического обслуживания, ремонта, замены и др.
При этом, в отличие от ЕЭС России, в Украине имеются все необходимые,
адаптированные к требованиям безопасности реакторов АЭС, методики расчета
уставок и объемов ДАРС, АЧРС, БССЧ, ЧАПВС и ЧДАС (оперативно-расчетный
комплекс программного анализа частотных электрических режимов - ОРК
ПАНЧЭР и ПАНЧЭР-ЧДА, Институт проблем моделирования в энергетике им.
Г.Е. Пухова НАН Украины) и современные микропроцессорные реле частоты
(МПРЧ) с 3-я независимыми каналами уставок частоты, в т.ч. по скорости
изменения частоты - УРЧ-ЗМС (Электротехнический завод «PEJICiC» г. Киев).
Главное отличие АЧР - это частота нижней очереди АЧР. Исходя из
официального диапазона UCTE (49 - 48 Гц), она принята в: Португалии - 47,9 Гц,
Испании - 48 Гц, Бельгии - 49,7 Гц (49,5 Гц), Голландии и Германии - 48,4 Гц. В
южной части Франции, с АЭС - 48,25 Гц, а в северной парижской части, без АЭС -
47,5 Гц. Можно еще добавить, что в Польше (без АЭС) - 47,7 Гц, а в Италии
(тоже без АЭС) - 49,5 Гц (по принципу аварийной солидарности). Еще в трех
странах - 48 и 48,1 Гц, а в остальных 48,2 и 48,3 Гц.
Они не боятся повышения частоты нижней очереди, поскольку это благо для
реакторов АЭС. Они не боятся неселективности АЧР, поскольку, имеют мощную
систему оперативного отключения (или включения, у них очень мало ЧАПВ)
сводной нагрузки низкой категории (диспетчер лучше видит) и даже выборочного
отключения генерации. Система четко работает в такой оперативной настройке.
Градация нижней частоты АЧР в энергосистемах стран мира
(применительно к номинальной частоте 50 Гц)
АЧР, адаптированная
к безопасной работе
реакторов АЭС
Гц
50,0
48,4
48,0
48,2
Страны
Европа
Америка
Африка
Азия (без СССР)
(6,4 %)
(8%)
Украина
перспективная
(7,2 %)
АЧР, не обеспечивающая требований
безопасной работы реакторов АЭС
Гц
5С
48
,0
,0
47,9
47,2
Страна
Украина
действующая
(11,2 %)
Гц
5С
48
,0
,0
47,9
47,2
47,1
46,5
Страны
Россия и СНГ
(14 %)
420

Приложения
Анализ 1. Снижение объема нижней очереди АЧР при действии частотного
коэффициента нагрузки (ЧКН) кп=2 (1 % ДРН = 0,25 Гц ) для:
Украина персп. UCTE официал. Украина действ. Россия и СНГ
48,2 Гц-7,2%, 48 Гц-8%, 47,2 Гц-11,2 %, 46,5 Гц-14%.
Такие данные для очередей от 46,6 Гц до 48,1 Гц, дают суммарные потери
нагрузки при глубоких снижениях частоты. Если добавить снижение генерации, при
действии частотного коэффициента турбины (ЧКТ) - кт, получим суммарный
прирост дефицита мощности при глубоком снижении частоты.
Анализ 2. Предельная глубина снижения частоты нижней очереди АЧР от
номинала (50 Гц -/Гц нижней АЧР1) составляет, соответственно:
48,2 Гц-1,8 Гц; 48,0 Гц-2 Гц; 47,2 Гц - 2,8 Гц; 46,5 Гц - 3,5 Гц.
Для лучшего визуального воображения, заменим Гц - на метры глубины ям:
48,2 Гц-1,8 м; 48,0 Гц-2 м; 47,2 Гц-2,8 м; 46,5 Гц-3,5 м,
в каждую из которых, поместим человека, ростом 1,7 м. Кому легче выбраться из
ямы, если до поверхности земли им останется, соответственно:
0,1м; 0,3 м; 1,1 м; 1,8 м.
Анализ 3. В адаптированной АЧР ОЭС Украины с нижней частотой 48,2 Гц - 11
крупных очередей (от 49,2 Гц), в группах объемом 7, 6, 5, 4 и 3 %.
В отличие от АЧР UCTE, в ней сохраняется АЧРП (несовмещенная) для
самонастройки действия в частотном процессе. Но, как и в UCTE - нет технически
необоснованной и неграмотно введенной совмещенной АЧРПс.
Суммарный объем АЧР составляет не 61 %, а 45 - 48 %, т.е. объем меньше, а
эффект - выше, поскольку, не допускаются глубокие снижения частоты.
Адаптированная АЧР выполняет главную задачу аварийного частотного
переходного процесса - не допускает действия режима АВСН реакторов ВВЭР-
1000, поскольку, в аварийных ситуациях:
- завершает выход частоты из опасной зоны (48 Гц/30 с) за 12 -18 с;
- не допускает вхождение частоты в более опасную зону (47 Гц/10 с).
Недаром, при выделении «Бурштынского острова» ОЭС Украины на сети
UCTE, его АЧР была переведена на более высокие уставки АЧР UCTE.
Анализ 4. Генератор, выделяемый ЧДА, с низкой частоты 46,5 Гц или 47 Гц
должен рывком перейти на примерно сбалансированный район (близкий к
номинальной частоте), т.е. на 3,5 Гц или 3 Гц (этот рывок = 210 или 180 об/мин).
А при выделении генератора устройством ЧДА с частоты 48,2 Гц - на 1,8 Гц (этот
рывок = 108 об/мин), что гораздо легче и надежнее, для втягивания генератора в
устойчивую синхронную работу выделенного района.
Приложение 5.
Проблемы терминологии и аббревиатур в автоматике.
В советские времена, в технической литературе, статьях и докладах,
принятые в энергетике аббревиатуры, как правило, соблюдались неукоснительно, хотя,
и случались мелкие исключения в местных филиалах энергетики СССР.
Например, управление ОЭС Украины - ОДУ Юга, раньше располагалось на
восточной окраине Украины (г. Горловка, Донецкой области). При высокой ква-
421

Приложения
лификации начальника и главного диспетчера ОДУ Юга, было сложно набрать
средний технический персонал энергетиков такой же высокой квалификации в
небольшом провинциальном городке, зато у них было много руководящих
амбиций и желания как-то выделиться. Именно в те годы, такие средние специалисты
ОДУ Юга, в своих руководящих инструктивных документах и письмах,
переиначили общепринятые в СССР аббревиатуры:
- ЧДА (частотная делительная автоматика) электростанций - в АЧД
(автоматика частотного деления) электростанций;
- ЧАВР (частотный автоматический ввод резервов) ГЭС - в АЧВР
(автоматика частотного ввода резервов) ГЭС,
со временем, вынос слова «автоматика» вперед распространился во всей ОЭС.
По давно известным и общепринятым правилам образования технических
аббревиатур (1968 г):
- за основу принимаются основополагающие аббревиатуры;
- отличительные особенности придают дополнительные буквы впереди.
Так, основополагающая аббревиатура:
- АПВ (автоматическое повторное включение), которое от впереди стоящих
букв может быть: О - однофазное, Т - трехфазное, Н - несинхронное, Б -
быстродействующее, Ч - частотное;
- ДА (делительная автоматика), которая от впереди стоящей буквы может
быть: Т - токовая, Б - балансирующая, Ч - частотная;
- АВР (автоматический ввод резервов), который от впереди стоящей буквы
может быть: А - аварийный (перевод обесточенной нагрузки на рабочую
секцию), Ч - частотный (ЧАВР ГЭС), И - первичный (ПАВР ТЭС).
Дополнительные характеристики основополагающих аббревиатур
показывают буквы после их названия:
- АПВ (автоматическое повторное включение), с последними буквами УС - с
улавливанием синхронизма (АПВУС);
- АЧР (по снижению частоты), с последними знаками I, Пн и Пс - отдельные
виды АЧР, С - по скорости снижения частоты (АЧРС);
- ДАР (дополнительная автоматическая разгрузка), с последней буквой С -
по скорости снижения частоты (ДАРС);
- ЧАПВ (по повышению частоты), с последней буквой С - по скорости
повышения частоты (ЧАПВС);
- ЧДА (по снижению частоты), с последней буквой С - по скорости
снижения частоты (ЧДАС).
Из общей схемы, выделяются аббревиатуры без основополагающих
составляющих, образованные из первых букв названия, например:
автоматическое регулирование частоты и мощности (АРЧМ),
автоматический регулятор частоты вращения (АРЧВ), механизм изменения скорости
вращения (МИСВ), регулятор «до себя» (РДС), блокировка по скорости снижения
частоты (БССЧ), собственные нужды (СН), режим автоматического выделения
собственных нужд - режим АВСН.
Неуклюжие попытки некоторых «специалистов» приравнять режим АВСН
АЭС и ЧДА ТЭС, не имеют технического смысла. Ведь АВСН - это никакая не
422

