ЫЫет
е1екОотоп1ег
Библиотечка электротехника

— приложение к журналу “Энергетик ”

Основана в июне 1998 г.

Выпуск 7 (91)

М. А. Шабад

ДЕЛИТЕЛЬНЫЕ ЗАЩИТЫ -
АВТОМАТИКА ДЕЛЕНИЯ
ПРИ АВАРИЯХ

Москва

НТФ “Энергопрогресс”, “Энергетик”
УДК 621.316.925

ББК 31.27-05

Ш12

Главный редактор журнала “Энергетик” А. Ф. ДЬЯКОВ

РЕДАКЦИОННЫЙ СОВЕТ

“Библиотечки электротехника”

В. А. Семенов (председатель), И. И. Батюк (зам. председателя),
Б. А. Алексеев, К. М. Антипов, Г. А. Безчастнов, А. Н. Жулев,
В. А. Забегалов, В. X. Ишкин, Ф. Л. Коган, В. И. Кочкарев,
Н. В. Лисицын, Л. Г. Мамиконянц, Л. Ф. Плетнев, В. И. Пуляев,
Ю. В. Усачев, М. А. Шабад

Шабад М. А.

Ш 12 Делительные защиты —автоматика деления при авариях/
М. А. Шабад. — М.: НТФ “Энергопрогресс”, 2006. — 64 с.;
ил. [Библиотечка электротехника, приложение к журналу
“Энергетик”; Вып. 7 (91)].

Рассмотрены схемы и расчеты уставок делительных защит, предназ-
наченных для предотвращения различных аварийных ситуаций в распре-
делительных электрических сетях и на электростанциях. Рекомендовано
использование современных цифровых терминалов.

Предназначена д ля специалистов, работающих в проектных органи-
зациях и службах РЗА различных предприятий, электростанций и электро-
сетей разных классов напряжения.

188Ы 0013-7278 © НТФ “Энергопрогресс”, “Энергетик”, 2006
Предисловие

Энергетической системой по классическому определению назы-
вается группа электрических станций, связанных электрическими
сетями между собой и с приемниками — потребителями электро-
энергии. Объединение электрических станций и электрических се-
тей на параллельную работу имеет ряд известных преимуществ, од-
нако в некоторых критических ситуациях параллельная работа ста-
новится опасной и должна искусственно прерываться с помощью
специальных автоматических устройств, называемых автоматикой
деления или делительными защитами.

Назначение делительных защит и принципы их выполнения из-
вестны давно, с начала возникновения энергетических систем и
объединения на параллельную работу электростанций различной
мощности и электрических сетей разных классов напряжения, а
также широкого использования в этих сетях мощных синхронных
двигателей и специальных средств автоматики. Делительные защи-
ты являются особой частью такой важнейшей области электроэнер-
гетики, как релейная защита, автоматика и управление.

Вопросы выполнения различных делительных защит освещались
в ряде публикаций, начиная с 1950-х годов, но они актуальны и сей-
час в связи с сооружением собственных электростанций промыш-
ленных предприятий, небольших электростанций для аварийного
питания, широким использованием синхронных двигателей, а так-
же в связи с применением схем делительных защит с современными
цифровыми реле (терминалами) разных фирм.

При этом надо подчеркнуть, что применение современных циф-
ровых терминалов не отменяет традиционных принципов выполне-
ния различных делительных защит, наоборот, эти принципы могут
быть более успешно реализованы на базе цифровой техники РЗА.

Автор надеется, что рассмотренные вопросы современного вы-
полнения различных делительных защит окажутся полезными при
проектировании и обслуживании РЗА электрических станций,
электрических сетей и электрооборудования потребителей.

Автор выражает благодарность за помощь канд. техн, наук
А. В. Беляеву.

Замечания и пожелания по брошюре
просим направлять по адресу:
115280, Москва, ул. Автозаводская, 14/23.
Редакция журнала "Энергетик”.

Автор
1.	Назначение делительных защит
разных типов

В замкнутых распределительных сетях делительные защиты
предназначены: для автоматического деления сети при возникнове-
нии асинхронного режима частей энергосистемы А и Б или опасной
перегрузки линий сети низшего напряжения при аварийном отклю-
чении шунтирующей линии высшего напряжения (на рис. 1 при от-
ключении Л1); для автоматического деления сети при КЗ на эле-
ментах высшего напряжения (на линии Л19 см. рис. 3); для автома-

тического деления питающих источников в целях уменьшения тока
КЗ, отключаемого недостаточно мощным выключателем (выбор

мест установки и направлений действия этих за

ят осуществляют

«и

службы и группы энергетических режимов); для автоматического

Рис. 1. Схема распределительной сети с шунтирующей линией высшего напря
жения Лк

ДЗ — делительная защита, действующая при возникновении асинхронного
хода вследствие отключения Л1
Рис. 2. Схема сети с двумя линиями Л1 и Л2, нормально работающими паралле
льно через секционный выключатель СВ с “защитой слабой связи”

деления сети в целях обеспечения селективной работы защит. Все
эти защиты являются ограниченно-селективными; их иногда назы-
вают “защитой слабой связи”.

Пример такой “слабой связи” приведен на рис. 2, где секцион-
ный выключатель СВ отключается защитой без выдержки времени
при КЗ на любой из параллельно работающих линий Л1 и Л2, пере-
водя их в режим одностороннего питания. При этом отпадает необ-
ходимость установки направленных защит на приемных концах ли-
ний Л1 и Л2 на подстанции или продольных дифференциальных за-
щит этих линий [1, 2].

В нормально разомкнутых распределительных сетях, оборудован-
ных устройствами сетевых АВР, делительные защиты предназначе-
ны для действия перед АВР в целях предотвращения перегрузки
трансформаторов и линий в режимах после АВР, а также для предот-
вращения подачи напряжения на неустранившееся КЗ на элементах
высшего напряжения. В некоторых случаях эти защиты позволяют
уменьшить число комплектов сложных направленных защит в такой
сети с двусторонним питанием (рис. 3).
Рис. 3. Схема распределительной сети с делительной защитой (защитой “слабой
связи”), действующей при КЗ в сети высшего напряжения (Л1)

В распределительных сетях с параллельно работающими местны-
ми электростанциями относительно небольшой мощности делите-
льные защиты предназначены для отделения в аварийных условиях
этих электростанций на самостоятельную (изолированную) работу в
целях сохранения питания их собственных нужд, а также посильной
нагрузки части потребителей; наряду с этим обеспечивается успеш-
ное действие АПВ питающих линий (“АПВ на выделенную нагруз-
ку”) или сетевых АВР.

На подстанциях с крупными сиь

иными двигателями делитель-



ные защиты должны обеспечивать отключение или гашение поля
этих двигателей перед действием АПВ или АВР в питающей сети во

избежание опасного несинхронного включения синхронных двига-
телей и для ускорения действия схем АПВ и АВР с контролем сни-
жения напряжения. Эти защиты требуются также для предотвраще-
ния неправильной работы (отказа) автоматики отделителей или по-
вреждения отделителей трансформаторов на ответвлениях линий
35 — 220 кВ из-за подпитки места КЗ в трансформаторе (с учетом
включившегося короткозамыкателя) синхронными двигателями

других подстанций.

Основные типы и условия расчета уставок делительных защит,
наиболее часто применяемых в распределительных сетях, рассмат-

риваются далее.
2.	Выполнение и расчеты
уставок делительных защит,
действующих при возникновении
асинхронного режима

Наиболее просто защита выполняется с помощью трех токовых
реле, включенных на фазные токи; контакты всех этих трех токовых
реле включены последовательно (см. рис. 1). Выдержка времени и
ток срабатывания задаются Службами (группами) энергетических
режимов. Обычно время действия этой защиты составляет от 0 до
0,3 с. Ток срабатывания отстраивается от максимального рабочего
тока линии:



(1)

Коэффициент чувствительности проверяется для тока, который
может проходить при асинхронном режиме частей энергосистемы А
и Б по линиям низшего напряжения при отключенной линии вы-
сшего напряжения (Л1 на рис. 1) и угле между ЭДС двух частей сис-
темы, равном 180°:

К ~ Л8оА.з-

(2)

Коэффициент чувствительности должен составлять 1,5 — 2. Мо-
гут применяться электромеханические и цифровые защиты (терми-
налы). Наряду с этой делительной защитой должна устанавливаться
стандартная максимальная токовая защита или дистанционная за-
щита от всех видов КЗ на смежных элементах [1,2].
3.	Делительная защита, действующая
при КЗ в сети высшего напряжения

Схема выполнения и уставки этой защиты (см. рис. 3) должны
обеспечивать ее достаточную чувствительность при КЗ в расчетных
точках сети высшего напряжения (например, в наиболее удаленной
точке Л1), Чтобы обеспечить отключение несимметричных и осо-
бенно однофазных КЗ на землю, на линиях 110 — 220 кВ приходится
заземлять нейтрали 110 — 220 кВ у тех трансформаторов, через кото-
рые может происходить подпитка КЗ от сети низшего напряжения.
Эта делительная защита обычно выполняется с помощью реле, реа-
гирующих на симметричные составляющие тока или напряжения.
Для отключения трехфазных КЗ может использоваться комплект
делительной защиты [см. § 2] или дополнительное токовое реле,
включенное на ток одной из фаз. Защита может выполняться с вы-
держкой времени, определяемой условиями селективности и терми-
ческой стойкости. Эта же защита служит для предотвращения опас-
ной перегрузки элементов распределительной сети при аварийном
отключении шунтирующей линии высшего напряжения, не вызвав-
шем асинхронного режима.

Пример. Выбираются уставки реле делительной защиты на линии
ЛЗ (см. рис. 3). Защита состоит из фильтра-реле обратной последо-
вательности, например РТФ- 1М или РТФ-8, и токового реле, вклю-
ченного на ток одной из фаз. Оба реле действуют на выход паралле-
льно (по схеме ИЛИ). Может использоваться цифровая защита с не-
обходимыми функциями.

Расчетная схема приведена на рис. 4, а. Сопротивления прямой
(обратной) последовательности элементов схемы рис. 4, б, приве-
денные к напряжению 35 кВ, следующие: системы в минимальном
режиме х1с = 5 Ом; трехобмоточного трансформатора Т1
мощностью 10 МВ • А х1т1 в~с = 16 Ом; всех линий 35 кВ общей
длиной 25 км, провод АС-95, г+ух = 8,25 + /10 Ом; трехобмоточно-
го трансформатора Т2	мощностью 16 МВ А
Рис. 4. Расчетная схема (а ) и схемы замещения прямой (обратной) (б) и нулевой
(в) последовательностей

= 10 Ом; линии ПО кВ длиной 30 км, провод АС-120, г+ух =
= 0,9 + /1,33 Ом.

Сопротивления нулевой последовательности элементов схемы
(рис. 4, в), также приведенные к напряжению 35 кВ:

х0т2 ~ Х1 т2 В-Н~ 16 ®м’ х0 ВЛ ПО ~ $Х1 ВЛ ПО ~ ®м-

Нагрузка при расчете не учитывается.

Решение. Рассчитывается ток обратной последовательности
по линиям 35 кВ при двухфазном КЗ в наиболее удаленной точке Л1
(точка К на рис. 4). Составляющие суммарного сопротивления до
точки К (см. рис. 4, б):

гк ~ гвл 35 + гвл по “ 8’25 + 0,9 — 9,15 Ом,

где хк л^ + Хр!+хВЛз5 + х12 + хВЛ110 —5+16+10+10+1,33 —
— 42,3 Ом; это сопротивление одинаково для схем прямой и обрат-
ной последовательностей.

С учетом того, что гк < ^хк, активной составляющей допустимо
пренебречь. Тогда
А? =	= Мх1к + *2к) = 20 000/(42,3 + 42,3) = 236 А,

где 11ф = 35 000/73 = 20 000 В для сети 35 кВ.

Ток обратной последовательности в делительной защите (вто-
ричный) при Иг = 200/5 составляет = 236/40 = 5,8 А.

Рассчитывается ток обратной последовательности по линиям
35 кВ при однофазном КЗ на землю в той же точке

7(1) = /О) = 70) =
1к 2к Ок

Цф 20000

х1к + х2к+х0к 423+423+20

= 193 А,

гдеЛок = Лот2 + вд по = 16 + 4 - 20 Ом (см. рис. 4, в).

Ток обратной последовательности в делительной защите (вто-
ричный) при га,. = 200/5 составляет = 193/40 = 4,8 А.

Рассчитывается ток обратной последовательности по линиям
35 кВ при двухфазном КЗ на землю в той же точке

= 360

20

423 + 20

= 105 А,

где

№------

1к

Х1к

20000
423-20

+ 423 + 20

= 360 А.

Ток обратной последовательности в делительной защите (вто-
ричный) при Иг — 200/5 составляет 1^ = 105/40 = 2,6 А.

Принимается минимальная уставка тока обратной последователь-
ности /с р= 1,5 А. Эта уставка обеспечивает несрабатывание реле
при возможных токах небаланса фильтра. Коэффициенты чувстви-
тельности делительной защиты: Л® = 5,8/1,5 = 3,9; к® = 4,8/1,5 =
= 3,2;	= 2,6/1,5 = 1,73 при требуемом кч » 1,5 [1].

