1 Министерство образования Республики Беларусь БЕЛОРУССКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ Кафедра «Электрические системы» ОСНОВЫ ПРОТИВОАВАРИЙНОГО УПРАВЛЕНИЯ В ЭНЕРГОСИСТЕМАХ Учебно-методическое пособие для студентов специальности 1-43 01 02 «Электроэнергетические системы и сети» Учебное электронное издание М и н с к 2 0 1 8 2 УДК 623.311(075.8) А в т о р ы : Е.В Калентионок, Ю.Д. Филипчик Р е ц е н з е н т : И.В. Новаш, заведующий кафедрой «Электрические станции» БНТУ, кандидат технических наук В учебно-методическом пособии дано изложение основ противоава- рийного автоматического управления в электроэнергетической системе. Рас- сматриваются принципы действия автоматических регуляторов возбуждения, а также изложены подходы к управлению током возбуждения синхронных генераторов. Изложены принципы выполнения делительной автоматики на крупных электрических станциях энергосистемы и на блок-станциях про- мышленных потребителей. Приведены существующие подходы к выполнению автоматики ликви- дации асинхронных режимов в энергосистеме, предложены варианты повы- шения эффективности работы данной автоматики. Белорусский национальный технический университет пр-т Независимости, 65, г. Минск, Республика Беларусь Тел.(017)292-65-82 факс (017)292-91-37 E-mail: emd@bntu.by http://www.bntu.by/ef-es.html Регистрационный № БНТУ/ЭФ © Калентионок Е.В., Филипчик Ю.Д., 2018 © Филипчик Ю.Д., компьютерный дизайн, 2018 © БНТУ, 2018 3 Содержание ПРЕДИСЛОВИЕ 4 СПИСОК ОСНОВНЫХ СОКРАЩЕНИЙ 5 1 ПРОТИВОАВАРИЙНОЕ АВТОМАТИЧЕСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ 6 1.1 Основные принципы выполнения и технические требования к устройствам противоаварийного управления 6 1.2. Совершенствование управления током возбуждения синхронных генераторов электростанций для повышения их устойчивости 10 1.2.1 Назначение и принцип действия автоматических регуляторов возбуждения 10 1.2.2 Совершенствование управления током возбуждения синхронных генераторов электростанций для повышения их устойчивости 14 1.3 Делительная автоматика электростанций 17 1.3.1 Оптимизация выделения блочных электростанций при аварийном снижении частоты 18 1.3.2 Принципы построения делительной автоматики мини-ТЭЦ и блок-станций промышленных предприятий 23 1.3.3 Отделение от энергосистемы в аварийных режимах системы электроснабжения предприятия с генерирующими установками 28 2 АВТОМАТИЧЕСКОЕ ПРЕДОТВРАЩЕНИЕ И ЛИКВИДАЦИЯ АСИНХРОННЫХ РЕЖИМОВ 31 2.1 Основные принципы выполнения АЛАР и САПАХ в энергосистеме 31 2.2 Повышение надежности выявления асинхронных режимов 40 2.3 Современные подходы к оптимизации выбора мест разделения энергосистем при асинхронном режиме 43 СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 48 4 ПРЕДИСЛОВИЕ Данное учебное пособие предназначено для студентов энергетических специальностей учреждений, обеспечивающих получение высшего образова- ния. Также оно может быть использовано студентами, которые специализи- руются на изучении устойчивости энергосистем и противоаварийного авто- матического управления. Теоретические основы курса способствуют более полному осмыслению протекания переходных процессов при аварийных возмущениях в энергети- ческой системе, принципов выполнения отдельных устройств противоава- рийной автоматики. Учебное пособие разделено на два основных раздела. Первый раздел условно посвящен противоаварийному управлению на электрических стан- циях. В частности, принципам противоаварийного управления током воз- буждения синхронных генераторов, а также делительной автоматике как крупных электрических станций, так и промышленных блок-станций. Вторая часть учебного пособия посвящена принципам выявления и ликвидации асинхронных режимов в энергетической системе. На примере типовых устройств АЛАР рассмотрены два основных алгоритма выявления асинхронных режимов. Дополнительно приведен алгоритм выявления АР на начальной стадии нарушения устойчивости синхронного генератора. Для Материал данного учебного пособия соответствует дисциплине «Управление энергосистемами» для специальности 1-43 01 02 “Электроэнер- гетические системы и сети”. 5 СПИСОК ОСНОВНЫХ СОКРАЩЕНИЙ АДВ – автоматическая дозировка воздействия АЛАР – автоматика ликвидации асинхронного режима АПАХ – автоматика прекращения асинхронного хода АПВ – автоматическое повторное включение АРВ –автоматический регулятор возбуждения АР – асинхронный режим АЧР – автоматическая частотная разгрузка ДА – делительная автоматика ПАУ – противоаварийное автоматическое управление КЗ– короткое замыкание ЛЭП – линия электропередачи ОМВ–ограничитель минимального возбуждения ОЭС – объединенная энергетическая система ПС –подстанция электрическая ПУ – пусковое устройство ТЭЦ –тепловая электро централь УВ– управляющее воздействие ЭДС – электродвижущая сила ЭЦК – «электрический» центр качаний ЭС – электростанция 6 1 ПРОТИВОАВАРИЙНОЕ АВТОМАТИЧЕСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ 1.1 Основные принципы выполнения и технические требования к устройствам противоаварийного управления Анализ причин нарушения функционирования энергосистем показыва- ет, что одной из основных является отсутствие или несовершенство средств противоаварийного управления (ПАУ). В то же время применение современ- ных микропроцессорных средств позволяет реализовать более сложные алго- ритмы управления с использованием принципов адаптивности и оптимиза- ции по сравнению с устройствами управления, выполненными на микросхе- мах средней степени интеграции. Системы ПАУ должны отвечать следующим требованиям [1, 2]: 1. Обеспечивать формирование оптимальных управляющих воздействий и выдачу команд на их реализацию при аварийных возмущениях и повре- ждениях оборудования. 2. Обеспечивать живучесть системы при отказах отдельных элементов, узлов или устройств. 3. Иметь возможность развития существующего комплекса ПАУ. 4. Обеспечивать минимальные стоимость и затраты на эксплуатацию и модернизацию. В настоящее время предложены три типа структур противоаварийного управления [3]: децентрализованная, централизованная и иерархическая. Наиболее рационально систему ПАУ создавать как четырехуровневую иерархическую структуру, по принципу, показанному на рисунке 1.1. Уровень 1 – локальные агрегатные и исполнительные устройства, реа- лизующие команды, поступающие от узлового устройства. Уровень 2 – узловое устройство района противоаварийного управле- ния, созданного в виде централизованного комплекса, предназначенного для обеспечения динамической и статической устойчивости энергосистемы. Уровень 3 – системное устройство, которое выполняет координацию комплексов уровня 2 и обеспечивает сохранение статической и динамиче- ской устойчивости ОЭС. Уровень 4 – центральное устройство энергообъединения, которое вы- полняет координацию уровня 3, а через него и уровня 2, контролирует ос- новные межсистемные связи и обеспечивает статическую устойчивость всего энергообъединения или некоторой ее части. 7 В четырехуровневой структуре ПАУ на уровне 1 представлены локаль- ные устройства, такие как датчики (Д), агрегатные (АУ) и исполнительные устройства (ИУ), установленные на элементах системы, а также обслужива- ющие ЛЭП, трансформатор или автотрансформатор (АТ), компенсирующее устройство (КУ), подстанцию (ПС) или электростанцию (ЭС). Каждое из локальных устройств может быть выполнено в виде одного или нескольких устройств, имеющих свое назначение. Например, на ЛЭП могут быть установлены устройства для выявления отключения линии, лик- видации асинхронного режима, ограничения повышения напряжения и т.