Приложения
автоматика, а режим автоматического выделения собственных нужд реакторов
АЭС (ВВЭР-1000). В ходе частотной аварии он вводится вручную или
автоматически (в ОЭС Украины - специальной автоматикой). При заданном глубоком
снижении частоты, алгоритм программы режима АВСН, с заданной задержкой
времени - отключает шинный выключатель (ВН) реактора. Этим он отделяет
реактор от энергосистемы и за (1,5 - 2) с, программно разгружает реактор до
фиксированной мощности его собственных нужд (СН - около 56 МВт), до перехода на
питание от ДЭС.
Для агрегатов ТЭС такой режим отделения и программной разгрузки блока
до фиксированной мощности - не предусмотрен, значит, такие попытки
«прилепить» к турбогенераторам ТЭС программный режим ВВЭР АЭС, являются
элементарной технической неграмотностью.
Именно поэтому:
- все СДМ и СРМ всегда говорили только о ЧДА ТЭС на примерно
сбалансированную нагрузку выделенного района и СН блока или всей станции;
- ТРБЭ ВВЭР-1000 говорит только о программном режиме АВСН и только
для таких реакторов.
Случается «отсебятина» технических аббревиатур даже до странной
расшифровки АВСН (автоматическое выделение на сбалансированную нагрузку).
Но, разве, в аварийном частотном процессе можно поймать такое равновесие
параметров режима, при постоянном изменении нагрузки и генерации?
Ведь недаром, в требованиях СДМ и СРМ всегда писали осторожно и
грамотно: ЧДА на примерно сбалансированную нагрузку! И нигде толком не сказано,
каким образом добиться этого примерно\ О часто возможном выделении на
несбалансированную нагрузку, СДМ и СРМ молчали. Только в наше время,
специалистами ИПМЭ им. Г.Е. Пухова НАН Украины, определены необходимые
условия и методика аварийной балансировки несбалансированного режима ЧДА.
Предлагается заменить общепринятую аббревиатуру:
- ПР (первичное регулирование) ТЭС и АЭС - на ПАВР (первичный
автоматический ввод резервов) ТЭС и АЭС (по аналогии с ЧАВР ГЭС).
Новая аббревиатура четко указывает назначение ПАВР и подчеркивает его
действие только при наличии резервов мощности на выделенных станциях.
Этим опровергается существующее заблуждение, что при дефиците
активной мощности (резервов нету. «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 ТЭС и АЭС в результате действия
ЧАВР. ... такое выполнение АЧР позволит сократить объем отключаемых
потребителей». (Рабинович Р.С. Автоматическая частотная разгрузка энергосистем,
Москва, Энергоатомиздат, 1989, с. 86).
Вторичное и третичное регулирование электростанций сохраняют свои
названия, поскольку, по принципу действия они не являются устройствами АВР
(вводятся оперативно, в зависимости от режима работы энергосистем).
Главное отличие турбоагрегатов, задействованных в ПАВР ТЭС и АЭС - это
наличие резервов мощности в нормальном режиме с номинальной частотой 50 Гц.
423

Приложения
Их регулирование автоматически вводится при отклонении частоты от номинала
на (0,2 - 0,4) Гц, т. е. при дефиците мощности около 2 - 3 %.
При таких же отклонениях от номинальной частоты 50 Гц, регулируют
частоту вращения агрегатов и устройства ЧАВР выделенных ГЭС (в ОЭС Украины
- Кременчугская ГЭС или Днепровская ГЭС, в ЕЭС России - Куйбышевская ГЭС
и Братская ГЭС).
Регулирование частоты и мощности остальных ГЭС энергосистем,
задействовано в предаварийной зоне, с заданной частотой ЧАВР ГЭС (49,5 - 49,3) Гц.
При дефиците мощности более 4 % (начало зоны действия АЧР)
энергосистема становится дефицитной (дефицит мощности превышает заданный объем
ПАВР ТЭС и АЭС - резервов мощности нет!). В таких условиях, после пуска
ПАВР ТЭС и полного открытия регулирующих клапанов, турбины продолжают
тормозиться, под действием превышающей нагрузки на валу генераторов и в
частотном процессе ликвидации дефицита мощности участвует только АЧР.
Интеллектуальной поддержкой в переименовании ПР электростанций в
ПАВР ТЭС и АЭС явилась, выше приведенная цитата о действии ЧАВР ТЭС и
АЭС [74] с. 86. С учетом, не совсем взвешенного понимания автором, времени и
темпа действия устройств первичного регулирования, это признание ЧАВР ТЭС и
АЭС (более 30 лет назад) было, только интуитивно логичным.
Автор [74] давно признал именно такое предназначение устройств ПР - это
частотный автоматический ввод резервов (ЧАВР) ТЭС и АЭС. В наше время,
требуется его техническое и технологическое внедрение, с сохранением первой
буквы привычного названия - первичный автоматический ввод резервов (ПАВР) ТЭС
и АЭС. И тогда сама аббревиатура будет говорить о том, что при дефиците
мощности в энергосистеме (резервов нет), эффективное действие ПАВР в принципе
невозможно, поскольку, нет, чего вводить.
Поэтому, система АЧР должна настраиваться только на самостоятельную
эффективную ликвидацию дефицита мощности и восстановления частоты.
А возможную (после восстановления положительного баланса генерации
энергосистемы) мобилизацию резервов мощности устройствами ПАВР ТЭС и
АЭС, а далее, и устройствами ЧАВР ГЭС, следует учитывать, как
дополнительный (возможно, уже запоздалый и не всегда нужный) резерв, при восстановлении
частоты достаточным объемом устройств системной АЧРП (СДМ и СРМ-92, п. 8).
Приложение 6.
Исследование частоты и скорости ее снижения в НИИПТ.
Известно, что в 2006 г, в Научно-исследовательском институте постоянного
тока (НИИПТ, Петербург), проведены экспериментальные исследования
аварийного снижения частоты и скорости снижения частоты (ССЧ).
На 1-м этапе проводились аналитические расчеты частотных переходных
процессов (ЧПП) по ОРК «МАДИЧ», со специалистами Института проблем
моделирования в энергетике (ИПМЭ) им. Г.Е. Пухова НАН Украины и представителем
ЦДУ ЕЭС России Мартыненко М.М., имевшими опыт практической работы с
АЧР. На экскурсии по этажам ЦАФК НИИПТ, хозяевам было сказано, что ЦАФК
424