Для токового реле, включенного на ток одной из фаз, /с 3 выбира-
ется по условию отстройки от возможных эксплуатационных пере-
грузок линии, где включена делительная защита. При /раб_
= 200 А ток /с 3 = 1,3 • 200 = 260 А. Чувствительность проверяет-
ся при трехфазном КЗ в той же точке К (см. рис. 4):

/<3> = 20 000/42,3 = 472 А; Ц3> = 472/260 = 1,8 > 1,5.
При недостаточной чувствительности рассмотренной делитель-
ной защиты можно установить более чувствительное, но более
сложное и дорогое цифровое реле или дополнить делительную за-
щиту одним реле, реагирующим на ток нулевой последовательно-
сти, который проходит через заземленную нейтраль трансформато-
ра Т2 при КЗ на землю на Л1 (эти виды КЗ по статистическим дан-
ным составляют около 85 % всех КЗ в сетях 110 — 220 кВ). Защита
должна действовать на отключение ближайшей ВЛ 35 кВ, если это
приемлемо по условиям электрических режимов.

Время срабатывания делительной защиты выбирается по услови-
ям селективности с защитами элементов прилегающей сети, а также
по условию термической стойкости этих элементов и обычно нахо-
дится в пределах от 1 до 2 с. При этом, как указывалось, возможно в
редких случаях излишнее срабатывание этой делительной защиты,
например при отказе основной защиты на каком-нибудь из смеж-
ных элементов или при затянувшемся самозапуске нагрузки. Для
исключения последнего можно установить большее время срабаты-
вания для элемента защиты, реагирующего на фазный ток.
4.	Делительная защита,
действующая перед сетевым АВР

На рис. 5 представлен пример схемы распределительной сети, где
целесообразно выполнение сетевого АВР двустороннего действия с
необходимой делительной защитой минимального напряжения
(ДЗН), действующей перед АВР. Прежде описания схемы и расчета
уставок этой делительной защиты рассмотрим основные условия
выполнения сетевых АВР [4].

Схемы и уставки сетевых АВР должны отвечать следующим
основным требованиям.

1.	Схема сетевого АВР одностороннего действия должна прихо-
дить в действие при исчезновении напряжения со стороны основно-
го (рабочего) источника питания при наличии напряжения со сто-
роны резервного. Схема сетевого АВР двустороннего действия дол-
жна приходить в действие при исчезновении напряжения со
стороны любого из двух источников питания при наличии напряже-
ния со стороны другого источника питания (рис. 5).

Делительная защита ДЗЯна подстанции Гдолжна предотвращать
возможность опасной подпитки неустранившегося КЗ на питающей
линии высшего напряжения Л1 через сеть низшего напряжения от
источника А после срабатывания сетевого АВР.

Напряжение срабатывания реле, контролирующих отсутствие
напряжения со стороны основного (рабочего) источника питания (А
на рис. 5), следовало бы выбрать близким к нулю, чтобы эти реле
срабатывали только при полном исчезновении напряжения. Однако
выбор очень низкого напряжения срабатывания может вызвать за-
медление действия АВР, поскольку электродвигатели нагрузки, вра-
щаясь по инерции после отключения рабочего питания, могут при
определенных условиях поддерживать на шинах относительно мед-
ленно снижающееся напряжение. Поэтому рекомендуется прини-
мать значение напряжения срабатывания минимальных реле напря-
жения, контролирующих отсутствие напряжения, по выражению
—"Л2	Л4"—►

Рис. 5. Схема распределительной сети с сетевым АВР двустороннего действия и
делительной защитой минимального напряжения (ДЗН), действующей перед АВР
в сторону подстанции Г во избежание включения на КЗ в сети высшего напряже-
ния (на Л1)

^с.рАВР ~ 0>25 Ц1ОМ,

(3)

где 1/ном — номинальное напряжение рабочего источника питания
(вторичное), В.

Эти значения уставки по напряжению должны быть на 15 — 20 %
меньше соответствующих уствок по напряжению в делительных за-
щитах местных электростанций и синхронных двигателей, работаю-
щих в рассматриваемой электрической сети.

2.	Действие сетевого АВР на включение при условиях, изложен-
ных выше, должно происходить с выдержкой времени, так же как и
местных АВР, причем время срабатывания пускового органа выби-
рается по условию

^с.рАВР - Ч +

(4)

где — наибольшее время срабатывания защит присоединений вы-
сшего напряжения подстанции (например, линий подстанции Дна
рис. 5), а также по условию ожидания срабатывания двух циклов
АПВ этих линий и дополнительно по условию ожидания срабатыва-
ния делительных защит (автоматики) минимального напряжения,
действующих перед АВР (защита на подстанции Г):

^с.рАВР - *ДЗН + Ы

(4а)

где /дЗН — время срабатывания реле времени делительной защиты
минимального напряжения, определяемое по условию ожидания
действия АПВ на линии основного (рабочего) питания или АВР в
питающей сети; Л/ = 0,6 с при использовании реле времени со шка-
лами до 9 сиЛ7= 1,5 4- 2 с — со шкалами до 20 с (для цифровых реле
меньше).

Для ускорения действия сетевых АВР, так же как и местных, до-
пустимо не ждать срабатывания АПВ на питающей (рабочей) линии
или АВР в питающей сети. Соответственно настраиваются и делите-
льные защиты, действующие перед данным сетевым АВР. При от-
сутствии делительной защиты необходимо в схеме АПВ питающей
(рабочей) линии предусмотреть контрольный орган отсутствия на-
пряжения на линии, чтобы избежать АПВ после срабатывания сете-
вого АВР, особенно если замыкание сети между двумя источниками
питания является недопустимым (например, при несинфазных или
несинхронных напряжениях этих источников). На схеме рис. 5 нет
делительной защиты минимального напряжения на подстанции А,
поскольку шины этой подстанции надежно питаются от нескольких
источников (“непогасаемые” шины). Поэтому АПВ линии Л2 со
стороны этой подстанции должно быть выполнено с контролем от-
сутствия напряжения на линии, если имеется необходимость уско-
рить действие сетевого АВР в сторону подстанции Б при условии,
что замыкание сети между источниками А и Д недопустимо. Конт-
роль отсутствия напряжения можно выполнить только для второго
цикла АПВ или для обоих циклов.

Для сетевых АВР двустороннего действия могут быть выбраны
разные уставки по времени для работы в разные стороны.
3.	Действие сетевого АВР должно быть однократным. Имеются
различные схемы, обеспечивающие однократность АВР, в том числе
широко применяются схемы с использованием реле РПВ-58 или
РПВ-258 для АПВ линии. Поскольку уставки по времени АПВ (пер-
вого цикла) и АВР обычно существенно отличаются друг от друга,
рекомендуется выполнить (путем небольшой переделки реле РПВ)
автоматическое изменение уставок по времени при переводе ре-
жимного ключа АПВ-АВР из одного положения в другое. Аналогич-
но для этой цели можно использовать цифровые реле, имеющие два
и более разных наборов уставок.

4.	Ускорение действия защиты при срабатывании сетевого АВР
может осуществляться, но при этом необходимо обеспечить селек-
тивность ускоряемой защиты как с предыдущей (на элементе, где
может сохраниться повреждение), так и с последующей (со стороны
питающего источника). При АВР двустороннего действия ускоряе-
мая защита, очевидно, должна обладать способностью действовать
при направлениях тока КЗ как от шин в линию, так и в обратном на-
правлении, и обладать селективностью со смежными защитами в
обоих режимах после АВР. Например, на рис. 5 такой защитой явля-
ется защита на выключателе 3, оборудованном сетевым АВР двусто-
роннего действия. При срабатывании АВР в сторону подстанции Б у
этой защиты может шунтироваться элемент направления или авто-
матически изменяться уставка по времени (у цифровых реле имеет-
ся два набора уставок).

5.	Как указывалось выше (п. 1), делительная защита, действую-
щая перед сетевым АВР и выполняемая в виде защиты минимально-
го напряжения, должна иметь уставки, выбранные по следующим
условиям:

•	контроля отсутствия напряжения со стороны рабочего источ-
ника питания по выражению (3);

•	согласования чувствительности с пусковым органом минима-
льного напряжения устройства сетевого АВР:

^с.рДЗН = (1Л 1,2) ^с.рДВР’	(5)

где 11с рдвр принимается по выражению (3).

Минимальные реле напряжения делительной защиты и пусково-
го органа АВР должны включаться на одноименные междуфазные
напряжения, чтобы обеспечить их согласованное действие (возврат)
при АПВ питающей линии на двухфазное КЗ.

Время срабатывания защиты ДЗН выбирается по следующим
условиям:
•	отстройка от действия тех защит, в зоне действия которых КЗ
могут вызывать снижения напряжения ниже принятого по формуле
(5). Для схемы рис. 5 это относится к защитам элементов, подклю-
ченных к шинам подстанций Дъ1\

•	согласование действий делительной защиты и АПВ питающих
линий или АВР в питающей сети по условию

*с.рДЗН - (*с.з + *1АПВ + 4.3 + *2АПв)л1 + *загг

(6)

Для схемы рис. 5 это условие означает, что делительная защита на
подстанции /"сработает только при неуспешном действии второго
цикла АПВ линии Лк Действие АВР в питающей сети может быть
только однократным, поэтому

^с.рДЗН — ^с.рАВРпит + ^загг

(7)

В схеме на рис. 5 при отключении рабочего источника питания
шин подстанции А и последующем успешном срабатывания АВР
на этой же подстанции действие ДЗН на выключателе 1 было бы
излишним.
5. Делительные защиты,
используемые на электростанциях
небольшой мощности, получающих
дополнительную мощность
из энергосистемы

В настоящее время, как и прежде, к государственным энергосис-
темам и АО-энерго подключается большое число промышленных и
других электростанций, работающих изолированно. После включе-
ния на параллельную работу с энергосистемой рост нагрузок этих
электростанций, как правило, покрывается за счет получения до-
полнительной мощности от энергосистемы. В зависимости от усло-
вий и периода работы предприятия и электростанции размеры до-
полнительно получаемой мощности могут колебаться в широких
пределах (например, ремонт крупного генератора и т.п.), и при ава-
рийном отделении от энергосистемы на электростанции может об-
разоваться весьма различный дефицит мощности.

Для предотвращения аварий в этих случаях Правилами [1] предла-
гается делительная защита, действие которой заключается в отделе-
нии генераторов с частью нагрузки, соответствующей их мощности,
от остальной нагрузки района. Делительные защиты для электро-
станций, получающих дополнительную мощность от энергосисте-
мы, выполняются главным образом реагирующими на снижение ча-
стоты и напряжения. Они представляют собой комплекс защит (или
цифровые терминалы), реагирующих на понижение частоты, ско-
рость снижения частоты, снижение напряжения, появление сим-
метричных составляющих тока или напряжения, изменение на-
правления мощности.

Частота срабатывания делительной защиты от понижения часто-
ты выбирается обычно равной 47 — 48 Гц. Для предотвращения не-
правильных действий защиты из-за кратковременного замыкания
контактов старых реле частоты типа ИВЧ (при снятии напряжения с
Рис. 6. Схема участка распределительной сети с местной электростанцией

его обмоток) необходимо, чтобы оно действовало на отключение че-
рез реле времени с выдержкой 0,3 — 0,5 с. Полное время от момента
отключения линии связи станции с системой (рис. 6) до момента
срабатывания этой делительной защиты определяется как сумма
времени:

{ЦЗ ^с.ч + ^РВ + ^о.в’

(8)

где 1С Ч — время снижения частоты в отделившемся узле с электро-
станцией до частоты срабатывания реле частоты защиты; /РВ —
уставка реле времени (0,3 — 0,5 с); /о в — время отключения выклю-
чателя, на который действует частотная делительная защита.

При использовании реле частоты РЧ-1 установка реле времени не
требуется. Это же относится к современным цифровым реле [7].

Значение 1С Ч определяется расчетом. Для ориентировочного опре-
деления /с ч можно воспользоваться расчетными характеристиками
изменения частоты электростанции, отделившейся от системы с де-
фицитом мощности ДР = 30 % (рис. 7, а) и ДР = 50 % (рис. 7, б).
Характеристики построены для значения частотного коэффициента
к = 2, характеризующего снижение мощности, потребляемой на-
грузкой при снижении частоты.

Дефицит мощности, %:

Ат= гр н100,

(9)

где Рг, РИ — соответственно мощность генераторов и нагрузки в от-
делившемся узле с электростанцией.
Рис. 7. Характеристики изменения частоты электростанции, отделившейся от
системы с дефицитом мощности АР = 30 % (а ) и АР = 50 % (б) при к = 2 и раз-
личных значениях 7^нс:
7— 14 с; 2 — 12 с; 3- 10 с; 4- 8 с; 5-6 с [5]

Постоянная инерции вращающихся агрегатов электростанции и
нагрузки Тин с, определяющая наряду с АР скорость снижения час-
тоты, для ориентировочных расчетов может быть принята максима-
льной: для сельских ГЭС Тин с «5 с; для промышленных тепловых
электростанций малой и средней мощности с отечественными гене-
раторами и районом нагрузки Ттх. «12 с. При наличии мощных ме-
ханизмов с большими инерционными постоянными Тин с энерго-
района может превысить указанное значение.