п. Системные устройства (СУ) и централизованный комплекс (ЦК) долж- ны быть связаны с автоматизированными системами управления технологи- ческими процессами на объектах и автоматизированными системами диспет- черского управления. На уровне СУ обобщенно это показано в виде блока информационно-управляющей подсистемы (ИУПС), а на уровне ЦУ ЕЭС – информационно управляющего вычислительного комплекса (ИУВК). В общем виде система ПАУ должна решать ряд вопросов для обеспе- чения устойчивости энергосистемы. Среди них можно выделить следующие [4]: ЭВМ ЦУ ЕЭС ИУВК Д Д Д ДЩ СУ ИУПС СУ ЭВМ Д ДЩ Д Д ИУПС ЭВМ ДЩ Д Д Д ЦК ЦК ЦК ЦК Д АУ ИУ ЛЭП АТ ПС КУ ФП ЭС Уровень 3 объ- единенной системы Уровень 2 района противоава- рийного управле- ния Уровень 1 ло- кальных устройств Уровень 4 электроэнерге- тической си- стемы в целом Рисунок 1.1 – Схема иерархической системы противоаварийного автомати- ческого управления энергообъединений 8 -разгрузка энергосистемы при отключении одной или нескольких ли- ний электропередачи; -разгрузка энергосистемы при отключении мощных генераторов элек- тростанции; -разгрузка при статической перегрузке электропередачи; -разгрузка при динамической перегрузке электропередачи; -разгрузка при близких или затяжных коротких замыканиях. Следует отметить, что вторая задача ПАУ станет наиболее актуальной в Белорусской энергосистеме при вводе в эксплуатацию АЭС, так как вне- запное отключение мощных генераторов (1200 МВт) может привести к пе- регрузке и нарушению устойчивости по межсистемным связям. На основе измерения и фиксации параметров доаварийного состояния энергосистемы (осуществляемых устройствами сбора доаварийной информа- ции) для всех фиксируемых аварийных возмущений и данного доаварийного состояния определяются управляющие воздействия (в устройствах автомати- ческой дозировки воздействия (АДВ)), которые при необходимости запоми- наются в устройствах автоматического запоминания дозировки. Реализация управляющих воздействий осуществляется исполнитель- ными устройствами, в которых также может выполняться измерение и фик- сация параметров энергосистемы, причем как в доаварийном, так и в теку- щем состоянии. Информация об исходном состоянии схемы и режиме сети (доаварий- ная информация), дискретные сигналы о срабатывании пусковых устройств, дискретные команды на срабатывание исполнительных устройств, сигналы настройки устройств автоматики и т.п. могут передаваться по каналам связи. Выбор управляющих воздействий (УВ) в устройстве АДВ в зависимо- сти от охватываемого района энергосистемы, структуры автоматики, постав- ленных целей и решаемых задач может быть осуществлен двумя методами [2]: 1. Определение УВ в реальном времени для модели, которая макси- мально соответствует существующей схеме сети, составу основного обору- дования и режиму энергосистемы. 2. Расчет управляющих воздействий выполняется заранее для различ- ных сочетаний нормальных и ремонтных схем сети, а также состава оборудо- вания. Для этих режимов формируют таблицы решений или функциональные зависимости, отражающие объем и сочетание УВ от электрического режима и возмущения в энергосистеме. Первый метод более универсален и точен. Однако для его реализации требуется измерение и передача значительного объема текущей режимной 9 информации. Поэтому первый метод можно рекомендовать к использованию на верхних уровнях ПАУ, а второй – на нижних. Для выполнения возложенных задач на ПАУ осуществляются различ- ные виды воздействий на объекты энергосистемы, которые можно разделить на две основные группы: - управляющие воздействия, направленные на станционные устройства; - управляющие воздействия, направленные на системные устройства. К первой группе относятся: - изменение уставки АРВ по напряжению; - отключение части генераторов; - форсировка возбуждения синхронных генераторов (ФВ); - кратковременная или длительная разгрузка турбин электростанций; - частотный пуск гидрогенераторов; - перевод гидрогенераторов из режима синхронного компенсатора в режим выдачи активной и реактивной мощности; - электрическое торможение агрегатов электростанций путем включе- ния нагрузочных активных сопротивлений. Ко второй группе можно отнести: -форсировка устройств продольно-емкостной компенсации ЛЭП; - использование средств продольно-поперечного регулирования пото- ков мощности по ЛЭП; -деление сети для прекращения или предотвращения асинхронного хо- да, изменения потоков мощности в сети; -отключение части нагрузки потребителей. 10 1.2. Совершенствование управления током возбуждения синхронных генераторов электростанций для повышения их устойчивости 1.2.1 Назначение и принцип действия автоматических регуляторов возбуждения Автоматические регуляторы возбуждения (АРВ) предназначены для питания обмоток возбуждения, управления и регулирования током возбуж- дения синхронных машин. В задачи АРВ также входит стабилизация напря- жения и мощности после различных возмущений. Работа АРВ должна пре- пятствовать самораскачиванию генераторов в энергосистеме. Уставка АРВ устанавливается в соответствии с режимом работы генератора, со схемой энергосистемы и параметрами оборудования. В настоящее время происходит замена существующих АРВ, выполненных по релейным схемам, на цифро- вые или цифро-аналоговые устройства. В таблице 1.1 представлены названия АРВ и компании изготовители устройств, получивших наибольшее распро- стронение. Таблица 1.1 – Данные по основным типам АРВ синхронных генерато- ров № п/п Название АРВ (СВ) Компания-изготовитель Страна 1 DECS-400 Basler Electric США 2 THYRIPOL Siemens Германия 3 Unitrol 6000 (6800) ABB Швейцария 4 ЕХ2100 General Electric США 5 GMR3(THYNE1) Andritz Hydro Австрия 6 МЕС-600 Mitsubishi Япония 7 АРВ-СДЕ СКБ ЭЦМ Россия 8 AVR-3MT(K) Силовые машины Россия 9 SEMIPOL Converteam Германия 10 AVR-2M/APB-2M Силовые машины Россия 11 Unitrol 6080 ABB Швейцария 12 EX-2100-BR General Electric США 13 AVR-3M Силовые машины Россия 14 AVR-2 Энергокомплект Россия 15 АРВ РЭМ НПП Русэлпром- Электромаш Россия 16 АРВ РЭМ-700 Электромаш Россия 17 АРВ-М Электросила Россия 18 Unitrol 5000 АББ Швейцария 19 АРВ-НЛ Элсиб НПО Россия 20 КОСУР-Ц НИИЭлектромаш Россия 21 Controgene Alstom Франция 11 В общем виде структурная схема АРВ показана на рисунке 1.2. Стабилизатор внутреннего движения Системный стабилизатор Регулятор напряжения Выходной сумматор АРВ БОР 2 I UАРВmax UАРВmin UАРВ ОМВ РФ UУСТ. UГ IГR ХКОМП ΔfU Δif if UГ UГ PГ(IГА) QГ(IГR) Рисунок 1.2 – Структурная схема АРВ с блоками релейной форсировки, огра- ничения минимального возбуждения (ОМВ) и ограничения развозбуждения (БОР 2I) В упрощенных расчетах регулятор возбуждения можно представить в виде структурной схемы (рисунок 1.3). Данная схема реализована в про- граммном комплексе Мустанг. В структурной схеме использованы следую- щие обозначения: Тrv – постоянная времени регулятора возбуждения [с]. Uрv+,Uрv – ограничения входного сигнала АРВ [ед. ном. воз], Ku – коэффициент регулирования по отклонению напряжения [(ед. ном. воз.)/(ед. напр.)], K'u – коэффициент регулирования по производной напряжения [деле- ний], K'If – коэффициент регулирования по производной тока ротора [деле- ний], Kf – коэффициент регулирования по отклонению частоты на шинах ге- нератора от ее предшествующего значения [делений], K'f – коэффициент регулирования по производной частоты [делений], Tf – постоянная времени в канале отклонения частоты [с], α – коэффициент, позволяющий учесть изменение уставки по напряже- нию при отклонении частоты в сети [о.е.]. 