Приложения
с концентрированными нагрузками сопротивлений, индуктивностей и емкостей -
это устаревший стол переменного тока, пригодный только для испытаний,
основанных на статичном законе Ома. А для расчетов волновых ЧПП с действием
АЧР, требуется система приблизительно равномерных, рассредоточенных
устройств автоматического отключения нагрузки в разных узлах схемы ЭС, для
чего их 3-х этажей явно недостаточно. Поэтому, запланированная ими, схема
неравномерной концентрации ступеней и объемов АЧР1 (на одиночных реле
частоты) по узлам сети - приведет к недостоверным результатам.
Видимо, по этой причине к выводам по этапу L не были допущены ни
сотрудники ИПМЭ, ни представитель СО-ЦДУ Мартыненко М.М. Правда, выводы
НИИПТ по этапу 1 оказались достаточно грамотными, ведь комплекс МАДИЧ
показывал адекватные результаты расчетов ЧПП.
По этой же причине (выводы по собственному усмотрению и больше денег
себе), к этапу 2, не были допущены ни работники ИМПЭ, ни представитель СО.
Для НИИПТ распределенное выполнение системы АЧР1 в узлах схемы для
исследований, оказалось слишком сложным в практическом исполнении:
1. В исходной схеме электрической сети, не соответствуют ни необходимые
параметры линий, ни заданные перетоки мощности по условиям статической
устойчивости. Так, на стр. 6 указано, что «нагрузки энергосистемы питаются от
шин генераторов станций». Но, в зависимости от мощности, Ur: ТЭС = 24, 20, 16
и 14 кВ; ГЭС = 13,8, 10,5 и 3,15 кВ; АЭС = 24, 20 и 16 кВ, так каким же выбрано
единое Ur? Может быть единым выбрано напряжение сети 110 кВ? Тогда для
выдачи мощности узла 1 должны стоять 10 тр-ров по 200 МВт (рис. 1), а в узлах 4 и
5, для приема мощности - 2 тр-ра по 200 МВт и т.д. Но в табл. 1, для всех тр-ров
Хт = 0,13 о.е. А по линии 1-2, задан 3-кратный перегруз по мощности (почти,
плавкая вставка предохранителя). Да и устройства АЧР, обычно стоят, на линиях
6-10-35кВи очень редко (резерв) на 110 кВ.
2. Но, самый большой недостаток, что они не могли сформировать
технически грамотную (равномерно распределенную) систему АЧР1 каждого
нагрузочного узла, для плавного ЧПП. Поэтому, использовали практически упрощенное,
распределение ступеней АЧР1 в узлах своей схемы, где мощность спецочереди
49,2 Гц - 320 МВт (в одном узле 8), а в остальных узлах схемы сети - по 2, 3 и 4
ступени АЧР1, каждая 260 МВт. Такая плотность больших объемов «рваных»
очередей АЧР1 - искусственно, создала в схеме сети резкие колебания частоты и
ССЧ в ЧПП, недопустимые в технически грамотной реальности. Естественно, что
результаты исследования процессов (замеры частоты и скорости ее снижения)
показали такое же, недопустимое несоответствие элементарной технической
грамотности (табл. 1).
Так, в отчете по этапу 2, на рис. 6 (ДРг = 40 % ), в узле 7, при отключении
очереди 49,2 Гц - 320 МВт (замедленно, на частоте 48,8 Гц) и резком снижении
дефицита, волна частоты рванула вверх, но под давлением большого дефицита
снова пошла вниз. В результате, получен длительный (почти 0,4 с) отрезок
колебания частоты ±0,5 Гц, где скорость изменения частоты близка к нулю.
Естественно, что на полученных неграмотных результатах измерений, сделаны такого
425

Приложения
же уровня выводы, показавшие недостаточную практическую подготовку
испытателей в понимании проблем частоты, а тем более, в ССЧ.
Таблица 1. Распределение мощности АЧР1 НИИПТ в каждом узле схемы.
Узел
1
2
3
4
5
6
7
8
Частота очереди (Гц)
избыточный, без АЧР1;
47,6, 47,5
48,7, 48,5, 48,3
48,4 48,2, 48,0
48,8, 48,1
Шины, без АЧР1
47,9, 47,8, 47,7, 47,1
49,2, 48,6, 47,3, 46,9, 46,5
Мощность (МВт)
-
2x260
3x260
3x260
2x260
-
4x260
320 + 4 х 260
Сумма (5000 МВт)
-
520
780
780
520
-
1040
1360
3. В таблицах 6 и 7 на стр. 13, при ДРг = 50% ЧПП завершился нормально
(!!!) и остались еще 3 очереди АЧР1 (260 х 3 = 780 МВт), которые могли бы
вытянуть и ДРг = 70%. А по СДМ и Рабиновичу Р.С. - при ДРг выше 40% - АЧР1 не
эффективна, да и частотные аварии в ОЭС Украины (1996 г, 2001 г) состоялись
при ДРг - 42%, 43% и 45%. Т.е., при такой АЧР1 НИИПТ - устройства АЧРС
совсем не нужны!!! Это объяснимо тем, что взамен реальных отстроенных реле
частоты, была «создана система отключения нагрузки» с упрощенными
электронными схемами опрокидывания по уровню частоты и ССЧ.
4. При грамотном выполнении системы разгрузки, очереди АЧР1 должны
распределяться во всех узлах сети приблизительно равномерно по очередям и
объемам, т.е. в каждом узле схемы с АЧР (6 шт. - 2, 3, 4, 5, 7, 8) - по 19 очередей
АЧР1, каждая по 25 - 75 МВт («Стандарт по АЧР»). При таком распределении
очередей АЧР1, их действие, в любом ЧПП, было бы мягким и в разных (по
удаленности) узлах схемы сети, отклонения частоты составляли бы нормально
допустимые 0,02 - 0,04 Гц (табл. 2).
Таблица 2. Требуемое распределение мощности АЧР1 в каждом узле схемы.
Узел
1
2
3
4
5
6
7
8
Частота очереди (Гц)
Избыточный, без АЧР1
49,2-46,5
49,2-46,5
49,2-46,5
49,2-46,5
шины, без АЧР1
49,2-46,5
49,2-46,5
Мощность (МВт)
-
53+ (18x25,9)
53+ (18x25,9)
53+ (18x40,4)
53+ (18x40,4)
-
53+ (18x54,8)
53+ (18x72,6)
Сумма (5000 МВт)
-
520
520
780
780
-
1040
1360
Для этого надо было, в каждом из 6 узлов, применить 19 реальных реле
частоты, для спецочереди АЧР1 (53 МВт) и остальных 18-и очередей АЧР1
соответствующей мощности. При снижении частоты, эти очереди равномерно отключили
бы соответствующие объемы нагрузки в каждом из узлов.
Такое равномерное, в каждом узле схемы, отключение нагрузки во всех узлах
схемы, обеспечило бы сохранение стабильных (без особых толчков и колебаний)
426