Из рис. 7, а видно, что при Гин с « 12 с и АР = 30 % (Рн /Рг « 1,4),
при частоте срабатывания реле понижения частоты, равной 47 Гц,
/сч « 2,1 с. Тогда согласно (8) /д3 = 2,1 + 0,4 + 0,1 = 2,6 с, а время
срабатывания АПВ на линии связи с системой должно быть не ме-
нее 3 с во избежание несинхронного включения генераторов
электростанции.

Делительная защита по снижению напряжения выполняется так
же, как пусковой орган минимального напряжения схемы АВР. На-
пряжение срабатывания этой защиты обычно принимается равным
(0,6 -ь 0,7) 7/ном- Время срабатывания определяется требованиями се-
лективности с защитами смежных элементов [4, 7]. Желательно,
чтобы время срабатывания защиты не превышало 1 — 1,5 с, в связи с
чем при выборе уставок часто не учитывают редкие случаи работы
резервных защит смежных элементов.

Делительные защиты, реагирующие на аварийные симметрич-
ные составляющие тока или напряжения, настраиваются таким об-
разом, чтобы по возможности обеспечить несрабатывание при КЗ
на отходящих элементах и надежное срабатывание при удаленных
КЗ на элементах связи станции с системой.

Пример. Выбираются уставки делительной защиты, установ-
ленной на тепловой электростанции (ТЭЦ) небольшой мощности
(см. рис. 6). Делительная защита реагирует на снижение частоты,
снижение напряжения, появление токов обратной и нулевой
последовательностей.

Решение. Рассчитываются уставки делительной защиты, реа-
гирующей на снижение частоты:

а)	частота срабатывания принимается равной 47,5 Гц для ускоре-
ния отделения станции от сети при отключении линии связи Л1 и
для ускорения действия АПВ этой линии;

б)	время срабатывания принимается равным 0,4 с (при выполне-
нии защиты на реле понижения частоты типа ИВЧ) или 0,1 сприис-
пользовании цифровых реле [7];

в)	наиболее вероятное время снижения частоты в отделившем-
ся узле с ТЭЦ до частоты срабатывания реле (47,5 Гц) определяет-
ся по расчетной характеристике (см. рис. 7, а), соответствующей
Гинс ~ 12: /с ч « 1,8 с. Полное время от момента отключения линии
связи Л1д& момента срабатывания делительной защиты по формуле
(8) /дз = 1,8 + 0,4 + 0,1 = 2,3 с или меньше (около 2 с).

Рассчитываются уставки делительной защиты, реагирующей на
снижение напряжения (ДЗН):

а)	напряжение срабатывания реле ДЗН принимается равным
0,6 ЦюМ Г ( Цюм г = 6’3 кВ)1

6/с р = 0,6Ц(ОМ г/Пг = 0,6 • 6300/(6000/100) = 63 В;

б)	время срабатывания ДЗН для схемы сети (см. рис. 6) выбирает-
ся на ступень селективности Д/вьппе, чем время срабатывания мак-
симальных защит (отсечек) элементов сети 6 кВ ТЭЦ, которое дол-
жно быть минимальным для предотвращения нарушения устойчи-
вости параллельной работы генераторов ТЭЦ с системой при
близких КЗ: 1С З = 0 -е- 0,5 с. Тогда /цЗН » 0,5 4-1 с или может быть
около 0,3 с при использовании цифровых реле. При этом имеется в
виду, что близкие КЗ на линиях, отходящих от шин питающей под-
станции (вместе с ЛТ), и на линиях, подключенных далее к Л1, вы-
зывающиесг

кг:

ениенащ

ения на шинах 6 кВ ТЭЦ к

ЕЕ?

:е уставки

ДЗН, отключаются с /са<0,5с, а КЗ в трансформаторах — с
^ = 0с;

в)	проверяется чувствительность защиты при трехфазном КЗ на

линии 110 кВ Л1 вблизи

тля

9 питающей подстанции после отключе-

ния выключателя Л1. Расчет, как правило, следует производить для
установившегося режима КЗ, поскольку для генераторов неболь-
шой мощности этот режим наступаетуже через 0,5 — 1,5 с после воз-
никновения КЗ.

Для турбогенератора типа Т2-6-2 на напряжение 6,3 кВ сопро-

тивление в установившемся режиме КЗ х»ао = х»</= 1,65, или

= 8,8 Ом (приведено к нал;

ШЕ?

:ению 6 кВ) [9]. Сопротивление

трансформатора связи 115/6,3 кВ при ‘$ЮМЛр= Ю МВ -А, ик =
= 10,5 % равно 0,42 Ом (приведено к напряжению 6 кВ). Сопротив-

ление линии ПО кВ Л1 (см. рис. 6) до места трехфазного КЗ

хд ~ 40 Ом (при расстоянии до места КЗ 100 км), или 0,12 Ом (при-
ведено к напряжению 6 кВ).

Принимая ЭДС генератора	= Акпр = 3,5, или 22 000 В, опре-

деляем установившееся значение тока трехфазного КЗ:

= 22 000/[л/3(8,8 + 0,42 + 0,12)] = 1360 А.

Остаточное напряжение на шинах 6 кВ ТЭЦ:

= Л - 1360 (0,12 + 0,42) = 1300 В, или 0,2^ г

Коэффициент чувствительности минимальных реле напряжения

^Ч.Н Цкз/Ц)СТ ®’^Ц1ОМ.г/(®’2 Цюм.г) 3 > 5.

С учетом влияния нагрузки ТЭЦ н имеет еще меньшее значе-
ние. В большинстве случаев делительная защита, реагирующая на

снижение нал

•НЕ?

:ения, обладает достаточной чувствительностью к

удаленным трехфазным КЗ на линиях связи с системой.

Рассчитываются уставки защит, реагирующих на токи нулевой /0
или обратной 12 последовательностей:

а)	выбираются токи срабатывания по условию отстройки от нал -
большего тока небаланса фильтров токов/0 илиа затем проверя-
ется чувствительность защит при несимметричных КЗ на линии свя-
зи с системой. Согласование чувствительности этих защит с максима-

льными токовыми и дистанционными защитами линий прилежащей

сети часто оказывается невозможным в связи с известной высокой
чувствительностью фильтровых защит. Поэтому при удаленных КЗ
через переходное сопротивление, при отказах основных быстродей-
ствующих защит и в других редких случаях возможно неселективное
(излишнее) срабатывание фильтровой делительной защиты [4];

б)	время срабатывания делительной защиты, реагирующей на ток
/2, выбирается по условиям отстройки от времени срабатывания тех
защит, в зоне действия которых несимметричные КЗ могут вызвать
снижение напряжения ниже принятого по формуле (3), а защиты,
реагирующей на ток 3/0 (при заземленной нейтрали 110 — 220 кВ
трансформатора связи), — по согласованию с защитой нулевой по-
следовательности линий 110 — 220 кВ прилежащей сети [4].

Однако по снижению частоты до заданного значения нельзя су-
дить о размере образовавшегося дефицита мощности. После дейст-
вия делительной защиты может произойти отделение генераторов с
нагрузкой, намного превосходящей их мощность, и даже действие
АЧР не сможет обеспечить нормальную частоту. Это может прои-
зойти, например, при внеплановом ремонте наиболее мощного ге-
нератора электростанции. И, наоборот, возможно отделение гене-
раторов с большой недогрузкой (например, в ночной “провал”), в то
время как часть электроприемников окажется обесточенной. Таким
образом, в различных ситуациях при отключении линии связи с сис-
темой ВЛ (рис. 8, 9) в зависимости от дефицита мощности может
оказаться целесообразным отключение делительной защитой вы-
ключателя В1, или В2, или ВЗ. Очевидно, что дежурный персонал не
в состоянии изменять направления действия делительной защиты в
зависимости от создаваемого режима работы и ожидаемого дефици-
та мощности, тем более это невозможно выполнить оперативно во
время аварии. Поэтому в первичной схеме электростанции (см.
рис. 8,9) должно быть предусмотрено несколько точек деления, на-
зываемых “нулевым сечением”. В этих точках должны находиться
выключатели (В1, В2, ВЗ), на которые может действовать делитель-
ная защита станции и которые должны быть оборудованы устройст-
вом синхронизации. При неопределенном графике нагрузки и на-
личии двух возможных точек деления выбор направления действия
делительной защиты может быть выполнен автоматически, напри-
мер с помощью реле активной мощности, включаемого на разность
токов, проходящих через каждую из этих точек.

Для такой электростанции наиболее целесообразно выполнить
автоматическую делительную защиту, реагирующую на скорость из-
менения частоты &//&. Как известно, скорость изменения частоты
прямо пропорциональна величине дефицита мощности. Характер
протекания процесса снижения частоты, как указано выше, зависит
Рис. 8. Схема электростанции, работающей параллельно с энергосистемой:

Л— линия связи станции с системой; Н{, Нц~ нагрузка соответственно / и
II систем шин генераторного напряжения; Сн—нагрузка собственных нужд

от размера образовавшегося дефицита мощности (АР), значений
инерционных постоянных вращающихся масс генераторов, турбин
и механизмов нагрузки ( Рин), а также от регулирующего эффекта на-
грузки (уменьшение потребляемой мощности при снижении часто-
ты), который выражается коэффициентом К.

Таким образом, скорость снижения частоты при дефиците актив-
ной мощности является функцией трех величин:

у(А/^ Тин, *),
Рис. 9. Схема электростанции и линии связи ВЛ с устройствами противоаварий-
ной автоматики:

АПВУС — автоматическое повторное включение линии с улавливанием син-
хронизма; АПВНЛ — автоматическое повторное включение с проверкой отсут-
ствия напряжения на линии; ТЯЛ, ТНШ — трансформаторы напряжения, уста-
новленные соответственно на линии и шинах
где К— частотный коэффициент нагрузки, представляющий собой
отношение изменения нагрузки к изменению частоты:

В зависимости от характера нагрузки значение Сможет находить-
ся в пределах от 1 до 3; значение ^определяется теоретически и экс-
периментально. Например, для некоторых объектов энергосистемы
Ленэнерго в среднем К= 1,5 4-1,7. Экспериментальное значение К
для распределительных сетей сельскохозяйственных районов с
местными электростанциями (ГЭС и ТЭЦ) никогда не определя-
лось. Имеются лишь данные о том, что в небольших энергоузлах
(Рг = 24 ч- 60 МВт), по-видимому, с промышленной нагрузкой, экс-
периментально полученное значение К~3. Такое значение ^объяс-
няется снижением активной нагрузки осветительного типа вследст-
вие снижения напряжения (одновременно со снижением частоты).

Надо заметить, что в распределительных сетях сельскохозяйст-
венного назначения доля нагрузки такого типа велика. Это могут
быть осветительные приборы в производственных и бытовых поме-
щениях; электронагревательные приборы производственного на-
значения, например для подогрева воды на животноводческих фер-
мах (мощностью до 25 кВт в единице); нагревательные устройства
для электрообогрева парников и теплиц (мощностью 5 кВт в едини-
це); лампы для воздействия ультрафиолетовыми лучами на живот-
ных и птиц (мощность одной лампы 0,375 кВт), а также лампы для
облучения рассады в парниках в зимние месяцы (общей мощностью
свыше 100 кВт) и т.п. Следовательно, в распределительных сетях та-
кого рода вероятны значения К>

Экспериментальные определения частотного коэффициента на-
грузки в нескольких распределительных сетях сельскохозяйствен-
ного назначения с местными электростанциями при их отделении
от системы с различными дефицитами мощности подтвердили это
предположение. Значения коэффициента ^находятся в пределах от
2,1 до 2,55.

Для восстановления нормальных (или близких к нормальным)
параметров электрического режима (частоты и напряжения) в отде-
лившейся сети при отсутствии резерва генерирующей мощности,
как известно, существует единственный способ — отключение части
электроприемников (уменьшение Рн). Это отключение должно про-
изводиться автоматической частотной разгрузкой (АЧР) или авто-
матической делительной защитой (АДЗ), действующей при сниже-
нии частоты (или напряжения) на отделение местных электростан-
ций со сбалансированной нагрузкой от остальной нагрузки сети.

С точки зрения сохранения наиболее ответственных потребите-
лей во всей отделившейся сети (особенно в случае устойчивого по-
вреждения линии связи с системой) предпочтительнее произвести
равномерную разгрузку путем отключения от АЧР всех менее ответ-
ственных потребителей электроэнергии.

Однако можно предположить, что существуют такие критические
значения скорости снижения частоты, при которых устройства АЧР
окажутся неэффективными, и для сохранения агрегатов собствен-
ного расхода местных электростанций и наиболее ответственных
потребителей этих станций единственно возможным явится приме-
нение быстродействующей делительной защиты по скорости сниже-
ния частоты.