12 338 ^XOUT 1 TARV 300 15 0 TFF TFF 84 K0F 301 ^U0 160 0 1 1 -1 1 1 4 ^XFCUR 1 0.001 81 KOU 82 K1U 83 K1IF 302 0 -1 1 1 ^UXXX 1 0.001 7 0 1 0.001 85 K1F 999 ^XOUT 1 TARV 333 12 -12 777 ^XOUT EFD EMAX EMIN Рисунок 1.3 - Структурная схема регулятора возбуждения АРВ-СД, реализованная в программе MUSTANG 13 При исследовании длительных переходных режимов, а также выборе коэффициентов усиления, цифровые АРВ моделируются блоками с задан- ными передаточными функциями и постоянными систем регулирования. Пример представления в расчетах АРВ Unitrol 5000 производства компании АВВ показан на рисунке 1.4. Рисунок 1.4 – Основные функции АРВ Unitrol 5000 Каждый макроблок строится по блочному принципу. Пример модели- рования блока регулирования напряжения возбуждения представлен на ри- сунке 1.5. На рисунке 1.6 представлен пример моделирования блока стабили- зации PSS. Рисунок 1.5 – Структурная схема блока регулирования напряжения возбуждения 14 Рисунок 1.6 – Структурная схема блока стабилизации Выбор коэффициентов усиления в каналах стабилизации АРВ син- хронных машин должен выполняться при вводе синхронной машины в экс- плуатацию, изменении схемы энергосистемы, и т.д. На практике применяют два подхода по выбору коэффициентов усиления регулятора возбуждения. Первый метод используется при настройке регуляторов возбуждения в ре- альных условиях на электрических станциях с применением данных полу- ченных из эксперимента на исследуемом объекте. Второй метод основан на использовании переходной импульсной функции энергосистемы, получен- ной из эксперимента на динамической цифровой модели энергосистемы. Второй метод является более перспективным, так как позволяет исследовать значительно большее число режимов и возмущений, а следовательно, и про- верить эффективность настройки параметров АРВ. 1.2.2 Совершенствование управления током возбуждения синхронных генераторов электростанций для повышения их устойчивости Одним из возможных способов повышения устойчивости функциони- рования электростанций энергосистемы и улучшение качества переходных процессов можно достичь путем применения новых законов регулирования тока возбуждения синхронных генераторов. При КЗ и других аварийных режимах, связанных со значительным по- нижением напряжения, АРВ быстро увеличивает (форсирует) ток возбужде- ния и тем самым изменяет ЭДС и напряжение на шинах генератора. В режи- 15 мах, связанных с повышением напряжения на шинах электрической станции, АРВ быстро снижает ЭДС генератора, выполняя тем самым процесс расфор- сировки. В качестве параметров, по которым выполняется регулирование, как правило, используются отклонение и (или) скорость изменения напряже- ния, тока, активной и реактивной мощности генератора. Предложен ряд способов и устройств регулирования тока возбуждения синхронных генераторов в переходных процессах, основанных на измерении только отклонения напряжения на шинах, а также дополнительно токов ста- тора и ротора, активной и реактивной мощности, скольжения ротора генера- тора и др. При управлении форсировкой возбуждения генератора только по от- клонению напряжения трудно добиться высокого качества переходного про- цесса. Недостатком, в ряде случаев, является и то, что включение форсиров- ки возбуждения производиться только при снижении напряжения, хотя из- вестны ситуации, не связанные с понижением напряжения, при которых ее необходимо выполнять. Также существует подход к управлению током возбуждения синхрон- ного генератора в переходном процессе, где предполагается введение в регу- лирующую функцию значений активной мощности и скольжения [5]. Недо- статком такого регулирования является низкое качество переходных процес- сов в энергосистеме в аварийных ситуациях и возможность нарушения устойчивости синхронной машины в третьем цикле качаний. Это объясняет- ся тем, что оптимизация управления осуществляется только форсировкой возбуждения и не используется расфорсировка. Пример такого переходного процесса приведен на рисунке 1.7. В момент КЗ суммарное сопротивление схемы сети уменьшается, и ге- нератор переходит с угловой характеристики I на угловую характеристику II в точку 2 и под действием механического момента турбины начинает уско- ряться. После некоторого запаздывания, определяющегося участком 2-3, сра- батывает форсировка возбуждения, и ток возбуждения начинает увеличи- ваться, что приводит к увеличению электрической мощности (участок 3-4). 16 Рисунок 1.7 – Влияние управления током возбуждения на характер протека- ния переходного процесса При угле δотк происходит отключение КЗ, и генератор переходит на по- слеаварийную характеристику III (линия 4-6). Энергия при ускорении ротора генератора равна площадке 1-2-3-4-5-1. Участок 6-7 соответствует времени нарастания тока возбуждения до максимального (потолочного) значения. Форсировка возбуждения снимается не в момент прохождения скольжения ротора генератора через нуль, а несколько раньше (точка 8). Время снятия форсировки функционально зависит от интеграла избыточного момента на валу машины. Энергия при торможении ротора генератора равна площадке 5- 6-7-8-9-10-5. Точка 9 соответствует моменту, когда скольжение станет равно нулю. После снятия форсировки режим генератора постепенно перейдет на характеристику III´, которая соответствует номинальному току возбуждения в послеаварийном режиме. Площадка отрицательного торможения во втором цикле качаний будет равна площадке 9-10-5-12-11-9, а площадка отрицатель- ного ускорения – 12-13-14-1-12. Из приведенных угловых зависимостей вид- но, что в третьем цикле качаний площадка ускорения 12-13-14-1-12 больше возможной площадки торможения 12-11-10-5-12, в результате чего генератор выпадет из синхронизма. Для предотвращения нарушения устойчивости необходимо в момент прохождения скольжения ротора генератора через нуль (точка 9 на рисунке 1.8) выполнять включение расфорсировки возбуждения. Это приво- дит к уменьшению отрицательной площадки торможения, которая во втором цикле качаний будет равна 9-10-11-9. Когда ускорение станет равно нулю (точка 11), происходит отключение расфорсировки возбуждения и режим ге- нератора постепенно перейдет на характеристику III´. 0 δ δ0 δоткл P0 δм м кр P 180 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Pм I II III 1 12 11 13 14 III´ 17 В этих условиях площадка отрицательного ускорения 11-12-13-1-5-11. В результате действия расфорсировки возбуждения площадка отрицательно- го торможения и площадка отрицательного ускорения значительно сокраща- ются, что приводит к уменьшению размаха колебаний и сохранению устой- чивости синхронной машины. Рисунок 1.8 – Угловые характеристики синхронного генератора 1.3 Делительная автоматика электростанций Опыт аварийных ситуаций с возникновением дефицита активной и ре- активной мощности в ОЭС Беларуси, а также энергосистемах других стран, показал необходимость совершенствования существующей делительной ав- томатики (ДА). Однако назначение и функции ДА определяется схемой связи электростанции с энергосистемой. Схема выдачи мощности крупных систем- ных электрических станции осуществляется на напряжении 110 кВ и выше. Снижение напряжения или частоты на шинах электростанции возможно только в тяжелых системных авариях. Поэтому ДА системных электрических станций должна работать при исчерпании регулирующих возможностей энергосистемы. В этом случае ДА является средством, позволяющим сохра- нить электроснабжение нагрузки собственных нужд электрической станции и, при возможности, нагрузки прилегающего энергорайона. Связь с энергосистемой генераторов блок-станций осуществляется по радиальной схеме. Поэтому на делительную автоматику генераторов блок- станций возлагаются дополнительные задачи, которые обусловлены схемой 0 δ δ0 δоткл P0 δм м кр P 180 2 3 4 5 6 7 8 9 10 I II III δ S 11 12 13 1 18 электрической сети, релейной защитой и автоматикой. Одной из основных задач ДА блок-станций является надежное и селективное выявление аварий- ных режимов, которые приводят к потере связи с системой. Поскольку в та- ких режимах со стороны генератора мини-ТЭЦ возможна подпитка током места КЗ. Также, при определенных условиях, после работы АПВ отключен- ных линий электропередач возможна несинхронная подача напряжения. 