Приложения
параметров схемы сети на любом, сниженном уровне частоты. Т. о., для
экспериментальных исследований, можно было создать почти идеальное распределение
нагрузки по очередям АЧР1, что дало бы возможность получить почти идеальные
результаты изменения частоты и ССЧ.
5. В разделе отчета по ССЧ, нет ни одной формулы технического
обоснования результатов. Хотя, им давали формулы расчета уставок ССЧ и их выбора. Но
они все сделали сами, только по факту недостоверных испытаний.
6. табл. 8, стр. 19. Судя по величине уставок ССЧ и новому объему - они
считали действие ДАРС, предназначенной только, для остро дефицитных узлов.
ДАРС называется дополнительной (к АЧР1), поскольку в начале ЧПП, должна
отключать новые мощные нагрузки, для быстрого снижения большого ДРг в узлах и
дальнейшего эффективного действия АЧР1.
А для всей ЭС надо было считать дублирующую АЧРС, с объемами всех
очередей АЧР1 (или их части), с пуском как по отклонению частоты, так и по
ССЧ. В такой дублирующей АЧР1-АЧРС, и частоты пуска, и уставки ССЧ (для
всех очередей или их части) имеют совсем другой порядок, чем в ДАРС.
7. Общее задание частоты пуска 49,5 Гц для всех ступеней ДАРС - это
элементарная техническая неграмотность. Ступени ДАРС (как и АЧРС), кроме
уставок ССЧ, прежде всего, должны различаться частотой пуска.
8. Им советовали уставки ДАРС из 2-х ступеней снижения ССЧ (1,8 и 1,4
Гц/с), а повышение ССЧ (1,4 и 1,8 Гц/с) - как вариант, требующий приложения
ума. А они, почему-то взяли 2-й вариант, да еще с конечной ССЧ = 2,2 Гц/с, но
ума не приложили. Поэтому, на стр. 33 они недоумевали, что при ДРг = 40%
работала только 1-я - 1,4 Гц/с, а 2-я не работала даже при увеличении и уменьшении
ССЧ. Естественно, ведь при ДРг = 40%, ССЧ = 2 Гц/с, а ступень 1,4 Гц/с (500
МВт) снижает ДРг до 35% (ССЧ = 1,5 Гц/с), что естественно, очень далеко до
ССЧ = 2,2 Гц/с, слишком большой для грамотной ДАРС. Если бы в каждом
примере они следили за начальной ССЧ, то не было бы таких недоразумений.
9. стр. 34. Сделан вывод о недопустимости объемов АЧРС в узлах с резко
выраженными колебаниями производной, которые сами же сотворили 2-я
ступенями ДАРС (1000 МВт), чего в реальных условиях не может быть. А
эффективность дублирующей АЧР1-АЧРС, более необходимой для практического
применения в ЭС, по своему уровню они не исследовали и не могли.
Таблица 14, стр. 34 - показывает полный абсурд результатов от искусственно
созданных колебаний, как и весь отчет.
10. стр. 54. Заключение.
п.2. «АЧРС требуется устанавливать на нагрузке вблизи места
возникновения аварийного дефицита» - нет, в практике, наоборот, АЧР и АЧРС должна
выполняться в расчете на допустимый дефицит мощности в любом месте ЭС;
«изменение частоты первоочередно» - это техническая абракадабра, ибо
частота в любом ЧПП изменяется по экспоненте, крутизна которой (в зависимости
от дефицита мощности), определяется производной частоты (ССЧ), поэтому, в
такой взаимосвязи, не может быть никакой очередности;
«изменение производной частоты носит ярко выраженный колебательный
характер... вплоть до изменения своего знака» - только в неграмотной схеме ис-
427

Приложения
пытаний АЧР НИИПТ!!! В схеме любой ЭС, ССЧ (производная частоты) - это
ломаная кривая, с изменением крутизны в точках действия очередей АЧР;
п. 3. испокон веков большие дефициты мощности считались - более 40%, а
не 30% и не нуждаются в «дополнительной проверке», остальное, см. п. 2;
п. 4. наоборот, любой ЧИП происходит при выбранных уставках АЧР и все
параметры ЧИП изменяются по законам изменения частоты и ССЧ;
п. 5. это ложь, поскольку разгрузка АЭС при 49 Гц и ниже - затягивает и
снижение частоты (после 0,4 - 0,7 с), и повышение частоты (до 10 - 15 с);
п. 6. это ложь, поскольку в реальной АЧР не может быть отказа ступени АЧР,
а возможен только отказ отдельных устройств любой ступени АЧР;
п. 7. а разве в этом были сомнения?
п. 8. а разве в этом были сомнения?
11. стр. 70-71. Очень жаль тех, кто попытается строить АЧРС по методике
НИИПТ, с такой частотой пуска и уставками ССЧ. Вместо бестолковых формул
(3) и (4), лучше бы привести формулы принципа действия непосредственного и
косвенного способов определения ССЧ, определить недостатки и преимущества
обоих способов (точнее, быстрее), как сделали в США (например, что в их
косвенном способе наблюдается мертвая зона при возврате частоты, чего не может
быть в украинском косвенном способе).
12. Естественно, что и остальные пункты исследований в отчете НИИПТ
(этап 2) выполнены на таком же уровне (замечания - излишни).
Зато, как авторитетно это прозвучало! Особенно для тех, кто по своему
низкому техническому уровню не смог провести грамотный анализ, а только
поверхностно посмотрел отчет и все выводы специалистов НИИПТ принял за истину,
формируя необъективную точку зрения вышестоящих чинов.
Непостижимый парадокс: имея грамотные результаты реальных испытаний
(!!!) по WAMS UCTE (СИГРЭ-1998), как можно было создавать искусственную
«болтанку» частоты в сети и по ее результатам, писать разную ненаучную ерунду.
Ведь, с таким же успехом, можно доказывать влияние лунного света на рост
телеграфных столбов.
Жаль, что такая важная и нужная работа загублена чрезмерным самомнением
исследователей, с недостаточными теоретическими знаниями и полным
отсутствием практического опыта в частотных вопросах. Получилось, что «отчет»
слепили из того, что было, а потом, что было - то и «объяснили»! А ведь многие
специалисты энергосистем приняли это за истину! Очень жаль.
428

Литература
ЛИТЕРАТУРА.
1. Сборник руководящих материалов Главтехуправления Минэнерго СССР,
Электротехническая часть, часть 1, раздел 3.3., 1992.
2. Методические указания по автоматической частотной разгрузке (АЧР) Москва,
СЦНТИ ОРГРЭС, 1972.
3. ГОСТ 13109-97. Нормы качества электрической энергии в системах
электроснабжения общего назначения. Электрическая энергия. Совместимость
технических средств электромагнитная. 1999.
4. ГОСТ 24278-89. Установки турбинные паровые стационарные для привода
электрических генераторов ТЭС, 1989.
5. Технологический регламент безопасной эксплуатации реакторов АЭС, 1988.
6. Акопян Г.С. Противоаварийная автоматика для энергосистем с большой
удельной единичной мощностью на примере Армении. Москва, Электрические
станции, 2001, № 8, с. 38-42.
7. Александров В.Ф., Езерский В.Г., Захаров О.Г., Малышев B.C. Цифровые
устройства частотной разгрузки. Москва, НТФ "Энергопрогресс", "Энергетик",
2005, с. 73.
8. Антипов К.М. (редакция). Пособие для изучения "Правил технической
эксплуатации электрических станций и сетей", Москва, Энергия, 1979, с. 400.
9. Атей Т.М., Распределение нагрузки и регулирование генерируемой мощности.
ТИИЭР, т. 75, 1987, № 12, с. 45-63.
10. Белослудцев К.Л., Гуревич Ю.Е. Возможные пути развития аварий, вызванных
большим дефицитом мощности. Москва, Электрические станции, 2004, № 9, с.
27-31.
П.Беркович М.А., Комаров А.Н., Семенов В.А. Основы автоматики
энергосистем. Москва, Энергоиздат, 1981, с. 432.
12. Бондаренко А.Ф., Герих В.П., Кучеров А.Н. и др. Проблемы и задачи
синхронного объединения ЕЭС России с европейскими энергосистемами. Москва,
Электрические станции, 2002, № 4.
13. Браерський В.М., Данильчук В.М., Панов А.В., Шишов I.B. Про Hoei (crapi)
"Правила застосування системно! проти аваршно! автоматики запоб1гання та
лшвщацп небезпечного зниження частоти в енергосистемах". Киев, Энергетика
и электрификация, 2004, № 9, с. 51-55.
14. Бржезицкий В.А., Найдовский А.А., Бутов СВ. О влиянии высших
гармонических составляющих напряжения на характеристики измерительных
трансформаторов. Вестник КПП. Электроэнергетика. 1983, Выпуск 20, с. 36-40.
15. Васильев А.А., Крючков И.П., Наяшкова Е.Ф., Неклепаев Б.Н., Околович М.Н.
Электрическая часть станций и подстанций (под редакцией Васильева А.А.).
Москва, «Энергия», 1980, с. 608.
16. Веников В.А. Переходные электромеханические процессы в электрических
системах. Москва, Высшая школа, 1985, с. 536.
429