Критерий целесообразности применения такой делительной за-
щиты возможно определить на основе следующих соображений.
Нижний предел частоты, которая может быть кратковременно допу-
щена в энергосистеме, составляет 40 — 45 Гц в зависимости от типов
электростанций. На тепловых станциях среднего давления при час-
тоте 45 Гц питательные электронасосы резко снижают, а иногда и
совсем прекращают подачу воды в котлы; циркуляционные насосы
при этом же значении частоты снижают производительность на
30 — 40 %. Снижение производительности агрегатов собственного
расхода вызывает снижения активной мощности электростанции,
что ведет к дальнейшему увеличению дефицита активной мощности
и может вызвать “лавинообразное” снижение частоты и, как следст-
вие, полный останов всех местных станций. Если в отделившейся
сети имеются только гидроэлектростанции, то считается допусти-
мым кратковременное снижение частоты ниже 45 Гц. При наличии
тепловых электростанций высокого давления критическая частота
для питательных насосов может достигать 46 — 46,5 Гц. Проведен-
ные опыты показали также, что в ряде случаев при понижении час-
тоты до 45 Гц напряжение на шинах станций снижается до значе-
ния, близкого к критическому, когда может возникнуть явление
“лавины напряжения”, вызывающее нарушение статической устой-
чивости электрической системы.

С другой стороны, время отключения части нагрузки устройства-
ми АЧР по ряду причин не может быть равно нулю. Это время скла-
дывается из следующих значений времени:

^откл ^р.в + ^о.в + ^зап’
где *р.в — выдержи
превышающая 0,5

времени для первой категории АЧР (АЧРI), не
, но не принимаемая меньше 0,3 с из-за возмож-
ности кратковременного замыкания контактов реле понижения ча-
стоты старых типов ИВЧ-ОНА при снятии с него напряжения; /о в —
время отключения выключателя линии или трансформатора, на ко-
торый действует АЧР; принимается равным около 0,1 с;	— время

запаса, учитывающее время срабатывания самого реле ИВЧ-ОНА,
ошибку реле времени, задержку в отключении выключателя и т.п.;
принимается 0,1 с.

Следовательно, общее время /откл максимально может составлять
0,7 с, минимально — 0,5 с.

Верхний предел уставок по частоте АЧР I составляет =
= 47-ь48 Гц.

Таким образом, первые комплекты АЧР I должны произвести от-
ключения так, чтобы за время частота не снизилась ниже
Доп = 45 Гц. Это возможно при скорости снижения частоты, опре-
деляемой как:

Значения Др и /откл в общем случае выбираются в соответствии с
принятыми в энергосистеме уставками АЧР, но в тех пределах, кото-
рые указаны в директивных материалах, поскольку местная разгруз-
ка по частоте является частью общесистемной разгрузки (АЧР). До-
пустим, что Др для рассматриваемой сети принимается порядка
47,5 Гц, время ?р в = 0,5 с и, следовательно, общее время « 0,7 с.
Тогда критическое значение скорости снижения частоты

^/кр

47,5-45
0,7

3,5 Гц/с.

Таким образом, этим значением определяется искомый критерий
целесообразности применения делительной защиты по скорости
снижения частоты для отделения местной электростанции с собст-
венным расходом и сбалансированной нагрузкой в случаях больших
дефицитов мощности в отделившейся сети.

Если ожидаемая скорость снижения частоты всегда меньше кри-
тической, то допустимо и даже желательно применение устройств
АЧР для выборочного отключения части электроприемников отде-
лившейся сети. Если ожидаемая скорость снижения частоты может
быть больше критической, целесообразно применение делительной
защиты по скорости снижения частоты.

Если в распределительной сети с местными электростанциями
ожидаемый дефицит мощности может меняться в широких преде-
лах в зависимости от того, в какой точке произошло отделение сети
от энергосистемы, то целесообразно сочетать устройства АЧР и де-
лительной защиты, которую следует выполнять реагирующей на
скорость изменения частоты.

Поскольку определение скорости снижения частоты является
сложным и трудоемким, автором были построены расчетные кри-
вые (рис. 10), отражающие зависимость ДР = у(Гин) ПРИ 1; 2; 3
для определенной скорости снижения частоты 3,5 Гц/с. Зная Гин и К
для отделившейся сети, можно определить по этим кривым допус-
тимое критическое значение ДРкр и сравнить его с максимальным
вероятным значением ДРВ. Если ожидаемое вероятное значение ДРВ
может в каких-либо режимах превосходить найденное допустимое
критическое значение ДРкр, то необходима установка делительных
защит по скорости снижения частоты на всех местных электростан-
циях этой распределительной сети.

Поскольку в различных режимах работы сети значения Тин и К
могут изменяться, необходимо принимать наименьшие возможные
значения Тин и К, пользуясь этими же зависимостями ДР = у( Тин).

Для приближенного определения целесообразности применения
делительной защиты, действующей по скорости снижения частоты,
можно использовать для рассматриваемых сетей практически более
удобный критерий:

ДРКр < АРВ,
в котором ЛРкр определяется по приведенным выше зависимостям
ДР= \и( ^на-

значение ДР, %, определяется следующим образом:

др = ^г Рн100>

и при дефицитах мощности (Рн > Рг) имеет знак “минус”.

Результаты практических расчетов ряда энергоузлов позволяют
установить некоторые средние наименьшие значения инерционных
постоянных для распределительных сетей с местными электростан-
циями (Тин срт/и), а именно:

•	для сетей с сельскохозяйственной нагрузкой и сельскими гид-
роэлектростанциями Гинхрт/Л « 3 с;
Рис. 10. Зависимости ДР = х|/(^щ) пРи А' == 1; 2; 3 и = 3,5 Гц/с

•	для сетей с преобладающей промышленной нагрузкой и тепло-
выми электростанциями малой и средней мощности Тт с^т1п «8 с.

Принимая наименьшее значение К= 1 и наименьшие средние
значения	можно определить по приведенным выше зави-

симостям ЛР=\|/(7ИН) для К= 1 наименьшее вероятное значение
АРВ = ЛРкр, начиная с которого уже требуется применение на мест-
ных электростанциях делительной защиты по скорости снижения
частоты. Эти значения получаются следующими:

•	для сетей с сельскохозяйственной нагрузкой и сельскохозяйст-
венными электростанциями требуется

АРП > 20 %, или

15

•	для сетей с преобладающей промышленной нагрузкой и тепло-
выми электростанциями малой и средней мощности требуется де-
лительная защита по скорости снижения частоты, если
ЛРВ>35%,

или

Разумеется, при К > 1 и Тт существенно больше принятых сред-
них минимальных значений (3 и 8 с) значения ДРВ будут выше.

Таким образом, приведенные критерии позволяют расчетным
путем обосновать целесообразность применения или возможность
отказа (в пользу АЧР) от применения делительной защиты по скоро-
сти снижения частоты на местных электростанциях, а также дают
возможность выбрать такие параметры срабатывания защиты по
скорости снижения частоты, которые автоматически обеспечивают
наиболее рациональное сочетание действий АЧР и этой делитель-
ной защиты в отделившейся части распределительной сети с мест-
ными электростанциями при значительных дефицитах активной
мощности. Согласно предложенной методике предпочтительного
выбора устройств АЧР и АДЗ и рационального сочетания их дейст-
вий в Ленэнерго была осуществлена противоаварийная автоматика
в нескольких распределительных сетях с электростанциями, имев-
ших “слабые” связи с энергосистемой [5].

Таким образом, делительная защита по скорости изменения час-
тоты может автоматически выбирать “точку деления” после аварий-
ного отключения линии связи с энергосистемой (77на рис.8).

В Ленэнерго была разработана такая делительная защита [6] при-
менительно к электростанции, первичная схема которой приведена
на рис. 9. Предположим, что по условиям работы потребителя (ли-
нии Л1, Л2, ЛЗ) допустимо при аварийном отключении линии связи
с системой ВЛ отключение до 50 % электроприемников без наруше-
ния работы основного производства. В случае же образования боль-
шего дефицита мощности целесообразно отключить генераторы с
собственными нуждами и возложить восстановление электроснабже-
ния на устройство автоматического повторного включения (АПВ)
линии связи ВЛ, т.е. осуществить АПВ района нагрузки.

В соответствии с поставленной задачей в зависимости от скоро-
сти снижения частоты схема избирательной делительной защиты
(рис. 11) действует на отключение менее ответственных электро-
приемников (подобно АЧР) или на отключение генераторов. Реле
понижения частоты 1 и 2 типа ИВЧ-ОНА (электромеханическое),
или полупроводниковые реле типов РЧ1, РЧ2, или цифровые реле,
например БМРЗ-А [7], настраиваются таким образом, чтобы в про-
цессе снижения частоты реле 1 сработало раньше, чем реле 2. Для
этого реле 1 регулируется на частоту срабатыванияД = 48,5 -ь 49 Гц,
а реле 2—на^ = 47 4- 47,5 Гц. Следует отметить, что делительная за-
щита может являться частью общесистемной разгрузки по частоте
(АЧР). В этом случае частота срабатывания реле 2 должна задаваться
энергосистемой. Тогда же решается вопрос о необходимости уста-
новки реле времени КТ4 (рис. 11).

Фирма “Механотроника [7] выпускает реле по скорости измене-
ния частоты типа БМАЧР (старое) и БММРЧ (новое). На кафедре
РЗА ПЭИпк выполняются учебные лабораторные работы на терми-
нале БММРЧ (с применением РЕТОМ-51) в режиме снижения час-
тоты, например^ со скоростью до 3,5 Гц/с.

Для реле времени КТЗ ЭВ-114 (см. рис. 11, 6)или РСВ время сра-
батывания рассчитывают, исходя из скорости снижения частоты от
значения/[ до^ при дефиците мощности ДР = 30 % в данном узле с
электростанцией (рис. 12). Скорость снижения частоты зависит не
только от дефицита мощности, но и от характера нагрузки и пара-
метров вращающих агрегатов (генераторов, электродвигателей и
приводимых механизмов) в отделившейся части системы.

На рис. 12, а, 6 приведены расчетные характеристики изменения
частоты при дефиците мощности ДР = 30 % в зависимости от Тин
для двух значений К— коэффициента, характеризующего регулиру-
ющий эффект нагрузки. Если коэффициент АГ для данного узла не-
известен, то для схемы делительной защиты следует принимать
АГ=1.

Инерционная постоянная вращающих масс механизмов отде-
лившегося узла Тин, приведенная к номинальной мощности нагруз-
ки, с, определяется следующим образом:

^(^ин.ген + ^ин.турб^^ген + ^(^ин.дв + ^ин.мех)^дв

(10)

где Рн — номинальная мощность нагрузки; Рген — мощность генера-
торов отделившейся электростанции.

Инерционная постоянная агрегатов (генератор—турбина, двига-
тель — приводимый механизм) определяется конструктивными па-
раметрами машин и их скоростью вращения:

2,74Л»*1П-3

(И)

где У2 — момент инерции, т • м2; п — скорость вращения агрегата,
об/мин; Рном — номинальная мощность агрегата, кВт.
а)

Рис. 11. Принципиальная схема избирательной делительной защиты по скорости
снижения частоты
Рис. 12. Характеристики изменения частоты в отделившейся части энергосисте
мы с дефицитом мощности АР = 30 %:

а — К=2,б—К= 1

Средние значения этих величин для некоторых генераторов, па-
ровых турбин, синхронных компенсаторов, двигателей приведены в
технической литературе.

Определив Тин для отделившейся части энергосистемы с элект-
ростанцией (см. рис. 10), можно, пользуясь характеристиками, при-
веденными на рис. 12, вычислить время срабатывания реле времени
КТЗ (см. рис. 11, б). Например, для Гин = 10 с, К= 1, = 49 Гц и
^2 = 47,5 Гц находим, что снижение частоты отдо^ произойдет за
время Г« 1,3 — 0,4 = 0,9 с. Следовательно, реле времени КТЗдолжно
быть отрегулировано на время срабатывания = 0,9 с.

Работа схемы (см. рис. 11) для принятых параметров срабатыва-
ния будет происходить следующим образом. При возникновении
дефицита мощности меньшего, чем ДР = 30 %, срабатывает реле ча-
стоты КП. Но скорость снижения частоты будет ниже принятой в
расчете, и реле времени КТЗ и промежуточное реле КЬ5успеют сра-
ботать до того, как сработает реле частоты КЕ2. То же произойдет
при^> 1.

При дальнейшем снижении частоты до /2 = 47,5 Гц сработает
реле частоты КР2 и через реле КЬ6и КЬ7приведет в действие реле
КЬ8, осуществляющее функции АЧР, т.е. отключение части элект-
роприемников (линии Л1, Л2).

При возникновении дефицита мощности большего, чем
ДР = 30 %, скорость снижения частоты будет выше принятой в рас-
чете и реле частоты КЕ2 успеет замкнуть свои контакты прежде, чем
сработает реле времени КТЗ с заданным /ср = 0,9 с. В этом случае де-
лительная защита через реле КЬ6, КЬ5, КЬ /действует на отключение
генераторов с нагрузкой собственных нужд. Реле КЬ 7 (тип РП-251)
имеет замедление при срабатывании порядка 0,1 с. Это сделано во
избежание ложного действия защиты при “клевке” реле частоты
КЕ2ъ случае снятия напряжения с его катушки. Установка реле вре-
мени для создания большего замедления может оказаться опасной
для сохранения в работе механизмов собственных нужд станции при
возникновении очень большого дефицита мощности.