1.3.1 Оптимизация выделения блочных электростанций при аварийном снижении частоты При системных авариях, которые связаны со снижением частоты в энергосистеме, ДА должна работать после исчерпания объемов АЧР, но до потери устойчивости двигательной нагрузки собственных нужд. При перево- де генераторов в изолированный режим необходимо стремиться к достиже- нию минимального небаланса мощности в выделяемом энергорайоне [5, 6]. Рассмотрим принцип выделения блочной электростанции при аварий- ном снижении частоты. Его сущность поясняется рисунком 1.9 и заключается в том, что при снижении частоты и напряжения в энергосистеме осуществ- ляют перевод собственных нужд части энергоблоков на питание от резерв- ных трансформаторов собственных нужд. Для этого выполняют измерение мощности нагрузки собственных нужд энергоблоков на резервных транс- форматорах, нагрузки ЛЭП и выбранных энергоблоков для выделения, срав- нивают выделяемую нагрузку на выбранных энергоблоках с допустимыми минимальными и максимальными значениями, и с контролем по частоте и напряжению отделяют от энергосистемы выделенные энергоблоки, питаю- щие собственные нужды электростанции и выделенную нагрузку ЛЭП. На резервные трансформаторы, с учетом их допустимой мощности нагрузки, пе- реводят максимально возможную мощность нагрузки собственных нужд энергоблоков. Вариант выделения определяют путем минимизации небалан- са активной мощности, возникающего при выделении энергоблоков, по вы- ражению [7]: minРРРРP к j x с jc m l l n i i             1 1 н 1 нсн 1 г , (1.1) при выполнении ограничения             n i min i к j x с jc m l l n i РРРРР 1 г 1 1 н 1 нсн 1 гi , (1.2) 19 где iPг -активная мощность i-го выбранного энергоблока для выделения (i =1,…, n); снP -максимальная активная нагрузка собственных нужд, переведенная на резервные трансформаторы; lPн -активная мощность ℓ-ой линии электропередачи не связанной с энергосистемой (ℓ = 1,…,m); jcPн - активная мощность j-ой нагрузки на с-ой линии электропередачи связанной с энергосистемой, где j = 1,…,к; с=1,…,х; min iPг - минимальная допустимая активная нагрузка i-го выбранного энер- гоблока для выделения. Допустим, что электростанция работает параллельно с энергосистемой, питание собственных нужд энергоблоков осуществляется через рабочие трансформаторы собственных нужд, а энергоблоки несут заданную нагрузку. Все выключатели, кроме выключателей вводов резервного питания 29…32, включены. В зависимости от мощности нагрузки на резервном трансформа- торе СН 22 и на ЛЭП 12, 13, 18 и 20 на изолированную работу от энергоси- стемы в аварийных условиях может выделяться один из энергоблоков (25 или 26), либо оба блока 25 и 26 электростанции. Алгоритм функционирования ДА представлен на рисунке 1.10. При по- явлении сигнала о переводе нагрузки СН на изолированную работу с задан- ной выдержкой времени и контролем синхронизма включаются выключатели 29…32. Выполняется контроль максимально допустимой мощности нагрузки на резервном трансформаторе СН 22, после чего выключатели 37…40 от- ключаются. С подачей сигнала с пускового органа 49 в блоке выделения 50 осуществляется выбор варианта выделения энергоблоков и нагрузки отходя- щих линий, обеспечивающего минимум возникающего при этом небаланса активной мощности. 20 ~ ~ ~ ~ Pн20 Pн18 Pн12 Pн14 Pг2 5 Pг2 6 16 15 14 13 12 11 20 19 18 17 21 5 7 22 3 4 25 26 41 42 37 38 50 49 23 29 33 30 34 24 6 47 8 48 45 46 27 28 43 44 39 35 40 36 31 32 1 2 9 Рисунок 1.9 – Схема выделения энергоблоков электростанции в аварийных режимах 10 Pсн ~ ~ 21 мин мин мин г г25 г26 г г25 г26 л1 н18 н20 л2 н12 н18 н20 л3 н12 н14 н18 н20 н cн л3 : + ; + ; = + ; = + + ; = + + + ; = + Расчет Р Р Р Р Р Р Р Р Р Р Р Р Р Р Р Р Р Р Р Р Р   Да Рг25 Рг26 Рcн Рн12 Рн14 Рн18 Рн20 мин н гP Р Нет Да г нP Р Нет Да мин мин г25 г26P Р Нет Да мин н г25P Р Нет Нет ì èí í ã26P Ð Да Да г25 г26P Р Нет Да г25 нP Р Нет Да г26 нP Р Нет Откл. 6,7,15 Откл. 5,8,15 Откл. 5,8,15 Откл. 6,7,15 Откл. 6,8,15 Да г сн л2+P Р Р Нет Откл. 6,8,13 Нет г сн л1+P Р Р Да Да 20 18P Р Нет Откл. 6,8,11 Да г сн н20+P Р Р Нет Нет г сн н18+P Р Р Да Откл. 6,8,11,17 Откл. 6,8,11,17,19 Откл. 6,8,11,19 Откл. 6,7,15 Сигнал опе- ратору на выделение Откл. 5,8,15 Да г26 нP Р Нет Нет г25 нP Р Да Рисунок 1.10 – Алгоритм выделения энергоблоков электростанции в аварийных режимах 22 Если суммарная мощность Рн, равная сумме нагрузок резервного трансформатора СН 22 и выделяемых линий 12, 14, 18 и 20, больше или рав- на мин гP , которая равна сумме минимальных мощностей генераторов 25 и 26, то подается сигнал на сравнение суммы текущих значений мощностей Рг данных генераторов с нагрузкой Рн. Если Рг больше или равна Рн, то проис- ходит сравнение мощностей генераторов 25 и 26. Если мощность генератора 25 меньше мощности генератора 26, она сравнивается с Рн, и при Рг25 больше Рн, подают сигнал на отключение посредством выключателей 6, 7, 15 данного энергоблока от энергосистем 10 и 16. Если мощность Рн будет больше мощ- ности Рг25, то ее сравнивают с мощностью Рг26 генератора 26, и в случае пре- вышения Рг26 над Рн подают сигнал на выделение данного энергоблока путем отключения выключателей 5, 8 и 15. При Рг26 меньше Рн отделение энерго- блока осуществляют отключением выключателей 6, 8, 15. В случае если Рг26 будет больше Рг25, подается сигнал на сравнение Рг26 с Рн. При превышении мощности генератора над нагрузкой поступает управ- ляющий сигнал на выделение генератора 26 отключением выключателей 5, 8, 15, в противном случае происходит сравнение мощности генератора Рг25 и мощности Рн. Если Рг25 больше Рн, то производят выделение данного генера- тора отключением выключателей 6, 7, 15, в обратном случае питание выделя- емой нагрузки осуществляют генераторы 25 и 26 путем отключения выклю- чателей 6, 8, 15. Когда Рг меньше чем Рн, сравнивается Рг с суммой мощностей соб- ственных нужд электростанции Рсн и мощностью Рл2=Рн12 + Рн18+ Рн20, и если Рг больше суммарной мощности Рсн и Рл2, производят отделение генераторов 25 и 26 от энергосистем 10 и 16 на выделенную нагрузку путем отключения выключателей 6, 8, 13, в противном случае – Рг сравнивается с суммой мощ- ностей собственных нужд электростанции Рсн и мощностью Рл1=Р18+Р20. Ко- гда Рг больше суммы Рсн и Рл1 производят выделение генераторов путем от- ключения выключателей 6, 8, 11, когда Рг меньше указанной суммы, осу- ществляют сравнение нагрузок линий 18 и 20. Если Рн20 больше Рн18 сравни- вают Рг с суммой мощностей собственных нужд электростанции Рсн и мощ- ностью Рн20, и при Рг больше названной суммы, подается сигнал на выделе- ние генераторов 25 и 26 путем отключения выключателей 6, 8,11 и 17, в об- ратном случае подается сигнал на отключение на выделяемую нагрузку гене- раторов 25 и 26 путем отключения выключателей 6, 8, 11, 17 и 19. Когда Рн20 меньше Рн18 сравнивают Рг с суммой мощностей собственных нужд электро- станции Рсн и мощностью Рн18, и