Литература
17. Винничук С.Д., Данильчук В.Н. Принцип минимизации аварийного состояния
энергосистем в современных системах автоматической частотной разгрузки.
Киев, Электрические сети и системы, 2009, № 4, с. 13-27.
18. Винничук С.Д., Данильчук В.Н., Нехай И.Ф. Решение проблем качества
частотных переходных процессов с применением уставок по скорости изменения
частоты. Киев, Электрические сети и системы, 2008, № 6, с. 63-72.
19. Винничук С.Д., Данильчук В.Н., Галин К.В., Солоха В.Я., Шишов И.В.
Решение проблем надежной работы реакторов АЭС при глубоких снижениях
частоты. Киев, Электрические сети и системы, 2009, № 1, с. 54-65.
20. Винничук С.Д., Данильчук В.Н., Нехай И.Ф., Панов А.В. Автоматическая
частотная разгрузка, оптимизированная по скорости снижения и повышения
частоты, Киев. Энергетика и электрификация, 2005, № 8, с. 17-24.
21. Винничук С.Д., Данильчук В.Н., Панов АВ. Требования к анализу частотных
электрических режимов в современных условиях, Киев. Энергетика и
электрификация, 2006, № 3, с. 11 -17.
22. Винничук С.Д., Данильчук В.Н., Панов А.В. Современные средства
проблемного анализа частотных электрических режимов, Киев. Энергетика и
электрификация, 2006, № 6, с. 6-14.
23. Воевода А.И., Данильчук В.Н., Данильчук Ф.В., Мартыненко М.М. Новые
особенности автоматической частотной разгрузки энергосистем. Киев,
Энергетика и электрификация, 2000, № 8, с. 27-32.
24. Гасин О.А., Данильчук В.Н., Коростелева Н.В. Многоуровневый программный
комплекс анализа частотной автоматической разгрузки для программ расчета
динамического изменения частоты в среде Windows. Киев, Энергетика и
электрификация, 2003, № 5, с. 24-30.
25. Герих В.П., Логинов Н.П. О математической модели автоматической
частотной разгрузки для исследования переходных процессов в электрических
системах. Москва, Новое в Российской энергетике, "Энергопресс", 2002, № 7.
26. Гизила Е.П. Расчет устройств автоматики энергосистем, Техника, Киев, 1969.
27. Голота А.Д. Автоматика в електроенергетичних системах. Кит, Вища школа,
2006, с. 367.
28. Гончаров А.И. Гидроэнергетическое оборудование гидроэлектростанций и его
монтаж. Энергия, Москва, 1972.
29. Горбунова Л.М., Портной М.Г., Рабинович Р.С. и др. Экспериментальные
исследования режимов энергосистем. Москва, Энергоатомиздат, 1985.
30. Гуревич В.И. Надежность микропроцессорных устройств релейной защиты:
мифы и реальность. Киев, Электрические сети и системы. 2008, № 5, с. 59-70.
31. Гуревич В.И. Цифровые реле скорости изменения частоты и проблемы их
тестирования. Киев, Электрические сети и системы, 2009, № 1, с. 51-53.
32. Гуревич В.И. К вопросу о надежности микропроцессорных устройств
релейной защиты. Киев, Электрические сети и системы, 2009, № 3, с. 48-55.
33. Гуревич В.И. Fata morgana или фантазеры из ВНИИРа. Киев, Электрические
сети и системы, 2009, № 6, с. 54-57.
430

Литература
34. Гуревич Ю.Е., Либова Л.Е. Влияние длительных отклонений частоты на
потребление мощности и электроэнергии. Исследования в области устойчивости
энергосистем и противоаварийной автоматики. Москва, Сборник трудов
ВНИИЭ. 1986. стр. 10-16.
35. Данильчук В.Н., Загоруйко СП. Проблемы частотной разгрузки энергосистем
в аварийных ситуациях и возможности их решения в ОЭС Украины. Киев,
Энергетика и электрификация, 2007, № 6, с. 3-11.
36. Данильчук В.Н., Загоруйко СП., Коломиец Е.А., Панов А.В. О методике
выбора уставок комбинированной системы АЧР по отклонению и скорости
снижения частоты. Киев, Электрические сети и системы, 2006, № 6, с. 50-57.
37. Данильчук В.Н., Загоруйко СП., Коломиец Е.А., Панов АВ. Технический
прогресс и техническое мышление в проблемах автоматической частотной
разгрузки энергосистем. Киев, Электрические сети и системы, 2007, № 1, с. 3-14.
38. Данильчук В.Н., Загородный В.А., Мартынчык В.Ф., Нехай И.Ф., Процюк
В.П., Сиволобов В.Г., Швец А.Л. Особенности работы микропроцессорных
реле частоты УРЧ-ЗМ при синхронизации и защите от разгона агрегатов ГЭС.
Киев, Электрические сети и системы, 2010, № 2, с. 37-46.
39. Данильчук В.Н., Зуев В.Н., Коломиец Е.А., Шишов И.В. Методика расчета
уставок частотной делительной автоматики при выделении электростанций
(энергоблоков) на несбалансированный район нагрузки. Киев, Электрические
сети и системы, 2008, № 5, с. 48-58.
40. Данильчук В.Н., Зыков Ю.П., Панов А.В., Шишов И.В., Решение проблем
частотной делительной автоматики в современных условиях. Киев, Энергетика и
электрификация, 2005, № 5, с. 26-31.
41. Данильчук В.Н., Кашин А.А., Коломиец Е.А., Перетятько В.А. О методике
выбора уставок частотной блокировки при выбеге двигательной нагрузки.
Киев, Электрические сети и системы, 2006, № 2, с. 2-11.
42. Данильчук В.Н., Коломиец Е.А. Новые аргументы необходимости
реформирования системы АЧР энергосистем. Киев, Электрические сети и системы, 2009,
№ 3, с. 3-10.
43. Данильчук В.Н., Коломиец Е.А. Научные и технические уроки давней
частотной аварии в ОЭС Украины. Киев, Электрические сети и системы, 2010, № 4, с.
45-55.
44. Данильчук В.Н., Коломиец Е.А., Нехай И.Ф., Перетятько В.А. Современная
аппаратура частотных автоматик разгрузки, ввода резервов ГЭС, защит и
блокировок. Киев, Электрические сети и системы, 2008, № 2, с. 45-78.
45. Данильчук В.Н., Коломиец Е.А., Перетятько В.А. Общие рассуждения и
конкретные решения по выбору уставок частотной блокировки при выбеге
двигательной нагрузки. Киев, Электрические сети и системы, 2006, № 5, с. 59-64.
46. Данильчук В.Н., Коломиец Е.А., Перетятько В.А. Дополнения к методике
выбора уставок блокировки устройств АЧР при выбеге двигательной нагрузки.
Киев, Электрические сети и системы, 2007, № 5, с. 9-11.
431