В зависимости от местных условий могут быть приняты и другие
параметры срабатывания реле избирательной делительной защиты.
Кроме того, ее действие при большом дефиците мощности может
быть направлено не на отключение генераторов, а на отключение,
например, шиносоединительного выключателя (В2 на рис. 8), т.е.
это устройство может автоматически выбирать “точки деления” как
в схеме электростанции, так и в схеме электроснабжения этого узла.
Избирательная защита (см. рис. 11) может одновременно использо-
ваться как элемент общесистемной автоматической частотной раз-
грузки (АЧР), что существенно снижает затраты на ее выполнение.

Однако необходимо отметить, что избирательная делительная за-
щита по скорости снижения частоты применима лишь д ля таких
схем энергоузлов с электростанциями, когда электростанция связа-
на с энергосистемой линией передачи, предназначенной только для
Рис. 13. Схема энергорайона с электростанцией, работающей параллельно с
энергосистемой

осуществления параллельной работы этой станции с системой
(см. рис. 8 и 9). Если же линия связи станции с системой Л1 (рис. 13)
имеет ответвления или через шины станции осуществляется транзит
электроэнергии (Л2), то применение делительной защиты по скоро-
сти снижения частоты является нецелесообразным.

Несмотря на сравнительно ограниченную область применения
делительных защит по скорости снижения частоты, из многолетнего
опыта эксплуатации известен ряд случаев их успешного использова-
ния как для постоянных, так и для переходных схем энергоузлов с
электростанциями [5, 7].

Делительная защита, действующая при повышении частоты. Она
должна применяться в тех сетях, где после отделения элекгростан-
ции или группы электростанций (тепловых и гидравлических) от
энергосистемы может произойти повышение частоты (и напряже-
ния). Для ликвидации последствий этого режима, не устраняемого
автоматическим регулированием турбин, применяются устройства
развозбуждения и защиты от повышения напряжения для гидроге-
нераторов, а также автоматические выключатели (автоматы) безо-
пасности для гидро- и турбогенераторов. Однако после срабатыва-
ния автомата безопасности и прекращения доступа пара в турбину
турбогенератор остается включенным в сеть, и, если в этой сети за
счет других — гидравлических — электростанций существует режим
с повышенной частотой, турбогенератор продолжает работать с по-
вышенной скоростью как синхронный двигатель. Поэтому для
предотвращения такого опасного режима применяют специальные
делительные защиты, действующие при повышении частоты до
52 — 53 Гц без выдержки времени на отделение тепловых (паротур-
бинных) станций от гидростанций [1, 5].
6. Делительные защиты,
установленные на подстанциях
для отключения мощных синхронных
двигателей [8, 10]

В современной промышленности для привода крупных насосов,
компрессоров, вентиляторов широко используются трехфазные
синхронные электродвигатели напряжением 6 или 10 кВ и единич-
ной мощностью от 1 до 12,5 МВт. Они применяются на перекачива-
ющих станциях магистральных нефте- и газопроводов, на химиче-
ских комбинатах, в металлургической, металлообрабатывающей и
других отраслях промышленности, а также в установках собствен-
ных нужд тепловых электростанций.

Применение синхронных электродвигателей обусловлено их
ценными свойствами: более высоким коэффициентом полезного
действия, чем у аналогичных асинхронных электродвигателей, ме-
ньшей зависимостью вращающего момента от подводимого напря-
жения, независимостью частоты вращения от нагрузки на валу элек-
тродвигателя. Наряду с этим синхронные электродвигатели могут
быть использованы для компенсации реактивной мощности. Это
объясняется тем, что в отличие от асинхронного синхронный элект-
родвигатель может работать с коэффициентом мощности, близким
к единице, и не потреблять из электрической сети реактивной мощ-
ности для создания собственного магнитного поля. Более того, в
ряде случаев синхронный электродвигатель может отдавать реак-
тивную мощность в сеть, т.е. компенсировать (уменьшать) ее полу-
чение от энергосистемы. При этом снижаются потери энергии в
электрических сетях и поддерживается нормальное напряжение на
зажимах электроприемников узла нагрузки.

Компенсирующая способность синхронных электродвигателей,
характеризующаяся отношением реактивной мощности, отдавае-
мой электродвигателем в сеть, к его полной мощности, обычно не-
велика, и ее нельзя повышать на длительное время без снижения
активной нагрузки. Поэтому при необходимости компенсации ре-
активной мощности в больших размерах в энергосистемах применя-
ются так называемые синхронные компенсаторы — специальные
синхронные электродвигатели, предназначенные для работы только
на холостом ходу (без нагрузки на валу) и для выработки или потреб-
ления реактивной мощности. Их единичная мощность доходит до
160 МВ • А

На электрических подстанциях, питающих синхронные электро-
двигатели, или, как говорят, в узлах с синхронной нагрузкой, имеет-
ся ряд особенностей в выполнении устройств релейной защиты и
противоаварийной автоматики. Это связано с особенностями пове-
дения в аварийных режимах синхронной нагрузки по сравнению с
другими типами нагрузки, например осветительной. Если при вне-
запном отключении питающего источника на подстанции с освети-
тельной нагрузкой напряжение на шинах сразу становится равным
нулю, то на подстанции с синхронной нагрузкой напряжение на
шинах плавно снижается в течение нескольких секунд, пока враща-
ются по инерции синхронные электродвигатели, работающие в этот
период как синхронные генераторы. Именно эта способность син-
хронного двигателя работать в определенных ситуациях в режиме
синхронного генератора вызывает необходимость выполнения важ-
ных дополнений и изменений в типовых устройствах релейной за-
щиты и автоматики в тех случаях, когда на подстанции или в приле-
гающей электрической сети имеются относительно крупные син-
хронные двигатели.

Прежде всего, следует описать возможные характерные режимы
в узлах с синхронной нагрузкой, особенности которых необходимо
учитывать при выполнении устройств РЗА в этих узлах:

•	потеря питания из-за отключения питающего источника, после
чего синхронные двигатели, продолжая вращаться за счет накоплен-
ной кинетической энергии, переходят в режим синхронного генера-
тора и в течение нескольких секунд поддерживают на шинах под-
станции напряжение, значение которого и частота постепенно
снижаются;

•	короткое замыкание, в месте которого суммируются токи КЗ от
основного источника питания (как правило, от энергосистемы) и
токи КЗ, генерируемые синхронными двигателями, которые и в
этом случае работают в режиме синхронного генератора;

•	асинхронный режим или выпадение синхронного двигателя из
синхронизма;

•	несинхронное включение синхронного двигателя.

Рассмотрим каждый из этих аварийных режимов.
Рис. 14. Характеристики изменения напряжения и частоты на подстанции, пита-
ющей синхронные электродвигатели, после потери питания от энергосистемы:
а — первичная схема подстанции; б — характеристики изменения напряже-
ния IIи частоты/ 1,11— первая и вторая секции шин 6 (10) кВ подстанции;
СД — синхронные электродвигатели; Н— прочая (безынерционная) нагруз-
ка; 77, Т2 — понижающие трансформаторы; АВР — устройство автоматиче-
ского включения резерва

Потеря питания. После внезапного отключения питающей линии
или трансформатора (например, Т1 на рис. 14, а) теряет питание со-
ответствующая секция. Синхронные двигатели СД этой секции пе-
реходят в режим синхронного генератора, продолжая вращаться по
инерции с постепенно уменьшающейся частотой вращения. Двига-
тели поддерживают на секции напряжение Я, значение которого по-
степенно снижается по мере снижения ЭДС двигателей из-за сни-
жения их частоты вращения. По этой же причине снижается и час-
тота /генерируемого напряжения (рис. 14, б). Скорости снижения
частоты и напряжения зависят от параметров синхронных двигате-
лей и в особенности от соотношения суммарных мощностей син-
хронных двигателей и остальной (безынерционной) нагрузки. На
рис. 14, б кривые изменения частоты и напряжения соответствуют
случаю, когда мощность безынерционной нагрузки Нв 3 раза боль-
ше, чем мощность синхронных двигателей СДэтой секции. Чем ме-
ньше мощность безынерционной нагрузки Я по сравнению с мощ-
ностью синхронных двигателей СД, тем медленнее будет происхо-
дить снижение частоты и напряжения при потере питания.

Из рис. 14, ^видно, что примерно через 1 с после отключения пи-
тающей линии и начала переходного процесса выбега синхронных
двигателей значение частоты в относительных единицах~ 0,8, что

значительно ниже, чем самый нижний предел уставок по частоте ав-
томатической частотной разгрузки (АЧР1), равный 46,5 Гц [1]. В
этот же момент времени напряжение на секции еще под держивается
около 0,5 номинального (К ~ 0,5). При таких значениях {/и/созда-
ются условия для неправильной (излишней) работы устройства АЧР
на отключение потребителей. Это опасное явление было замечено и
исследовано еще в 1950-х годах, когда и был разработан ряд спосо-
бов и схем для предотвращения излишней работы устройства АЧР
на подстанциях с сиюфонной нагрузкой.

В настоящее время вероятность изл

КПП

тей работы устройств

АЧР на электроподстанциях возросла главным образом по трем
причинам:

•	массовое применение батарей силовых конденсаторов, под-
ключаемых параллельно к электрической сети, как основного

средства компенса

пц

торных батарей затягивает процесс снижения напряжения и на
подстанциях с асинхронными двигателями за счет возникновения
самовозбуждения);

•	все более широкое применение в схемах устройств АЧР новых
полупроводниковых реле понижения частоты типа РЧ-1, которые
могут срабатывать при снижении напряжения сети вплоть до 0,21^^
(ранее выпускавшиеся реле понижения частоты типа ИВЧ отказы-
вали уже при напряжениях сети 0,4 Цюм и ниже). Современные циф-
ровые устройства частотной разгрузки типа БМАЧР описаны в [7].

В связи с этим в директивных материалах [1] подчеркивается не-
обходимость предотвращения излиигних отключений потребителей
действием устройств АЧР в случаях кратковременного перерыва пи-
тания и рекомендуется для этих целей ряд способов.

Короткое замыкание. При расчете токов КЗ в электрических сетях

должна учитываться по

1111

ггка места КЗ от синхронных электродви-

гателей. Это необход имо не только для правильного выбора первич-

ного оборудования (выключателей, реакторов.

111 я

чета рабочих уставок некоторых устройств релейной защиты.

Максимальное значение тока КЗ в начальный момент времени
определяется дли случая, когда включено максимальное, но реально
возможное число источников питания и в том числе синхронных
двигателей. Например, для схемы подстанции (рис. 15) максималь-
ное значение тока в месте КЗ /^должно рассчитываться при усло-
вии, что включены все синхронные двигатели <^/секцш(заисклю-
35 - 220 кВ

6 (10) кВ

Рис. 15. Схема подстанции, питающей синхронные двигатели:

— суммарный ток в поврежденной линии, представляющий собой сумму
токов /к от энергосистемы и от всех синхронных двигателей I секции шин
6 (10) кВ

чением находящихся в холодном резерве), а энергосистема работает в
максимальном режиме, т.е. включены все питающие источники: ге-
нераторы, линии электропередачи, автотрансформаторы. Подпитку
места КЗ от соседней II секции не учитывают, если работа подстан-
ции с включенным секционным выключателем СВ является редким
и кратковременным режимом.

Для расчета тока КЗ в начальный момент времени составляется
схема замещения, в которой синхронные двигатели должны быть
представлены своими сверхпереходными параметрами: индуктив-
ным сопротивлением х* и ЭДС Е*. Значения сопротивления х* в от-
носительных единицах или в процентах приводятся в информаци-
онных материалах заводов-изготовителей и в справочной литерату-
ре. ЭДС синхронного двигателя может приближенно приниматься

= 1,1, а синхронного компенсатора — Е! = 1,2 [11].

При отсутствии данных о значениях сверхпереходного сопротив-
ления х* синхронного двигателя можно принять в расчете либо сред-
нее значение х» = 0,2 [ 11], либо приближенное значение, вычислен-
ное по относительному значению пускового тока /*п:
х* « 1/Лп,

(12)

где /♦п = /п //НОМчДВ — относительное установившееся значение тока
при прямом пуске двигателя из заторможенного состояния; /п —
установившееся значение тока при прямом пуске двигателя, извест-
ное из справочной литературы или из протокола наладочных испы-
таний; — номинальный ток двигателя по его паспортным
данным.

Максимальное значение тока, посылаемого синхронным двига-
телем к месту КЗ (без учета сопротивлений элементов от двигателя
до секции и от секции до места КЗ Хна рис. 15), определяется в от-

носительных е>

ли

тицах:

клв

(13)

Для того чтобы получить значение тока КЗ в именованных еди-
ницах (амперах), необходимо /*КЛВ умножить на /НОМЛВ [11].