если Рг больше данной суммы отделение ге- нераторов выполняется отключением выключателей 6, 8, 11 и 19, в обратном 23 случае подается сигнал на отключение на выделяемую нагрузку генераторов 25 и 26 отключением выключателей 6, 8, 11, 17 и 19. В том случае, если Рн меньше мощности Рг мин =Рг25 мин +Рг26 мин , произво- дят сравнение минимальных мощностей генераторов 25 и 26. Когда Рг25 мин больше Рг26 мин , сравнивают мощность Рн и Рг25 мин, и если мощность нагрузки больше мощности генератора, подается сигнал на выделение генератора 25 отключением выключателей 6, 7 и 15, в обратном случае подается сигнал оператору на необходимость не автоматического выделения энергоблоков электростанции. Когда Рг25 мин меньше Рг26 мин сравнивают мощность Рн и Рг26 мин, и при мощности нагрузки больше минимальной мощности генератора 26 подается сигнал на выделение генератора 26 путем отключения выключа- телей 5, 8 и 15, в обратном случае подается сигнал оператору на выделение энергоблоков персоналом электростанции. Такой подход к выполнению ДА электростанций позволяет повысить живучесть электростанции и энергосистемы при аварийном снижении часто- ты и напряжения, так как достигаются следующие цели: 1) На резервный трансформатор переводится максимально-возможная мощность нагрузки собственных нужд с учетом допустимой мощности нагрузки резервных трансформаторов и выбранных энергоблоков. 2) Выбор варианта выделения энергоблоков и нагрузки прилегающего района осуществляется с минимальным небалансом активной мощности. 3) Увеличивается устойчивость энергосистемы в целом, так как парал- лельно работающие с системой генераторы станции могут выдавать номи- нальную мощность при пониженной частоте в энергосистеме, так как их соб- ственные нужды работают на номинальной частоте с номинальной произво- дительностью. После ликвидации аварии выделенные энергоблоки могут быть снова быстро включены на параллельную работу с системой. 1.3.2 Принципы построения делительной автоматики мини-ТЭЦ и блок-станций промышленных предприятий При создании делительной автоматики в системе электроснабжения предприятия с генерирующими источниками необходимо решить ряд прин- ципиальных вопросов [10]: 1. При каких снижениях частоты и (или) напряжения, обусловленных аварийным режимом энергосистемы, требуется срабатывание ДА? 2. Какое замедление в срабатывании ДА может быть допущено по условиям функционирования энергосистемы и потребителей? 24 3. При каких авариях (системных или локальных) должна работать ДА? 4. Какие потребители предприятия являются наиболее ответственны- ми? 5. Каким образом предотвратить значительные понижения или повы- шения частоты и напряжения после срабатывания ДА? 6. На какие коммутационные аппараты воздействовать, чтобы осуще- ствить деление сети и перейти на автономную работу от энергосистемы? В общем случае ДА в системе электроснабжения предприятия следует рассматривать как двухступенчатую (рисунок 4.11). На первой ступени осу- ществляется предварительная подготовка схемы выделения путем определе- ния отключения необходимых присоединений, трансформаторов или перевод наиболее ответственных потребителей на автономное электроснабжение. На второй ступени производится отключение всех оставшихся связей с энерго- системой. При этом уставки срабатывания ДА, например, по частоте на пер- вой ступени, как правило, на 0,2…0,4 Гц выше, чем на второй ступени. Алгоритмы действия ДА весьма различны и определяются стоящими перед ней задачами, схемой системы электроснабжения предприятия, схема- ми подключения генерирующих источников и режимами их работы и т.д. Однако во всем этом разнообразии можно выделить два основных типа: 1. Алгоритм действия ДА, обеспечивающий минимально возможные небалансы мощностей при выделении генерирующих установок на автоном- I ступень: f < f1уf t > t1уf U < U1y t > t1yU II ступень: f< f2уf t > t2yf U < U2y t > t2yU КU < кU2y t > t2yкU I (1) < I (1) y t > t1yI I (2) < I (2) y t > t1yI I (0) < I (0) y t > t1yI Подготовка схемы и от- ключения или включе- ния необходимых ком- мутационных аппаратов Отделение от сетей энергосистемы ПУСКОВЫЕ ОРГАНЫ Рисунок 4.11–Структурно-функциональная схема делительной автоматики 25 ную работу. В этом случае прослеживается стремление в максимальной сте- пени сбалансировать величины генерации и нагрузки предприятия при дей- ствии ДА и тем самым уменьшить риск погашения потребителей и генери- рующих источников. 2. Алгоритм действия ДА, направленный на сохранение в работе толь- ко наиболее ответственных потребителей путем перевода на них одного или нескольких генерирующих агрегатов. Удержание параметров оставшихся ге- нерирующих источников в автономном режиме базируется на действии их регуляторов скорости и возбуждения, самоотключении части нагрузки. Как показывает опыт проектирования ДА, реализация второго типа ал- горитма проще и дешевле. Однако при этом возрастает риск погашения зна- чительной части потребителей предприятия. Выбор параметров срабатывания пусковых органов ДА играет решаю- щую роль в эффективности ее действия. С позиций энергосистемы наиболее представительным фактором, свидетельствующем о необходимости работы делительной автоматики, является снижение частоты. Значительное пониже- ние частоты в энергосистеме является характерным признаком достаточно тяжелой аварии, которая не может быть быстро ликвидирована и при кото- рой весьма важно сохранить в работе все электростанции, даже путем отде- ления их от энергосистемы со сбалансированной нагрузкой. При этом устав- ка II ступени ДА по частоте должна быть установлена на 0,2 Гц ниже нижней границы действия АЧР1. Это снижает вероятность развития аварии из-за опережающего отделения генерирующих источников от энергосистемы. Если действия АЧР1 приводят к прекращению электроснабжения предприятия из- за отключения питающих их вводов подстанции или линий электропередачи, то уставки I ступени ДА могут быть, а в большинстве случаев и должны быть на 0,2…0,4 Гц выше уставки АЧР1. Это связано с тем, что при таком дей- ствии АЧР1 на генерирующие установки предприятия, как правило, проис- ходит дополнительный значительный наброс мощности, при котором частота так стремительно начинает снижаться, что срабатывание ДА не позволяет удержать параметры энергоустановок в допустимых пределах и сохранить их в работе. Уставка II ступени ДА может быть на 0,2 Гц выше или равна устав- ке АЧР1. Частота в системе электроснабжения предприятия может снижаться не только при системных авариях, но и местных – например, при отключении элементов электрических сетей (трансформаторов, линий электропередачи), приводящих к прекращению внешнего электроснабжения питающей под- станции. В этом случае на генерирующие установки предприятий происхо- 26 дит, как правило, большой наброс (сброс) мощности нагрузок энергорайона, приводящий к быстрому изменению частоты. Подход к выбору уставок срабатывания ДА в таких аварийных режи- мах может быть аналогичен вышеописанному. Однако, если возможный наброс мощности на генерирующие источники предприятий имеет довольно большой диапазон изменений и слабо предсказуем, то более представитель- ным фактором срабатывания может быть скорость изменения частоты. Если скорость изменения частоты (df/dt) большая, что свидетельствует о большом дефиците мощности в энергорайоне, то для эффективной работы ДА время ее срабатывания должно быть небольшим. Если же скорость изменения частоты небольшая, то время срабатывания ДА можно увеличить. Аналогично скорости изменения частоты df/dt при потере связи с си- стемой