Литература
47. Данильчук В.Н., Коростелева Н.В., Автоматизированный сбор информации
АЧР и ЧАПВ для программ расчета динамической устойчивости энергосистем.
Киев, Энергетика и электрификация, 1994, № 4, с. 17-19.
48. Данильчук В.Н., Мартыненко М.М. Дополнительная автоматическая разгрузка
энергосистем по скорости снижения частоты. Киев, Энергетика и
электрификация, 2001, № 11, с. 36-42.
49. Данильчук В.Н., Мартыненко М.М. Проблемы адаптации системы АЧР к
условиям надежности работы оборудования электростанций и условиям
параллельной работы с ОЭС Европы. Киев, Энергетика и электрификация, 2002, №
6, с. 6-12.
50. Данильчук В.Н., Нехай И.Ф., Кашин А.А. Бондаренко Ю.Н.
Микропроцессорное универсальное реле частоты. Киев, Электрические сети и системы, 2004, №
5-6, с.73-78.
51. Данильчук В.Н., Нехай И.Ф., Кривцов В.Г., Кашин А.А., Полторакин А.З., Пе-
ретятько В.А., Ярцев В.А., Панов А.В. Современные средства системы
автоматической частотной разгрузки. Киев, Энергетика и электрификация, 2002, № 5,
с. 28-33.
52. Данильчук В.Н., Нехай И.Ф., Перетятько В.А. Микропроцессорные
унифицированные реле частоты УРЧ-ЗМ для автоматик разгрузки, ввода резервов,
защит и блокировок. Киев, Электрические сети и системы, №7, с. 13-19.
53. Данильчук В.Н., Павлова Е.И., Панов АВ. Частотные аварии в ОЭС Украины
и меры по их предотвращению. Киев, Энергетика и электрификация, 2005, №
9, с. 2-10.
54. Данильчук В.Н., Панов А.В. Некоторые особенности решения проблем
автоматической частотной разгрузки в энергосистемах Украины. Москва,
Электрические станции, 2006, № 4, с. 43-51.
55. Данильчук В.Н., Панов А.В. Решение проблем частотной делительной
автоматики в современных условиях. Киев, Энергетика и электрификация, 2005, № 5,
с. 26-31.
56. Данильчук В.Н., Панов А.В. Роль и место устаревших и надуманных
составляющих частотной автоматики. Киев, Энергетика и электрификация, 2006, №
1, с.10-16.
57. Данильчук В.Н., Шишов И.В., Панов А.В. Решение проблем частотного
автоматического повторного включения нагрузки в современных условиях. Киев,
Энергетика и электрификация, 2005, № 2, с. 10-16.
58. Данильчук В.Н., Ярцев В.Р., Митченок Н.Д., Панов А.В., Нехай И.Ф., Гаврил-
кин В.А. Комплексный анализ и контроль работы АЧР энергосистем, Киев,
Энергетика и электрификация, 2000, № 5, с. 37-39.
59. Дроздов А.Д., Засыпкин АС, Аллилуев А.А., Савин М.М. Автоматизация
энергетических систем. Москва, Энергия, 1977, с. 440.
60. Иванов Ю.И. Управление и автоматика в электроустановках энергосистем.
Киев, Техника, 1967, с. 406.
432

Литература
61. Ефимов А.П., Потанина Т.В. Имитационная модель энергоблока АЭС с ВВЭР-
1000 для решения задач анализа, управления и диагностики. Сборник трудов
конференции "Моделирование-2006", Киев, 2006, с. 217-220.
62. Комаров А.Н., Бондаренко А.Ф. Регулирование частоты в энергосистемах
России в современных условиях. Москва, Электрические станции, 2002, № 4, с.
36-43.
63. Кузнецов В.Г. Проблемы повышения качества энергии в электрических сетях
и системах. Киев, Техническая термодинамика. 1991, № 2, с. 84-92.
64. Кучеров Ю.Н., Окин А.А., Мартыненко М.М., Данильчук В.Н. Современное
состояние автоматической частотной разгрузки и пути ее совершенствования.
Москва, Электрические станции, 2001, № 12, с. 31-39.
65. Малый А.С. Автоматическая дополнительная разгрузка энергосистемы по
скорости снижения частоты. Москва, Электрические станции, 1975, № 10, с.
36-38.
66. Москалев А.Г. Автоматическая частотная разгрузка энергосистем. Москва:
Госэнергоиздат, 1959.
67. Непомнящий В.А. Учет надежности при проектировании энергосистем.
Москва, Энергия, 1978.
68. Павлов Г.М. Автоматизация энергетических систем, Ленинград, ЛГУ, 1977.
69. Павлов Г.М., Меркурьев А.Г. Аварийная частотная разгрузка энергосистем.
СЗФ АО "ГВЦ Энергетика" Санкт-Петербург, 1998, с. 51.
70. Павлов Г.М., Меркурьев Г.В., Шаргин Ю.М. Автоматическая частотная
разгрузка в энергосистемах. Электричество, 1999, № 1, с. 23-27.
71. Павлов Г.М., Меркурьев Г.В. Автоматизация энергосистем. СЗФ АО "ГВЦ
Энергетика" Санкт-Петербург, 2001. с. 387.
72. Полонская М.А., Рабинович Р.С. Программа расчета переходного процесса
изменения частоты в энергосистеме с учетом действия АЧР и ЧАПВ для ЭВМ
III поколения. Москва, Труды ВНИИЭ, 1978, № 12, с. 11-18.
73. Приказ РАО «ЕЭС России» от 18.02.2002 г. № 524 «О повышении качества
первичного и вторичного регулирования частоты электрического тока в ЕЭС
России», Москва.
74. Рабинович Р.С. Автоматическая частотная разгрузка энергосистем. Москва,
Энергоатомиздат, 1989, с. 352.
75. Рабинович Р.С, Полонская М.А. Модели тепловых электростанций для
расчета длительных электромеханических процессов в энергосистемах. Москва,
Электричество, 1983, № 3, с. 11-19.
76. Руководящие указания по противоаварийной автоматике энергосистем
(основные положения). Служба передового опыта ПО «Союзтехэнерго», Москва,
1987, с. 26.
77. Сборник докладов «Управление режимами Единой энергосистемы России».
Всероссийская научно-техническая конференция, Москва, 27-31 мая 2002 г.
78. Сивокобыленко В.Ф., Носов В.М. Реле частоты, реагирующие на скорость
изменения частоты. Москва, Электрические станции, 1977, № 12, с. 60-64.
433