В приближенных расчетах допустимо вычислять значение тока
КЗ, посылаемого синхронным двигателем, по значению его пуско-
вого тока:

•Ж	т г

♦клв ~ **П ЛюМ.ДВ’

(14)

или по значению кратности пускового тока к^.

клв

Люм.дв’

(14а)

где^п Лп А1/Люмлв*

Значения кп синхронных двигателей находятся в пределах 5 — 8.
Следовательно, максимально возможный ток КЗ от синхронного
двигателя или группы двигателей равен /|СДВ = (5 -ь 8)7НОМ дв.

Для того чтобы оценить, велико ли может быть значение подпит-

ки места КЗ синхронными двигателями, отметим, что максималь-
ное значение тока к месту КЗ К от основного источника питания,

например трансформатора, /к « Ю/номдр, учитывая, что у стандарт-
ных отечественных двухобмоточных трансформаторов 110/6(10) кВ

напряжение КЗ ~ 10,5 %. Если предположить, что мощность син-
хронных двигателей на секции примерно равна мощности питаю-
щего трансформатора, то при учете подпитки места КЗ синхронны-
ми двигателями расчетное значение суммарного тока КЗ будет в
15 — 1,8 раза больше, чем в том случае, когда подпитка места КЗ
синхронными двигателями не учитывалась.

Из этого примера видно, насколько важно учитывать подпитку
места КЗ синхронными двигателями при определении максималь-
ных значений тока КЗ. Но при определении минимальных значений
токов КЗ, которые необходимы для вычисления коэффициентов
чувствительности устройств релейной защиты, подпитку места КЗ
синхронными двигателями не учитывают и это создает некоторый
расчетный запас.

Асинхронный режим (выпадение синхронного двигателя из син-
хронизма). Как известно, ротор синхронного двигателя при норма-
льной работе вращается синхронно с магнитным полем статора (без
какого-либо скольжения, как это имеет место у асинхронных двига-
телей). Момент вращения синхронного электродвигателя

кЕ и

Л/ ~	6,	(15)

Лдв

где 7ГДВ — ЭДС, наводимая в обмотках статора; 1/с — напряжение
сети на зажимах статора; 8 — угол между векторами Елв и 11с; хдв —
синхронное сопротивление двигателя; к — коэффициент
пропорциональности.

Из выражения (15) видно, что уменьшение момента вращения и,
как следствие, нарушение нормальной (устойчивой) работы син-
хронного электродвигателя может произойти в следующих случаях:

•	при значительных снижениях напряжения 11с на зажимах дви-
гателя, которые могут происходить при близких трехфазных КЗ в
прилегающей сети, при нарушениях устойчивости работы питаю-
щей энергосистемы, при отключении подстанции от источников
питания (опасным считается снижение напряжения 1/с ниже 0,6 но-
минального значения [1]);

•	при потере возбуждения, т.е. исчезновении тока возбуждения в
обмотке ротора, в результате чего исчезает ЭДС Е^в, наводимая в об-
мотках статора;

•	при значительных механических перегрузках на валу двигателя,
в результате чего угол 8 увеличивается свыше 90°, начинается про-
скальзывание ротора относительно вращающегося магнитного поля
статора, электродвигатель выходит из синхронизма и возникает
асинхронный режим (асинхронный ход).

Работа синхронного двигателя в асинхронном режиме опасна для
самого двигателя, поскольку при этом в обмотках статора и ротора
появляются дополнительные пульсирующие токи, которые вызыва-
ют перегрев двигателя. Поэтому на синхронных двигателях преду-
сматривается защита от асинхронного режима. Но поскольку эта за-
щита действует с некоторым замедлением, во время асинхронного
режима относительно крупного по отношению к мощности питаю-
щего источника синхронного двигателя (или группы двигателей)
могут происходить весьма значительные изменения тока КЗ в по-
врежденном элементе. На рис. 16, б показан характер изменения
тока 1К в поврежденной линии 6 (10) кВ при асинхронном режиме
синхронного двигателя СД. Значение тока /к, представляющего со-
бой геометрическую сумму токов КЗ от питающей энергосистемы /с
и от синхронного двигателя /дв, периодически изменяется от макси-
мального значения, когда токи /с и арифметически складывают-
ся, до минимального значения, когда они вычитаются: /к = /с — /дв.
Если мощность двигателя относительно велика, то периодические
уменьшения тока в поврежденном элементе могут быть столь значи-
тельными, что это вызовет отказ максимальной токовой защиты по-
врежденной линии РЗ/Тили замедление ее срабатывания, что приве-
дет к неселективному действию релейной защиты питающего транс-
форматора РЗТтл погашению всей подстанции (рис. 16, а ).

Для предотвращения возникновения асинхронного режима син-
хронных двигателей выполняется ряд мероприятий: на двигателях
применяется устройство форсирования возбуждения (для увеличе-
ния тока возбуждения и увеличения Рдв при снижении 11с ниже
0,85 ^ном), а на отходящих элементах выполняется быстродействую-
щая защита для отключения всех КЗ, при которых напряжение сети
на зажимах статора 11с снижается ниже опасного предела.

Для предотвращения опасных последствий возникшего асинх-
ронного режима необходимо проверять надежность и селективность
действия защит отходящих и питающих элементов в этом режиме.

Несинхронное включение. При кратковременной потере питания
синхронный двигатель, как уже отмечалось, продолжает некоторое
время вращаться и работать в режиме синхронного генератора. В
случае автоматического включения источника питания действием
устройств АПВ или АВР в момент, когда векторы ЭД С двигателя Е^
и напряжения сети 13с находятся в противофазе, т.е. сдвинуты отно-
сительно друг друга примерно на 180°, через обмотки статора двига-
теля пройдет ток несинхронного включения. Значение этого тока,
прямо пропорционального сумме Е^ и 1/с, может оказаться сущест-
венно большим, чем допустимый ток несинхронного включения, и
привести к повреждению двигателя.
Рис. 16. Характеристика периодического изменения тока КЗ в поврежденном
элементе при асинхронном ходе синхронного двигателя СД по отношению к энер-
госистеме:

а — первичная схема подстанции; б — характеристика периодического изме-
нения тока /„ от максимального до минимального значения

В тех случаях, когда расчеты показывают допустимость несинх-
ронного включения, такой режим считается крайне нежелательным.
Это объясняется главным образом тем, что при несинхронном вклю-
чении возбужденного синхронного двигателя уменьшается вероят-
ность его успешной ресинхронизации (втягивания в синхронизм) по
сравнению с включением развозбужденного синхронного двигателя,
т.е. двигателя, у которого после потери питания был автоматически
отключен автомат гашения поля АГП. Кроме того, при несинхрон-
ном включении могут быть излишние срабатывания токовых отсе-
чек двигателей, отстроенных, как обычно, от сверхпереходного тока
двигателя при внешнем КЗ, определяемого по выражению (13). Во
избежание этого токовые отсечки было бы необходимо загрублять,
т.е. увеличивать их ток срабатывания, что, в свою очередь, приводи-
ло бы к нежелательному уменьшению коэффициента чувствитель-
ности отсечки и уменьшению ее зоны действия при КЗ в обмотке
статора электродвигателя. По всем этим причинам несинхронное
включение возбужденных синхронных двигателей, как правило, не
предусматривается.

Для предотвращения несинхронных включений синхронных
двигателей при работе устройств АПВ, АВР или при случайном
(ошибочном) включении ключом управления необходимо выпол-
нять на подстанциях, питающих синхронные двигатели, специаль-
ную автоматику для предварительного отключения АГП или вы-
ключателей синхронных двигателей, а кроме того, устанавливать
контрольные органы проверки отсутствия напряжения в схемах
устройств АПВ и АВР.

Делительная защита от потери питания (ЗПП) узла с синхронной
нагрузкой. Защита от потери питания предназначена для выявления
этого опасного режима с целью прекратить подпитку рабочей пита-
ющей электросети со стороны синхронных двигателей, которые
вращаются по инерции (см. выше).

Характерные признаки этого режима и возможности их исполь-
зования для выполнения ЗПП перечисляются далее [8, 10].

7.	Понижение напряжения. Поскольку при потере питания напря-
жение генерируется синхронными двигателями, процесс снижения
напряжения на шинах СД характеризуется большой длительностью,
поэтому на таком принципе ЗПП не выполняется. Защита минима-
льного напряжения, выполненная на этом принципе, применяется
как вспомогательная.

2.	Снижение частоты. В чистом виде этот принцип не использу-
ется, так как устройства, выполненные на этом принципе, не спо-
собны отличить снижение частоты при потере питания от снижения
частоты при дефиците мощности в системе при системных авариях.
При этом отключение синхронных двигателей не только будет из-
лишним, но и может усугубить дефицит реактивной мощности в
системе.

3.	Устройства, контролирующие снижение частоты на разных сек-
циях подстанции с СД, например на секциях 1 и 3. Например, если на
секции 1 частота снижается, а на секции 3 остается нормальной, это
означает потерю питания со стороны Т1. Однако если подстанция
питается только от одного из трансформаторов (второй в ремонте),
то такая защита уже не работает. Поэтому этот принцип использует-
ся только для частотного пуска устройства АВР секционного вы-
ключателя, для защиты от потери питания он не пригоден.

4.	Устройства, реагирующие на скорость снижения частоты, могут
применяться только в тех случаях, когда скорость снижения частоты
при выбеге синхронных двигателей в 3 — 4 раза превышает скорость
снижения частоты при аварийном дефиците мощности в системе,
т.е. может применяться не всегда, тем более что скорость снижения
частоты при выбеге синхронных двигателей зависит от их нагрузки.

5.	Устройства, построенные на принципе изменения направления ак-
тивной мощности, не отстроены от качаний, возможна их ложная
работа, кроме того, они имеют большую выдержку времени из-за
необходимости согласования с защитами от замыканий на землю
смежных линий электропередачи.

В результате применяют схемы ЗПП, реагирующие на несколько
параметров. Наиболее универсальной является схема, реагирующая
на снижение частоты и изменение направления активной мощности
(рис. 17).

В исходном состоянии частота на секции нормальная, контакты
реле частоты АТи его повторителя АХХразомкнуты, обмотки напря-
жения реле направления мощности К\У1 и КМ2 отключены от цепей
напряжения для разгрузки трансформатора напряжения секции и
облегчения режима работы контактов реле мощности. Контакты
реле положения “Включено” К()С выключателя ввода замкнуты,
поскольку он включен, и защита введена в работу (при отключении
выключателя ввода защита автоматически выводится из работы для
предотвращения ее неправильного действия при общесистемном
снижении частоты, когда секция питается через включенный сек-
ционный выключатель).

При понижении частоты до уставки реле частоты КР оно сраба-
тывает, срабатывает промежуточное реле КЬР, пуская реле времени
КТ1 и подключая реле направления мощности К]У1 и АХИ2к цепям
напряжения. Если понижение частоты вызвано потерей питания, то
мощность направлена от шин в сеть или равна нулю, реле направле-
ния мощности не замыкают контакты (работают на упор), реле КЬ 1И
не срабатывает, срабатывают реле времени КТ1 и выходное реле за-
щиты КЬ 1. В случае общесистемного понижения частоты мощность
направлена к шинам, реле АГИ7 и ЮУ2 замыкают свои контакты,
срабатывает КЬ 1И, блокируя КТЬ Выходное реле защиты КЫ не
срабатывает.

В схеме предусмотрены два реле направления мощности, так
как при двухфазных КЗ за трансформатором со схемой соедине-
ния обмоток Т/Д (на питающей ВЛ) одно реле может сработать
неправильно.

Защита от потери питания действует (через шинку 1ШМН) на от-
ключение выключателей СД и гашение их поля, но в некоторых слу-
чаях она может действовать только на гашение поля или на отключе-
ние вводного выключателя секции.

Контакты реле КЬ 1И используются также для блокировки АЧР
при потере питания.

Обычно принимают^зип = 48,5 Гц.

Выдержка времени ЗПП (реле КТЬ) вводится для предотвраще-
ния излишнего срабатывания ЗПП в переходных режимах (на-
пример, при снижении и восстановлении напряжения), когда реле
		КР
		КЬР
КУР1 КМ2		КЫУ
КОС кт р  	х	КТ2  КТ1  	р		КТ1  КЫ
		

+ШЗ	1ШМН На отключение СД

' своей секции

КЬЮ

В схему АЧР
своей
секции

+ШЗ

1ШМН На отключение СД
смежной секции

зр

КЬР

КЬР

КЬ1Р„ АНТ»
^х__В схему АЧР

” смежной
секции

В схему АВР своей секции

В схему АВР смежной секции

Рис. 17. Включение реле направления мощности (а), векторная диаграмма для
реле ХИ7 (б) и схема защиты от потери питания (в):

КУР1 - РБМ-171/1; КР — РЧ-1; КЫ, КЬ2 и КЬЗ - РП-23; КТ1 - РВ 113;
КН1- РУ 21/0,01
смежного ввода

Рис. 18. Схема форсировки напряжения, подаваемого на реле частоты РЧ-1

частоты может кратковременно замыкать свой контакт. Уставка
срабатывания КТ1 зависит от типа реле частоты, для РЧ-1 она при-
нимается равной 0,3 с, для ИВЧ-3 — 0,5 с.