может использоваться фактор «скачка» угла напряжения кU. Возник- новение небаланса активной мощности приводит к смещению синусоиды напряжения на шинах генератора и возникновению «скачка» угла напряже- ния кU. Величина кU пропорциональна величине возникшего небаланса вы- делившегося района и позволяет быстро оценить тяжесть аварии. Для идентификации местной аварии от системной при пуске ДА можно использовать дополнительные факторы (токи прямой, обратной, нулевой по- следовательности, отключение трансформаторов, линий электропередачи на питающей подстанции или изменения направления перетоков мощности на указанных элементах сети). Зона срабатывания ДА по скорости снижения ча- стоты приведена на рисунке 1.12,а [10]. Потребители некоторых предприятий весьма чувствительны к глубо- ким и длительным снижениям напряжения, вызванных, в большинстве слу- dt df мин ДАt 0 t мин ДАt 0 t U U0 UДА Зоны срабатывания ДА а) б) Рисунок 1.12 – Параметры срабатывания делительной автоматики 27 чаев, короткими замыканиями во внешней питающей сети. В таких режимах происходит торможение двигателей, и, когда напряжение восстанавливается, из-за большого увеличения скольжения, самозапуск двигателей становится невозможным. Своевременное выделение ДА потребителей предприятия на автономную работу позволяет сохранить работоспособность основных или даже всех потребителей. Все это зависит от мощности и динамических ха- рактеристик собственных генерирующих источников. При этом очевидно, что предельно допустимые длительности КЗ зависят от глубины снижения напряжения: чем ниже остаточное напряжение КЗ, тем меньше допустимые длительности КЗ. Зона эффективного срабатывания ДА по уровню напряже- ния приведена на рисунке 1.12,б. Пуск ДА по значению снижения напряже- ния (UДА) должен быть отстроен от изменений напряжений в нормальных и ремонтных режимах. Срабатывание ДА должно происходить при превыше- нии минимально допустимых выдержек времени  минДАt , определяемых воз- можность системы электроснабжения восстановить исходный или близкий к нему режим. Уменьшение значения tДА ниже необходимого ведет к излишне- му срабатыванию ДА. Следует заметить, что в любом случае выбор таких параметров сраба- тывания ДА как частота, скорость изменения частоты, напряжение, «бросок» угла напряжения, составляющих тока и соответствующих выдержек времени необходимо осуществлять на основании расчетов переходных электромеха- нических процессов. Цель этих расчетов – определить предельно допустимые величины снижения частоты и (или) скорости ее изменения, длительности снижения напряжения, при которых генерирующие источники предприятия в аварийных режимах могут выйти на допустимые параметры работы, и при этом обеспечивается надежное электроснабжение ответственных потребите- лей предприятия. Таким образом, делительную автоматику в системе электроснабжения промышленного предприятия с генерирующими установками необходимо рассматривать как эффективное средство повышения надежности электро- снабжения наиболее ответственных потребителей предприятия в аварийных режимах со снижением частоты и напряжения. Делительную автоматику для сложных систем электроснабжения необходимо проектировать как двухсту- пенчатую, а алгоритмы еѐ действия должны обеспечить минимально воз- можные небалансы мощностей при выделении генерирующих установок на автономную работу или сохранение в работе только наиболее ответственных потребителей и части генерирующих источников. Выбор алгоритма действия делительной автоматики целесообразно возложить на предприятие, которое 28 сопоставляет затраты на реализацию делительной автоматики и ущерба от погашения потребителей. 1.3.3 Отделение от энергосистемы в аварийных режимах системы электроснабжения предприятия с генерирующими установками Как отмечалось ранее, цели и функциональное назначение ДА на элек- тростанциях энергосистемы и в системе электроснабжения промышленных предприятий весьма различны. В качестве базового, возможно применения следующего способа отделения от энергосистемы системы электроснабжения предприятия с генерирующими установками в аварийных режимах. В ава- рийных режимах измеряют мощность генерации и потребления, текущее значение частоты, сравнивают его с первой и второй заданными уставками частоты, причем значение первой уставки по частоте выше значения второй уставки по частоте, и при значении частоты меньшем второй заданной устав- ки по частоте, формируют сигнал на отделение генерирующих установок от энергосистемы со второй заданной выдержкой времени. При снижении ча- стоты меньше первой заданной уставки с первой заданной выдержкой време- ни сравнивают суммарные мощности потребления и генерации в системе электроснабжения предприятия и, если суммарная мощность потребления больше суммарной мощности генерации, отключают потребителей в соответ- ствии с заданной очередностью, до выполнения условия [11, 12]    m j j n i i PP 1 н 1 г , (1.3) где Ргi – активная мощность i-й генерирующей установки предприятия, i=1,2,…, n; Рнj – активная мощность j- й нагрузки предприятия, j =1,2,…, m; n – количество генерирующих установок предприятия; m – количество нагрузок предприятия. Сущность предложенного способа поясняется функциональной схемой, показанной на рисунке 1.13. Сигнал от трансформатора напряжения подается на вход блока 1 изме- рения частоты энергосистемы, где формируется сигнал, пропорциональный текущей частоте энергосистемы. Данный сигнал поступает на входы блоков 2 и 3 сравнения частоты, где сравнивается с заданными уставками по частоте. В случае если уровень частоты энергосистемы окажется меньше уставки f1у в 29 течение времени, превышающем выдержку времени t1у, заданную в блоке 4 выдержки времени, подается сигнал на первый вход элемента И 6. Если в этот момент суммарная мощность нагрузки предприятия окажется больше суммарной мощности генерирующих источников, то на выходе блока 12 сравнения оказывается логический ноль, который инвертором 13 преобразу- ется в логическую единицу и подается на второй вход элемент И 6. Сигнал с выхода элемента И 6 поступает на вход блока 8, где в соответствии с задан- ной очередностью формируется сигнал на отключение 1-й, 2-й и j-й нагрузок. Отключение нагрузок прекратится, когда мощность потребления предприя- тия станет меньше суммарной мощности генерирующих источников (на вы- ходе блока 10 сравнения окажется логическая единица, преобразуемая инвер- тором 13 в логический ноль). Когда уровень частоты энергосистемы окажется меньше уставки f2у, за- данной в блоке 3 сравнения частоты, в течение времени, превышающем вы- держку времени t2у, заданную в блоке 5, и будет выполняться условие, что суммарная мощность генерирующих установок больше мощности потребле- ния предприятия, то подается сигнал на вход блока 9, в котором формируют- ся управляющие сигналы на отключение выключателей связи с энергосисте- мой. 2 4 6 8 13 11 12 10 1 3 5 7 9 Отключение выключателей нагрузок Рг1 Ргi Ргn Рн1 Рнj Рнm f1у t1у f2у t2у Отключение выклю- чателей связи с энергосистемой Рисунок 1.13 – Функциональная схема способа отделения от энергосисте- мы системы электроснабжения предприятия с генерирующими установками в аварийных режимах от ТН 30 Описанный способ позволяет выполнить отделение от энергосистемы системы электроснабжения предприятия с генерирующими установками в аварийных режимах при любом соотношении мощностей генерации и по- требления предприятия, тем самым предотвратить останов работы предприя- тия путем обеспечения питания всех или наиболее ответственных потребите- лей от собственных генерирующих установок. 