Литература
79. Сидоров А.Ф. Особенности статических частотных характеристик суммарной
механической мощности в ОЭС Украины. Киев, Энергетика и электрификация,
2001, №7, с. 35-40.
80. Сидоров А.Ф. Исследование предельных по частоте дефицитных режимов
энергосистем, Москва, Электричество, 2002, № 1, с. 20-24.
81. Сидоров А.Ф., Воевода А.И. Влияние величины вращающегося резерва
мощности на запас устойчивости энергосистемы, Киев, Энергетика и
электрификация, 2000, № 2, с. 32-38.
82. Сидоров А.Ф., Воевода А.И., Денисевич К.Б. О необходимом количестве
энергоблоков для регулирования частоты и мощности и их размещения по
электростанциям Украины. Киев, Энергетика и электрификация, 2000, № 1, с. 32-36.
83. Стандарт организации ОАО РАО "ЕЭС России". Оперативно-диспетчерское
управление в электроэнергетике. Регулирование частоты и перетоков активной
мощности в ЕЭС и изолировано работающих энергосистем России, 1.11.2007 г.
84. Старостин В.И., Петренко Г.Ф., Бодунов В.Г. Автоматическая частотная
разгрузка ускоренного сброса мощности нагрузки энергосистем. Москва,
Электрические станции, 1973, № 9, с. 68-71.
85. Стернинсон Л.Д. О значениях некоторых параметров тепломеханического
оборудования электростанций и их влиянии на длительные переходные
процессы в энергосистемах. Москва, Электричество, 1980, № 12, с. 64-68.
86. Тарасенко В.М., Васильченко В.Н., Мехед А.И., Ведь А.Н., Романенко А.В.
Устойчивость энергосистемы по частоте и ее влияние на надежность и
безопасность работы АЭС. Киев, Ядерная и радиационная безопасность, ГНТЦ
ЯРБ Госатомрегулирования Украины, 2001, том 4, № 3, с. 85-97.
87. Тарасенко В.М., Васильченко В.Н., Мехед А.И., Ведь А.Н., Романенко А.В.
Устойчивость энергосистем Украины по частоте и ее влияние на надежность и
безопасность работы АЭС. Киев, Энергетика и электрификация, 2001, № 12, с.
18-24.
88. Тарасенко В.М., Васильченко В.Н., Мехед А.И., Ведь А.Н., Романенко А.В. О
самозапуске электродвигателей собственных нужд АЭС. Киев, Ядерная и
радиационная безопасность, ГНТЦ ЯРБ Госатомрегулирования Украины, 2001,
том 4, №4, с. 30-41.
89. Технические указания по устройству автоматической аварийной разгрузки
энергосистем по частоте. ОРГРЭС, Госэнергоиздат, Москва-Ленинград, 1953.
90. Шидловский А.К., Жаркин А.Ф. Высшие гармоники в низковольтных
электрических сетях. Киев, Наукова думка. 2005, с. 210.
91. Яновский В.П., Данильчук В.Н., Филатов М.А. Оперативно-расчетный
комплекс "Графический анализ частоты и ее динамического изменения при
дефиците мощности", Киев, Энергетика и электрификация, 2001, № 6, с. 37-40.
92. О частоте - начистоту. Социалистическая индустрия, газета Политбюро ЦК
КПСС, 25 марта 1985 г.
93. H.P.Asal (Switzerland), P.Barth, E.Grebe (Germany). Dynamic system studies of
new requirements and strategies for the primary control in the UCPTE/CENTREL
Power System. CIGRE, 1998, ref. 39-106.
434

Литература
94. О внедрении устройств ограничения времени работы оборудования при
отклонении частоты электрического тока от длительно допустимых значений на
АЭС с энергоблоками ВВЭР-1000. Отраслевое техническое решение НАЭК
"Энергоатом" Украины ТР-Н. 1234.05.42-03, 28 марта 2003 г.
95. Сидоров А.Ф. О лавине частоты в энергосистеме. Киев, Новини енергетики,
1999, №12, с. 35-41.
96. Стандарт ОАО "СО ЕЭС" Технические правила организации в ЕЭС России
автоматического ограничения снижения частоты при аварийном дефиците
активной мощности (автоматическая частотная разгрузка) от 1.04.2008 г. с. 18.
97. Нормативы документи Мшпаливенерго Украши щодо регулювання частоти
та потужносп в ОЕС Украши. СОУ-Н ЕЕ ЯЕК 04.156:2009, Кит, 2009, с. 93.
98. Бондаренко А.Ф., Герих В.П., Логинов Н.П., Окин А.А. Способ частотного
автоматического повторного включения нагрузки. Описание изобретения к
патенту Российской Федерации RU 2165124 С1.
99. Сидоров А.Ф. Особенности статических частотных характеристик суммарной
механической мощности ОЭС Украины. Киев, Энергетика и электрификация,
2001, №7.
100. Данильчук В.Н., Панов А.В. Решение проблем автоматической частотной
разгрузки в современных условиях. Киев, Энергетика и электрификация, 2004,
№10-11, с. 5-12.
101. Скляров В.Ф. Критический обзор масштабных аварий в национальных
энергетических системах мира за 2008 год. Киев, Электрические сети и
системы, 2008, № 6, с. 3-19.
102. Гуревич В.И. Релейная защита: размышления о будущем. Киев,
Электрические сети и системы, 2011, № 1, с. 74-80.
103. Данильчук В.Н., Коломиец Е.А., Кудрявцев А.И. Этапы развития системы
частотной разгрузки энергосистем и решение ее проблем в современных
условиях. Киев, Электрические сети и системы, 2011, № 1, с. 32-45.
104. Данильчук В.Н., Зуев В.Н., Шишов И.В. О приоритетности действия
устройств первичного регулирования электростанций и их совместном
действии с автоматической частотной разгрузкой энергосистем при глубоких
снижениях частоты. Киев, Электрические сети и системы, 2011, № 2, с. 73-80.
105. Данильчук В.Н., Коломиец Е.А., Нехай И.Ф., Сиволобов В.Г.
Характеристики принципов измерения частоты в современных устройствах защит и
автоматик. Киев, Электрические сети и системы, 2012, № 2, с. 75-80.
106. Данильчук В.Н., Коломиец Е.А., Нехай И.Ф. Модификации
микропроцессорного унифицированного реле частоты УРЧ-ЗМ. Киев, Электрические сети и
системы, 2012 г, № 4, с. 55-61.
435

АВТОМАТИКА ОГРАНИЧЕНИЯ ИЗМЕНЕНИЙ ЧАСТОТЫ ЭНЕРГОСИСТЕМ
Предисловие 3
Введение 5
Основные условные обозначения и сокращения 8
Глава 1. Работа энергосистем при снижении частоты
1.1 Устойчивость, баланс мощности и резервы мощности энергосистем 9
1.2 Частотные переходные процессы в энергосистеме 11
1.3 Качество электроэнергии по частоте 13
1.4 Статические частотные характеристики нагрузки энергосистем 15
1.4.1 Статические частотные характеристики активной мощности 15
1.4.2 Регулирующий частотный коэффициент нагрузки энергосистем... 16
1.4.3 Лавина частоты 19
1.4.4 Статические частотные характеристики реактивной мощности 25
нагрузки. Лавина напряжения
1.5 Зависимость частоты и напряжения от дефицита мощности 28
1.6 Управление частотой в энергосистеме 31
1.7 Динамические частотные характеристики энергосистемы 39
Глава 2. Работа электростанций при изменении частоты
2.1 Допустимое изменение частоты для оборудования электростанций.. 42
2.2 Запас частоты по надежности работы оборудования 45
электростанций
2.3 Статические частотные характеристики турбоагрегатов 52
2.4 Влияние частоты на величину мощности генерации 54
2.5 Работа собственных нужд электростанций при снижении частоты... 56
2.5.1 Тепловые 56
электростанции
2.5.2 Гидроэлектростанции 60
2.5.3 Атомные электростанции 61
2.6 Ввод резервов мощности электростанций при отклонении частоты.. 66
Глава 3. Автоматика ограничения изменений частоты
3.1 Мероприятия по ликвидации дефицита активной мощности 74
3.2 Автоматика ограничения снижения частоты 79
3.3 Мероприятия по ликвидации избытка активной мощности 82
3.4 Автоматика ограничения повышения частоты 82
3.5 Действие составляющих АОСЧ и АОПЧ при изменении частоты.... 84
Глава 4. Регулирование частоты и ввод резервов мощности
4.1 Общая структура системы регулирования частоты 90
4.2 Автоматические регуляторы частоты вращения турбин 92
4.3 Первичное регулирование частоты 102
4.3.1 Основные принципы первичного регулирования частоты 104
4.3.2 Резерв первичного регулирования 106
436