Поскольку в условиях снижения напряжения реле частоты могут
отказывать (ИВЧ-3 — при II< 0,6(7НОМ, РЧ-1 — при II< 0,21/ном), то
для обеспечения их четкой работы при потере питания применяют
схему форсировки напряжения, подаваемого на реле (рис. 18). Схе-
ма состоит из автотрансформатора А Т, резистора К и пускового реле
напряжения КУ, замыкающего свой контакт при снижении напря-
жения до 50 В. Эту схему рекомендуется применять и для реле
ИВЧ-3, и для реле РЧ-1, поскольку при близких КЗ и небольшом
количестве работающих СД напряжение на шинах может снижаться
до (0,1 +0,2ЖНОМ.

Контакт реле КЬГ “чужого” ввода, подключенный на зажимы
5—6реле КГ, предназначен для переключения уставки КГ.

Время срабатывания ЗПП определяется по выражениям

*ЗПП “ ?с.ч + ?КТ’

(16)
С.ч _ Г

т Т
мех •'ном

(17)

где /с ч — время снижения частоты до уставки срабатывания, с; /кт —
уставка на реле времени ЗПП; Тд — постоянная времени двигателя
совместно с механизмом, с; Д/*— разность номинальной частоты и
частоты срабатывания реле, Гц; /имех — загрузка агрегата, отн. ед.;
Лом номинальная частота, Гц.

Определим полное время срабатывания ЗПП для газокомпрес-
сорной станции с двигателями СТД-12500-2 [8].

Время снижения частоты до уставки срабатывания

= 333 13

сч 0,8-50

= 0,12 с.

Полное время срабатывания ЗПП при применении реле частоты

РЧ-1

%ПП — 0,12 4" 0,3 — 0,42 с.

Полное время отделения от сети с учетом времени срабатывания
выходных реле (2 • 0,06 с) и времени отключения выключателя СД
(0,06 с) составит:

/отд = 0,42+ 0,18 = 0,6 с.

Выдержка времени на отпадание реле КОС типа РП-252 прини-
мается примерно 1 с (а при применении цифровых терминалов 2 с)
из расчета, что ЗПП должна успеть сработать при ошибочном от-
ключении ввода.

Если для защиты ввода применяется цифровой свободно про-
граммируемый терминал (ВЕГ, 8ЕРАМ, БМРЗ), то защита от поте-
ри питания является одной из его функций.

Как видно из рис. 19, логика ЗПП цифрового терминала полно-
стью повторяет логику электромеханического устройства ЗПП [8].

Специальная делительная защита для опережающего отключения
СД при потере устойчивости [8]. При глубоком снижении напряже-
ния из-за близких коротких замыканий в питающей электрической
сети узел нагрузки с СД может потерять устойчивость и перейти в
опасный асинхронный режим с возбуждением СД. Возникающий
при этом аварийный режим весьма похож на асинхронный режим в
Рис. 19. Терминал ввода. Упрощенная логика ЗПП на подстанциях с СД

энергосистеме, когда нарушается нормальная параллельная (син-
хронная) работа двух или нескольких частей энергосистемы. В этом
аварийном режиме частота в частях энергосистемы оказывается раз-
ной и поэтому векторы ЭДС этих частей энергосистемы вращаются
с разной угловой скоростью. При этом имеет место периодическое
изменение угла между несинхронными ЭДС от 0 до 360°, а также на-
блюдаются периодические “качания” напряжения вдоль линии,
связывающей части энергосистемы.

Асинхронный ход СД с возбуждением сопровождается цикличе-
скими изменениями тока СД, что представляет для них опасность.
При этом происходят колебания напряжения на шинах распредуст-
ройства 6 или 10 кВ, куда подключены СД.

Анализ поведения МТЗ вводов при качаниях СД показывает воз-
можность снижения уставок МТЗ по времени до 1 с (вместо сущест-
вующих 2 — 2,6 с). Это допустимо также и по условиям согласова-
ния защит. Выдержку времени менее 1 с принимать не следует из-за
опасности излишнего отключения подстанции при переходном
процессе, не приводящем к нарушению устойчивости.
Для предотвращения опасного режима асинхронного хода с воз-
буждением можно, как временное мероприятие, использовать пер-
вую ступень защиты минимального напряжения с уставками
^с.з = 0’65С/НОМ и /сз = 0,2 4- 0,3 с (реле времени РВ-113) или отсечку
по напряжению, включенную на все три линейных напряжения по
схеме И с теми же уставками, с действием на отключение СД. Эти
устройства реагируют только на симметричное снижение напряже-
ния, характерное для послеаварийного процесса (после отключения
КЗ), и отстроены от быстродействующих защит в сети. Однако они
могут излишне отключать СД и при переходном процессе, не вызы-
вающем потерю устойчивости СД.

Как правило, для предотвращения возникновения опасного
асинхронного хода с возбуждением следует использовать устройство
опережающего отключения СД при потере устойчивости [8].

Опережающее отключение СД при потере устойчивости. Функция
опережающего отключения (ФОО) СД при потере устойчивости реа-
лизована в цифровом блоке специальных защит синхронного элект-
родвигателя БМРЗ-ДС, выпускаемом серийно НТЦ “Механотрони-
ка” (блок разработан творческим коллективом в составе: М. А. Эд-
лин, В. Л. Невельский, С. И. Зеликов, А. В. Беляев, В. Г. Езерский).
Блок устанавливается на каждый СД.

Блок записывает осциллограмму переходного процесса с регист-
рацией срабатывания выходного реле ФОО, действующего на от-
ключение СД и запуск АПВ СД, по которой можно судить о характе-
ре аварии и правильности срабатывания ФОО.

Кроме ФОО блок реализует функции защиты от помпажа (коле-
баний нагрузки), запрета пуска перегретого двигателя и защиты от
несимметрии токов (обрыва фаз).

Удобнее всего устанавливать блок не в релейном отсеке ячейки
КРУ 10 кВ, а на станции управления возбуждением двигателя, кото-
рая обычно размещается рядом со шкафом технологической авто-
матики агрегата. Это объясняется, во-первых, тем, что легче выпол-
нить связи блока с технологической автоматикой агрегата, и, во-
вторых, тем, что при работе агрегата чаще всего срабатывают функ-
ции ФОО, запрета пуска перегретого двигателя или защиты от пом-
пажа. Сигнализация срабатывания этих функций выполнена на
дисплее блока, и для их расшифровки персоналу не нужно идти в
помещение КРУ (обычно удаленное), а достаточно подойти к стан-
ции управления. Это весьма удобно, особенно при отсутствии АСУ,
которые вводятся в работу, как правило, в последнюю очередь.

Отметим также, что функция ФОО — уникальная, ее нет ни в од-
ном из известных терминалов (БЕРАМ, КЕМ) и в международных
Выходные реле в ячейках СД

Рис. 20. Структурная схема защиты минимального напряжения

кодах функций РЗА АК81. Функция запрета пуска перегретого дви-
гателя выполнена в упрощенном виде в соответствии с ТУ на двига-
тели серии СТД. Для ее ввода в работу требуется знать лишь пуско-
вой ток и длительность пуска (в отличие от функций 49 и 66 по АН 81,
для которых нужны часто неизвестные тепловые характеристики
двигателя). Функция защиты от помпажа — также специальная, она
учитывает условия работы газоперекачивающих агрегатов. Поэтому
блок БМРЗ-ДС рекомендуется применять независимо от того, как
выполнена РЗА СД — на электромеханических реле или на цифро-
вых терминалах 8ЕРАМ, 8РАС, КЕМ и др. [8].

Защита минимального напряжения для отключения вспомогатель-
ных электродвигателей. Делительная защита минимального напряже-
ния для отключения СД. Обычно первая ступень этой защиты
(ЗМН-1) предназначена для отключения неответственных электро-
двигателей при кратковременных перерывах питания в целях облег-
чения самозапуска ответственных электродвигателей после восста-
новления питания. Вторая ступень (ЗМН-2) предназначена для от-
ключения всех электродвигателей при длительном исчезновении
напряжения по условиям технологического процесса и техники
безопасности.

Структурная схема ЗМН приведена на рис. 20. Для предотвраще-
ния излишних срабатываний при ошибках оперативного персонала
или КЗ в цепях напряжения в схему ЗМН введены замыкающий
вспомогательный контакт автоматического выключателя защиты
вторичных цепей трансформатора напряжения 8Р-ТУм вспомогате-
льный контакт выкатного элемента трансформатора напряжения
ТУ, Для предотвращения излишних срабатываний при перегорании
предохранителя высокого напряжения (ВН) в одной из фаз 7ТЗМН
реагирует только на симметричное снижение напряжения и соот-
ветственно имеет трехрелейный пуск (1ТаЪ < + 1/Ьс < + 11ас <).

Замыкающие контакты реле напряжения ЗМН часто используют
в схеме сигнализации неисправности предохранителей ВН ТУ. Та-
кая схема имеет ряд недостатков. Когда реле находятся под напряже-
нием, эти контакты замкнуты, обтекаются током и могут приварить-
ся, в результате чего схема отказывает, когда напряжение исчезает.
Кроме того, эта схема имеет низкую чувствительность контроля.

В пятистержневом трансформаторе НТМИ при перегорании пре-
дохранителя в одной фазе магнитные потоки двух других фаз, замы-
каясь через крайние стержни и стержень оборванной фазы, частично
восстанавливают напряжение. Имеется также подпитка оборванной
фазы со стороны вторичной нагрузки трансформатора напряжения
и нагрузки секции. Поэтому в схемах института “Теплоэлектропро-
ект” (ТЭП) трехрелейный пуск ЗМН заменен на комбинирован-
ный, выполненный с помощью реле напряжения обратной последо-
вательности РНФ-1М и реле минимального напряжения РН54/160,
а контроль предохранителей ВН ТТвыполнен с помощью замыкаю-
щего контакта реле РНФ-1М.

Уставка срабатывания ЗМН-1 принимается больше, чем остаточ-
ное напряжение, при котором возможен самозапуск электродвига-
телей, и меньше, чем остаточное напряжение при пусках отдельных
электродвигателей, обычно:

^змн-1 : 097)ииом.

(18)

Время срабатывания принимается по условию отстройки от бы-
стродействующих защит электродвигателей:

^сЗМН-1 = °’5 с-

Уставка срабатывания второй ступени ЗМН принимается по
условию возврата при самозапуске электродвигателей:

^сЗМН-2 = ^ = «м - 0,5)4^,	(19)

кнкв
где II — остаточное напряжение при самозапуске электродвигате-
лей; к — коэффициент надежности, принимается в диапазоне
1 д _ 1,2; кв — коэффициент возврата, для реле минимального на-
пряжения типа РН-50 принимается в диапазоне 1,15-1,2.

Время срабатывания ЗМН-2 обычно принимают 5 — 10 с.

Действие ЗМН осуществляется через общесекционные шинки
1ШМНм 2ШМНи индивидуальные выходные реле, установленные
в ячейках электродвигателей.

На подстанциях с СД защита минимального напряжения выпол-
няет следующие дополнительные функции:

•	резервирует ЗПП при близких КЗ, когда последняя может отка-
зать из-за глубокого снижения напряжения;

•	ЗМН-1 отключает выключатели и запускает АПВ электродви-
гателей, участвующих в самозапуске (возможно также гашение поля
без отключения выключателей), через шинку 7/Ш/Яосуществляет-
ся также отключение СД с пуском АПВ при срабатывании ЗПП или
АВР;

•	при длительном исчезновении напряжения ЗМН-2 отключает
выключатели электродвигателей, запрещает их АПВ и дает команду
в схемы технологической автоматики на полной останов технологии
приводного агрегата (закрытие кранов, задвижек, отключение мас-
лонасосов и т.п.).
Заключение

В рассмотренном обзоре различных типов и схем автоматических
устройств, объединенных общим термином “делительные защиты”,
не затронуты вопросы экономического обоснования затрат на вы-
полнение этих устройств, необходимых для надежного электроснаб-
жения потребителей. Между тем в последние годы участились слу-
чаи тяжелых аварий с погашением миллионов пользователей элект-
роэнергии и колоссальным материальным ущербом именно по
причине недостаточного внимания к вопросам надежности элект-
роснабжения. Возник даже международный тезис “Прибыль выше
надежности”, объясняющий причины многих тяжелых электриче-
ских аварий в зарубежных странах [12, 13]. К сожалению, недоста-
точное внимание к вопросам надежности электроснабжения яви-
лось одной из причин и московской аварии в мае 2005 г.

При всех преимуществах совместной параллельной работы элек-
трических станций и электрических сетей в нормальных условиях
необходимо предусматривать специальные автоматические устрой-
ства для прекращения опасной параллельной работы в нужное вре-
мя и в нужном месте, не забывая при этом о включении резервных
источников электроснабжения для ответственных потребителей.
Эти вопросы везде недостаточно проработаны, в частности, нет ме-
тодических обоснований необходимых материальных затрат.

Главная трудность в обосновании затрат на противоаварийную
автоматику извечно состоит в том, что серьезные электрические ава-
рии проблематичны, они могут быть, а могут и не быть, но затраты на
автоматику реальны и средства требуются немалые и при этом
заблаговременно!