31 2 АВТОМАТИЧЕСКОЕ ПРЕДОТВРАЩЕНИЕ И ЛИКВИДАЦИЯ АСИНХРОННЫХ РЕЖИМОВ 2.1 Основные принципы выполнения АЛАР и САПАХ в энергосистеме В энергосистемах генераторы электростанций включены параллельно и в нормальном состоянии ЭДС, наводимая на этих генераторах имеет одина- ковую частоту, амплитуду и фазу (все векторы ЭДС вращаются синхронно). Это необходимо для исключения перетоков мощности между генераторами. Незначительные изменения мощности потребления и генерации (в масштабах энергосистемы) приводят к малой разнице в частотах ЭДС, выра- батываемых в частях энергосистемы и появление небольших «качаний» напряжения (биений), называемые «синхронными качаниями». При этом ге- нераторы не выпадают из синхронизма и качания в системе достаточно быстро затухают. Различные аварийные возмущения могут привести к нарушению дина- мической устойчивости отдельных генераторов или части генераторов энер- госистемы. Вектора ЭДС этих генераторов начинают вращаться относитель- но векторов ЭДС остальной энергосистемы. При этом возникают большие перетоки мощности между генераторами, «качания» напряжения и тока в схеме сети. Особенное уменьшение напряжения наблюдается в «электриче- ском» центре качаний (ЭЦК). Для исключения возникновения асинхронного хода на генераторах, возникновения «качаний в сети» и развала всей системы предназначена ав- томатика ликвидации асинхронного режима (АЛАР), иногда именуемая ав- томатика прекращения асинхронного хода (АПАХ). АЛАР относится к сложным и ответственным системам, обеспечиваю- щим устойчивость энергосистемы в целом. Принципы действия АЛАР раз- личаются по разновидностям пусковых устройств (ПУ) [5, 13]:  Скорости снижения сопротивления (dZ/dt); Реагирует на характерное для асинхронного режима медленного пони- жения напряжения и роста тока (на увеличение комплексного сопротивления сети с ограниченной скоростью с последующим изменением направления мощности).  Повышения фазового угла δ; Фиксирует начало асинхронного хода по нарастанию фаз напряжения в контрольных точках сети. 32  Циклов асинхронного режима – фиксирования заданного числа циклов; Фиксирует начало асинхронного хода по циклическим срабатываниям реле сопротивления (или реле максимального тока) и совместных с ним цик- лов срабатывания и возврата реле активной мощности.  Фазного тока. Типовое устройство АЛАР состоит из нескольких ступеней срабатыва- ния (до трѐх), принципы срабатывания ПУ которых различны. Улавливая возникновение качаний в сети АЛАР отключает синхронные генераторы или часть линий внутри энергосистемы, разделяя их на автоном- но работающие части, чем обеспечивает восстановление синхронного режи- ма (ресинхронизация). При этом АЛАР работает совместно с АЧР. После восстановления нормального режима в разделѐнных частях происходит включение линий между ними и целостность энергосистемы восстанавлива- ется. В настоящее время наибольшее распространение получил принцип вы- явления АР по скорости снижения сопротивления и по повышению фазового угла δ. Выявление АР по скорости снижения сопротивления При нарушении синхронизма, если ЭЦК лежит в области генератор/ повышающий трансформатор, рекомендуется мгновенно отключать генера- тор, предпочтительно в течение первого полупериода скольжения (I ступе- нью защиты). Если электрический центр качаний находится в энергосистеме, то защита не должна срабатывать мгновенно, а спустя заданное количество циклов (для возможности выполнения ресинхронизации). Если в течение за- данного числа периодов асинхронный режим не был устранен в каком-либо другом месте, за пределами электростанции, то также выполняется отключе- ние генератора второй ступенью защиты. Для того чтобы снизить ущерб генератору от асинхронного хода, АЛАР должна надежно выявлять асинхронный режим в заданной области, а также отличать глубокие синхронные качания от асинхронного режима. От- ключение выключателя от сети следует выполнять в момент времени, когда угол сдвига вектора напряжения генератора и системы находится в пределах 0-30º. При отключении в момент нахождения векторов напряжения в проти- вофазе (180°) ток и восстанавливающееся напряжение достигают макси- 33 мального значения, что значительно усложняют условия отключения выклю- чателя. АЛАР, выполненная на реле сопротивления состоит из трех частей, как показано на рисунке 2.1. Первая часть является линзообразной характери- стикой. Вторая часть – это прямая линия, ось линзы (blinder), разрезающая линзу пополам и делящая плоскость полного сопротивления на левую и пра- вую половины. Третья – это линия реактивного сопротивления, перпендику- лярная второй. Наклон линзы и оси линзы θ, определяется углом полного сопротивле- ния системы. Эквивалентное полное сопротивление системы и повышающего трансформатора определяет зону ZA действия линзы в прямом направлении, тогда как переходный реактанс генератора определяет зону ZB действия АЛАР в обратном направлении. Ширина линзы меняется уставкой угла α. Линия реактивного сопротивления, перпендикулярная оси линзы, использу- ется для распознавания того, где находится ЭЦК, в системе или в блоке гене- ратор-трансформатор. Она устанавливается значением ZС вдоль оси линзы, как показано на рисунке 2.1 [14]. Линия реактивного сопротивления разделя- ет линзу на Зону 1 (линза ниже линии) и Зону 2 (вся линза). Рисунок 2.1 – Защита от асинхронного хода с использованием линзообразной характеристики и оси линзы 34 При выпадении генератора из синхронизма прохождение области пол- ного сопротивления ожидается справа налево через линзу и ее ось (генера- торный режим). В двигательном режиме движение будет обратным. Если синхронная машина работает в генераторном режиме, то в усло- виях нормальной нагрузки полное сопротивление должно находиться в пра- вой части линзы. При асинхронном ходе область полного сопротивления проходит через правую и левую половину линзы. Реле регистрирует период асинхронного хода, когда область полностью покидает линзу с противопо- ложной стороны. Если синхронная машина работает в двигательном режиме, то в усло- виях нормальной нагрузки полное сопротивление ожидается в левой части линзы. При асинхронном ходе область полного сопротивления проходит че- рез левую и правую половину линзы, снова находясь в течение времени, по крайней мере, T1 и T2 соответственно в каждой половине и покидая линзу с противоположной стороны (рисунок 2.2). Рисунок 2.2 – Линзообразная характеристика срабатывания защиты Зона 1 действия реле в прямом и обратном направлении равна сумме ZA, и ZB. Как правило принимают, что точка ZA совпадает с сумой полного со- противления системы и сопротивления трансформатора (ZT+ZS), а ZB соответ- ственно совпадает с реактивным сопротивлением защищаемого генератора (XГ). 35 Угол линзы α соответствует в этом случае углу α между ЭДС EГ и EС, при котором полное сопротивление входит в линзу, см. рисунок 2.2. Наклон линзы должен согласовываться с углом полного сопротивления системы. Ширина линзы пропорциональна углу α. Для определения необхо- димого угла α следует учитывать два следующих фактора: 1) При любых условиях полное сопротивление нагрузки безопасно находится вне линзы. 