4.3.3 О приоритетности действия устройств первичного регулирования и 108
совместимости их действия с устройствами АЧР
4.4 Вторичное регулирование частоты и мощности 112
Глава 5. Частотная автоматика ввода резервов ГЭС
5.1 Средства автоматического регулирования гидроагрегатов 119
5.2 Автоматический ввод резервов работающих агрегатов ГЭС 121
5.3 Отключение агрегатов ГАЭС, работающих в насосном режиме 121
5.4 Перевод в активный режим агрегатов, работающих в режиме СК... 122
5.5 Автоматический частотный пуск резервных агрегатов ГЭС 122
5.6 Групповое регулирование мощности на ГЭС 125
Глава 6. АЧР по отклонению частоты
6.1 Общие сведения 128
6.2 Система автоматической частотной разгрузки 133
6.3 Развитие структуры формирования АЧР и системы АЧР 140
6.4 Основные принципы выполнения и работы системы АЧР 149
6.5 Технические изменения в энергетике и возникшие проблемы 160
6.6 Недостатки существующей системы АЧР 165
6.6.1 О структуре использования потребления энергосистем 167
6.6.2 О необходимости ликвидации устройств совмещенной АЧРП 168
6.6.3 О необходимости ликвидации устройств АСГАО 170
6.7 Адаптированная система АЧР 171
6.8 Технические требования к системе АЧР 176
6.9 Анализ действия существующей системы АЧР 189
6.10 Адаптация системы АЧР к современным условиям надежности 194
6.11 Граничные уставки частоты и времени адаптированной АЧР 198
6.12 Методика расчета объемов системы АЧР 199
6.13 Размещение устройств системы АЧР и их действие 206
6.14 Решения проблем системы АЧР в современных условиях 208
6.15 Действие АЧР при аварийной разгрузке АЭС 213
Глава 7. Частотные разгрузки и блокировки по ССЧ
7.1 Определение уставок по скорости снижения частоты 228
7.2 Измерение скорости снижения частоты 231
7.2.1 Способ непосредственного измерения скорости снижения частоты 232
7.2.2 Способ косвенного измерения скорости снижения частоты 234
7.3 Аварийное действие АЧР по скорости снижения частоты (АЧРС)... 239
7.3.1 Дублирующая система АЧР-АЧРС 240
7.3.2 Стабилизирующая система АЧР-АЧРС 241
7.3.3 Комбинированная система АЧР-АЧРС 248
7.4 Выбор уставок АЧР-АЧРС и ЧДАС для отдельной подстанции 249
7.5 Дополнительная автоматическая разгрузка (ДАР) 252
7.6 ДАР по скорости снижения частоты (ДАРС) 253
7.7 Блокировки по скорости снижения частоты (БССЧ) действия АЧР.. 255
7.7.1 Методика выбора уставок блокировки по ССЧ 258
437

Глава 8. Основные принципы выполнения ЧАПВ
8.1 Восстановление частоты и включение нагрузок потребителей 264
8.2 Выбор уставок и объемов устройств ЧАПВ 266
8.3 Совершенствование ЧАПВ в современных условиях 267
8.3.1 Изменение диапазонов частоты и выдержки времени ЧАПВ 269
8.3.2 Устройства одночастотного ЧАПВ по времени срабатывания 271
8.4 ЧАПВ по скорости повышения частоты (ЧАПВС) 272
Глава 9. Частотная делительная автоматика
9.1 Обоснованность нормативных требований к устройствам ЧДА 279
9.2 О ликвидации избыточных объемов системной АЧР в схемах ЧДА. 283
9.3 Решение проблем ЧДА в современных условиях 284
9.3.1 Устройства ЧДА в примерно сбалансированном районе 285
9.3.2 Устройства ЧДА в сильно несбалансированном районе 287
9.4 Аналитический расчет уставок ЧДА несбалансированного района.. 288
9.5 Методика табличных расчетов ЧДА несбалансированных районов.. 293
9.6 Программный расчет уставок ЧДА несбалансированного района.... 297
9.7 ЧДА по скорости снижения частоты 300
Глава 10. Автоматика ограничения повышения частоты
10.1 Аварийная разгрузка электростанций при повышении частоты 304
10.2 Мероприятия по ограничению повышения частоты 309
10.3 Выбор уставок автоматики ограничения повышения частоты 314
10.4 Способ непосредственного измерения скорости повышения частоты 314
10.5 Способ косвенного измерения скорости повышения частоты 316
Глава 11. Аппаратура частотных разгрузок энергосистем
11.1 Влияние высших гармоник в электрических сетях 320
11.2 Влияние высших гармоник на работу электрооборудования 326
11.3 Общие требования к аппаратуре АЧР 328
11.4 Электронные реле частоты 329
11.4.1 Полупроводниковое реле частоты РЧ-1 329
11.4.2 Модифицированное реле частоты РСГ-11 330
11.4.3 Аппаратура частотной разгрузки многофункциональная АЧРМ-2.. 331
11.5 Микропроцессорные реле частоты 332
11.5.1 Выбор количества уставок частоты и времени МПРЧ 333
11.5.2 Настройка и контроль уставок МПРЧ 334
11.5.3 Необходимый и достаточный объем сервиса МПРЧ 335
11.5.4 Особенности унифицированного МПРЧ массового применения.... 337
11.5.5 Блок микропроцессорный АЧР (БМАЧР-М) 338
11.5.6 Блок микропроцессорный многофункциональных РЧ (БММРЧ)... 340
11.5.7 Микропроцессорное устройство "Сириус-АЧР" 341
11.5.8 Микропроцессорное унифицированное реле частоты УРЧ-ЗМ 343
11.5.9 Микропроцессорное унифицированное реле частоты УРЧ-ЗМС.... 349
438

11.6 Особенности работы УРЧ-ЗМС-01 при синхронизации
и защите от разгона агрегатов ГЭС 352
Глава 12. Особенности анализа частотных аварий
12.1 Аварийный регистратор частоты 357
12.2 Основные принципы анализа частотных аварий 362
12.3 Требования к расследованию частотных аварий 363
12.4 Пример расследования частотной аварии 365
12.4.1 Причины возникновения и развития частотной аварии 365
12.4.2 Анализ баланса мощности выделенного района 367
12.4.3 Анализ действия очередей АЧР 369
12.5 Оценка ущерба от режимов работы со сниженной частотой 370
12.6 Обзор масштабных аварий в национальных энергосистемах мира.. 373
Глава 13. Анализ частотной автоматической разгрузки
13.1 Расчет длительных переходных процессов в энергосистемах 377
13.2 Комплекс анализа частотной автоматической разгрузки 378
Глава 14. Средства анализа динамического изменения частоты
14.1 Усредненная динамическая модель UCTE 391
14.2 Расчет одноузловых схем при динамическом изменении частоты... 397
14.3 ОРК программного анализа частотных электрических режимов.... 402
14.3.1 Структура исходных данных ОРК ПАНЧЭР 404
14.3.2 Таблицы исходных данных ОРК ПАНЧЭР 405
14.3.3 Результаты расчетов ОРК ПАНЧЭР 409
Приложения 413
Литература 428
Оглавление 435
439