Статистика говорит о том, что ущерб у потребителей при внезап-
ном прекращении электроснабжения возрастает прямо пропорцио-
нально времени перерыва в электроснабжении [4]. Поэтому речь
идет не только о наличии аварийных источников элекгроснабже-
ния, но и о необходимой продолжительности их работы во время
аварий основных источников электроснабжения.

Некоторые вопросы экономического обоснования автоматиза-
ции распределительных электрических сетей затронуты в [4] и ряде
других изданий. Но и нерешенных проблем автоматизации сетей, и
в том числе выполнения делительных защит, пока еще остается до-
статочно много, и они требуют незамедлительного решения.
ПРИЛОЖЕНИЕ

Системные аварии и меры
по их предупреждению
(извлечения из статьи Б. А. Алексеева [12])

За последние десятилетия произошло несколько развалов крупнейших
энергообъединений, которые принесли огромный ущерб и привели к разра-
ботке специальных мероприятий против системных аварий.

Одной из первых системных аварий, вызвавших тяжелые последствия,
была авария 13.07.77 в Восточном энергообъединении США с потерей мощ-
ности около 6000 МВт. Во время этой аварии, например, только в
Нью-Йорке отключение энергоснабжения на многие часы вызвало волну
грабежей, были арестованы более 3000 чел.

В конце прошлого века были аварийно отключены мощности по
10 000 МВт: в Швеции 27.11.83, Франции 12.01.87, Калифорнии 10.07.96,
Италии 24.07.94 и др.

Общей первопричиной этих аварий является неудачный подход к либерализа-
ции рынка электроэнергии, когда “прибыль ставится выше надежности”.

Большое число аварий произошло и в 2003 г.: Рим, Хельсинки, Лондон,
Афины и другие крупные города были надолго лишены электроэнергии, а
следовательно, и воды, канализации, газа, электротранспорта, в том числе
метро, работы лифтов.

Увеличение числа аварий при неуклонном росте мощности энергообъе-
динений вызывает опасения во всех странах мира с развитой энергетикой. В
них подробно анализируются причины аварий, их развитие и восстановле-
ние работы энергосистем; разрабатываются методы защиты от таких ава-
рий; особое внимание уделяется ситуации в энергообьединениях, возника-
ющей с либерализацией рынка электроэнергии и обострением конкурент-
ной борьбы в отрасли.

Приводится анализ самых крупных аварий 2003 г. В числе причин: пожар
в зарослях на трассах ЛЭП, падение деревьев, неправильные действия ре-
лейной защиты. Вследствие этого происходили глубокие падения напряже-
ния, большие качания в энергосистеме, каскадное отключение ЛЭП и гене-
раторов электростанций.

Разбор причин системных аварий привел к выработке конкретных меро-
приятий по их предотвращению, которые включают:

анализ и периодические проверки состояния сети и систем защиты;

непрерывный контроль и диагностику оборудования;

расширение возможностей центров управления;

ограничение режимов по условиям надежности;

проверку надежности и координации действий РЗ;

оценку устойчивости по напряжению и динамической устойчивости;
учет старения оборудования и улучшение профилактики.

Должна быть разработана программа восстановления работы энергосис-
темы после аварии.
Доаварийные подготовительные меры включают определение парамет-
ров электростанций и крупных потребителей с точки зрения их работы в
энергосистеме в нормальных и аварийных условиях.

Действия в аварийных условиях—это оценка состояния энергосистемы по
всей схеме, деление сети (см. “Делительные защиты”), образование выде-
ленных систем, обратное соединение сети.

Действия при разборе аварии — это оценка эффективности программы
восстановления, поправки к программе, принятие новой стратегии восста-
новления, в частности отношение к частотной разгрузке, учет динамиче-
ских характеристик частей системы.

Выводы. Происшедшие в последнее время крупные системные аварии в
ряде стран объясняются ситуацией, когда при росте потребления электро-
энергии не хватает пропускной способности сетей; большое влияние оказы-
вает также старение оборудования электрических станций и сетей.

Одной из причин учащения системных аварий может служить либерали-
зация рынка электроэнергии и связанная с ней конкурентная борьба. Необ-
думанное, без учета возможных последствий проведение либерализации
может привести к реализации формулировки “Прибыль вместо надежно-
сти”. Способствуют снижению надежности работы энергообъединений
свойственные такому подходу следствия: снижение инвестиций в электри-
ческие сети; снижение аварийного резерва мощности; некоординирован-
ность действий сетевых операторов разных компаний; сокращение расхо-
дов на профилактику и обновление оборудования.

Р.8, (от автора монографии). В рассмотренной выше статье Б. А. Алексе-
ев делает оптимистический вывод о том, что “Структура сетей ЕЭС России и
система их противоаварийной автоматики соответствуют высокому уровню
надежности” и, следовательно, подобные иностранным системные аварии у

.нас маловероятны.

Однако не успели мы получить апрельский номер журнала с этой ста-

тьей, как 25 мая 2005 г. произошла известная московская системная авария,

уже получившая определение “техногенной катастрофы”.

Москва и прилегающие территории остались без электроэнергии почти
на сутки. Без воды и света остались, по разным оценкам, два или три милли-
она человек. Многие из этих людей попали в многочасовые транспортные
заторы. Около 20 тыс. чел. в столице оказались заблокированы в метро, и их

в срочном порядке пришлось эвакуировать.

В результате отключений только в Москве оказались заблокированы в
лифтах более 1500 чел. Отключение электроэнергии в ряде районов Москвы
привело к частичной остановке движения поездов на Курском, Павелец-
ком, Киевском, Белорусском направлениях Московского железнодорож-
ного узла и части Большой московской окружной дороги. На ряде предпри-
ятий Москвы, Московской и Тульской областей из-за внезапного отключе-
ния энергии приостановился технологический процесс, в результате чего
было испорчено ценное оборудование и впустую израсходованы сырье и
материалы. Во многих местах в Москве не работали телефонная связь и Ин-
тернет. Так или иначе, от последствий аварии различные неудобства и потери
понесли почти все москвичи и жители указанных субъектов РФ. “Это беспре-
цедентная ситуация. Такой крупной аварии давно не было”,—заявил по это-
му поводу министр промышленности и энергетики Виктор Христенко.
Что же такое упустили наши инженеры и управленцы РАО “ЕЭС Рос-
сии”, из-за чего в регионе, где проживает около 20 % населения страны, за-
маячил экономический и общественный коллапс? (журнал “Эксперт”
№ 20, 2005 г.).

Прежде чем ответить на этот трудный вопрос, надо еще раз обратиться к
статье Б. А. Алексеева, где дважды указывается общая первопричина подоб-
ных аварий: “Прибыль вместо надежности”. Эта формулировка говорит о
том, что действительно выгоднее покупать более дешевую электроэнергию у
ГЭС и АЭС, чем у менее рентабельных городских ТЭЦ. Но дешевая элект-
роэнергия — далеко и ее надо транспортировать по высоковольтным ЛЭП
большой протяженности. Аварии на двух из семи “ключевых” подстанциях
500 кВ Мосэнерго и явились первопричиной данной катастрофы, ограни-
чив поток дешевой электроэнергии от ГЭС и АЭС в Москву.

Но что же произошло с местными ТЭЦ (их в Мосэнерго много)? В отчете
по расследованию данной аварии четкого ответа я не нашел.

Предполагаю, что эти ТЭЦ давно переведены на газовое топливо (вместо
угля, торфа), так же как это сделано и в Ленэнерго, где я работал с 1951 г. и
на моих глазах угольные электростанции переводились на газ, что считалось
большим благом.

Однако в процессе московской (и подобной) аварии имели место глубо-
кие падения напряжения и частоты, и можно предположить, что необходи-
мого для городских ТЭЦ газа уже не было в магистральных газопроводах в до-
статочном объеме потому, что синхронные машины газокомпрессорных
станций (КС) были автоматически отключены защитой от потери электропи-
тания (она рассмотрена в этой брошюре). Так ли это было, мне не известно.

Как следует из описания процесса Московской аварии, из-за критиче-
ского падёния частоты в энергосистеме на московских ТЭЦ работала час-
тотная автоматика, она отключала непосредственно турбогенераторы и не
сохранила их для поддержки нагрузки прилегающих районов и своих собст-
венных нужд.

Можно сделать печальный вывод: если ТЭЦ не имеют резервного топли-
ва (уголь, торф, мазут), они не могут считаться автономными резервными
источниками электроэнергии в аварийных условиях, поскольку подача
основного и единственного топлива (газа) может быть прекращена КС
газопроводов.

Выводы из статьи Б. А. Алексеева: усилить пропускную способность
электросетей для надежной передачи дешевой электроэнергии от ГЭС и АЭС
в районы потребления, будь то Москва, Петербург, Стокгольм или Рим.

Разумеется, очень важна и автоматизация, например, для аварийного от-
ключения нагрузки в целях разгрузки электрической сети при глубоком
снижении напряжения и перегрузках линий электропередачи (АОСН,
САОН). Но в Мосэнерго такой автоматики нет и не существовало никогда
ранее (из Отчета по расследованию данной аварии 25.05.05).

Важны и другие средства автоматизации электрических сетей, такие как
частично описанные в этой брошюре “Делительные защиты”, но они, ко-
нечно, не могут дать универсального решения важнейшей комплексной
проблемы, какой является надежность электроснабжения страны ради ее
блага и безопасности.
Список литературы

1.	Правила устройства электроустановок. 6-е изд. — М.: Главэнерго-
надзор России, 1988.

2.	Федосеев А. М., Федосеев М. А. Релейная защита. — М.: Энерго-
атомиздат, 1992.

3.	Чернобровое Н. В., Семенов В. А. Релейная защита. — М.: Энер-
гоатомиздат, 1998.

4.	Шабад М. А. Расчеты релейной защиты и автоматики распреде-
лительных сетей. 4-е изд. — СПб.: Петербург, энергет. ин-т повы-
шения квалификации специалистов, 2003.

5.	Шабад М. А. Делительные защиты, установленные на электро-
станциях небольшой мощности, работающих в энергосистеме. —
М.: Энергия, 1967.

6.	Шабад М. А. Избирательная делительная защита по скорости
снижения частоты для электростанций. — М.: ГОСНТИ, 1968.

7.	Цифровые устройства частотной разгрузки / В. Ф. Александров,
В. Г. Езерский, В. Г. Захаров, В. С. Малышев. — М.: НТФ “Энер-
гопрогресс”, “Энергетик”, 2005.

8.	Беляев А. В. Противоаварийное управление в узлах нагрузки с
мощными синхронными электродвигателями. — М.: НТФ “Энер-
гопрогресс”, “Энергетик”, 2005.

9.	Шабад М. А. Защита генераторов малой и средней мощности. —
М.: НТФ “Энергопрогресс”, “Энергетик”, 2001.

10.	Шабад М. А. Релейная защита и автоматика на подстанциях, пи-
тающих синхронные двигатели. — Л.: Энергоатомиздат, 1984.

11.	Ульянов С. А. Электромагнитные переходные процессы в элект-
рических системах. — М.: Энергия, 1970.

12.	Алексеев Б. А. Системные аварии и меры по их предупреждению
Ц Электрические станции. 2005. № 4.

13.	Платонов В. В. О факторах калифорнийского кризиса в электро-
энергетике России Ц Энергетик. 2005. № 9.
Содержание

Предисловие..............................................3

1.	Назначение делительных защит разных типов.............5

2.	Выполнение и расчеты уставок делительных защит,
действующих при возникновении асинхронного режима.......8

3.	Делительная защита, действующая при КЗ
в сети высшего напряжения...............................9

4.	Делительная защита, действующая перед сетевым АВР....13

5.	Делительные защиты, используемые на электростанциях
небольшой мощности, получающих дополнительную
мощность из энергосистемы..............................18

6.	Делительные защиты, установленные на подстанциях
для отключения мощных синхронных двигателей............38

Заключение..............................................57

ПРИЛОЖЕНИЕ. “Системные аварии
и меры по их предупреждению”
(извлечения из статьи Б. А. Алексеева [12])...........59

Список литературы.......................................62
Библиотечка электротехника

Приложение к производственно-массовому журналу “Энергетик”

ШАБАД МИХАИЛ АБРАМОВИЧ

Делительные защиты — автоматика деления при авариях

АДРЕС РЕДАКЦИИ:

115280, Москва, ул. Автозаводская, 14/23

Телефоны: (495) 675-19-06, тел. 675-00-23 доб. 22-47; факс: 234-74-21

Редакторы: Л. Л. Жданова, Н. В. Ольшанская

Худож.-техн. редактор Т. Ю. Андреева

Сдано в набор 15.05.2006 г. Подписано в печать 14.07.2006 г.

Формат 60x84Печать офсетная.

Печ. л. 8,0. Заказ БЭТ/07(91)-2006

Макет выполнен издательством “Фолиум”: 127238, Москва, Дмитровское ш., 58.

Отпечатано типографией издательства “Фолиум”: 127238, Москва, Дмитровское ш., 58.