2) Точка срабатывания, в генераторном режиме ограниченная левой стороной линзы, должна быть точкой, когда угловое разделение между си- стемой и генератором мало. Хотя выключатели рассчитаны на разрыв удво- енного напряжения системы, т.e. когда машины находятся в противофазе, ре- комендуется выдавать команду на отключение по возможности при меньшем сдвиге фаз. По этой причине угол α должен выбираться как можно меньшим (диапазон от 90° дo 150°). Значение ZС определяет расстояние от линии реактивного сопротивле- ния до начала координат. Линия реактивного сопротивления обеспечивает средства различения асинхронного хода в генераторе и качаний мощности в высоковольтной электрической системе. Она должна быть с большим запа- сом отстроена от реактивного сопротивления повышающего трансформатора и генератора. Для подсчета периодов асинхронного хода до выдачи сигнала срабаты- вания предусмотрены счетчики для обеих зон, Зоны 1 и Зоны 2. Для сброса счетчиков после устранения асинхронного хода другими защитами преду- сматривается таймер возврата с задаваемой уставкой. При асинхронном ходе кривая полного сопротивления проходит через линзу, находясь в зоне срабатывания в течение заданных уставок по времени. Рекомендуется принимать значения угла α равным 120°, а уставки времени для T1 и T2, равными 15 мс. При данных уставках наблюдается надежная ра- бота автоматики. На рисунке 2.3 приведен пример годографа сопротивления с нанесен- ными зонами. Из рисунка видно, что годограф сопротивления не пересекает ни одну из зон. Следовательно, АЛАР работать не будет. В этом случае необходимо устанавливать дополнительные устройства АЛАР на линиях свя- зи с энергосистемой. На рисунке 2.4 приведены расчеты для другого режима, в котором го- дограф сопротивления пересекает Зону 2, ЭЦК лежит в блоке генератор- трансформатор. Следовательно, АЛАР будет работать на первом цикле. 36 Рисунок 2.3 - Годограф сопротивления фиксируемый на шинах генератора при нахождении ЭЦК вне зоны срабатывания АЛАР генератора Рисунок 2.4 - Годограф сопротивления фиксируемый на шинах генератора при нахождении ЭЦК в зоне срабатывания АЛАР генератора ZA ZС ZВ Зона 1 Зона 2 ZA ZС ZВ Зона 1 Зона 2 37 Действие устройства АЛАР по угловом принципу наиболее наглядно реализован в устройстве АЛАР-М [15]. Указанный принцип работы АЛАР базируется на использовании алгоритма распознавания двухмашинного асинхронного режима и выявления наличия ЭЦК на контролируемом участке электроэнергетической системы и реализуют технические возможности про- гнозирования развития асинхронного процесса на основе граничных фазовых траекторий «угол - скольжение». Алгоритм построен на расчетном определе- нии векторов напряжений и углов между ними в двух узлах, ограничиваю- щих контролируемую зону. Расчет векторов напряжений в контролируемых узлах ЭС осуществляется в реальном времени на основе использования век- торов прямых последовательностей измеряемых токов и напряжений в месте установки устройства и набора эквивалентных сопротивлений электропере- дачи. Одновременно с фиксацией углов между векторами напряжений устройство фиксирует знак скольжения асинхронно движущихся частей энергосистемы. Особенностями работы устройства являются: - непосредственное определение угла между векторами напряжений по концам контролируемого участка энергосистемы и использование этого угла для выявления АР; - селективность действия, основанная на выявлении попадания ЭЦК в контролируемую устройством зону электропередачи при фиксации наличия АР в ЭС. Устройство функционирует в трехступенчатом режиме, обеспечивая на каждой ступени формирование выходных сигналов (с учетом знака скольже- ния). Первая ступень обеспечивает выявление АР на его первом цикле. Если угол между векторами эквивалентных ЭДС превышает критическое значе- ние, задаваемое уставкой, то устройство фиксирует наличие АР в ЭС. Даль- нейшее действие первой ступени осуществляется на основе анализа значений векторов напряжений на границе контролируемой зоны и в месте установки устройства. Попадание значений взаимных углов и модулей указанных век- торов в заданный уставками диапазон критических значений свидетельствует о нахождении ЭЦК в контролируемой зоне. При одновременной фиксации АР в ЭС и попадании ЭЦК в контролируемую зону устройство выдает сигнал о срабатывании ступени в соответствии со знаком скольжения. 38 Работа второй ступени заключается в подсчете суммарного угла прово- рота эквивалентных ЭДС и контроле заданного уставкой количества циклов АР за установленное время. В устройстве предусмотрен контроль длительности циклов АР для вто- рой и третьей ступеней. Если время прохождения установленного числа про- воротов указанных ступеней превышает время, заданное уставкой, то проис- ходит возврат устройства в исходное состояние. Возврат в исходное состоя- ние происходит также, если ЭЦК выходит за пределы контролируемой зоны. Устройство обеспечивает возможность задания уставок угла между векторами напряжений от 0 до 360° с разрешением 1°. Схема подключения АЛАР-М приведена на рисунке 2.5. Рисунок 2.5 - Схема подключения АЛАР-М Алгоритм выявления АР базируется на расчете ЭДС эквивалентных ге- нераторов, которые с учетом выбранных на рисунке 2.5 положительных направлений токов равны [15]: 1 _ _ _ _ _ 1 1 1 1 1;      jЭ Э nЕ Е е K U Z I (2.1) 2 _ _ _ _ _ 2 2 2 2 2;      jЭ Э nЕ Е е K U Z I (2.2) где множители К1, К2, Z1, Z2 при напряжении и токах получают как коэффи- циенты матриц четырехполюсников ветвей. Для выявления АР с учетом прогнозирования его развития использует- ся угол электропередачи [15]: 1 2| | ,    Э   (2.3) где δ – эквивалентный угол передачи, являющийся параметром граничной фазовой траектории «угол - скольжение»; α – - угол, связанный с инерционными характеристиками энергосисте- мы: 39 12 1 12 12 12 2 1 , , 1        j j Э j j j Э K T arctg tg K K T   (2.4) где Tj1Э – - постоянная инерции эквивалентируемой части ЭС, приве- денная к базисной мощности; α12 – угол, дополняющий до 90° аргумент взаимного эквивалентного сопротивления двухмашинной электропередачи. В зависимости от того, опережающим или отстающим является вектор Е1Э относительно Е2Э определяют дефицитную и избыточную части ЭС. Расчет векторов напряжений на границах контролируемых участков выполняется в устройстве по формулам [15]: _ _ _ _ _ 1;      mj m mm m nU U е K U Z I (2.5) _ _ _ _ _ 1;      kj k kk k nU U е K U Z I (2.6) где ψт и ψк – углы векторов напряжений на границах контролируемых участ- ков. На рисунке 2.6 приведены графические зависимости изменения угла ротора генератора и разности углов напряжения для контролируемой АЛАР зоны. Из графика видно, что при увеличении угла ротора генератора не про- исходит увеличения разности углов между напряжениями узлов, по концам контролируемой АЛАР зоны. Характер изменения разности углов показыва- ет, что данные узлы находятся по одну сторону от ЭЦК, т.е. устройство АЛАР фиксирует только синхронные качания. Данный режим аналогичен режиму, приведенному на рисунке 2.3. Рисунок 2.6 – Графические зависимости изменения угла ротора генератора и разности углов напряжения для контролируемой зоны АЛАР при нахождении ЭЦК вне зоны срабатывания АЛАР 40 На рисунке 2.7 приведены графические зависимости изменения угла ротора генератора и разности углов напряжения для контролируемой АЛАР зоны. Из графика видно, что при увеличении угла ротора генератора проис- ходит последовательное увеличения разности углов между напряжениями узлов, по концам контролируемой АЛАР зоны. Характер изменения разно- сти углов показывает, что данные узлы находятся по разные стороны от ЭЦК, т.е. устройство АЛАР фиксирует проворот одного вектора напряжения отно- сительно второго. Данный режим аналогичен режиму, приведенному на ри- сунке 2.4. Рисунок 2.7 – Графические зависимости изменения угла ротора генератора и разности углов напряжения для контролируемой зоны АЛАР при нахождении ЭЦК в зоне срабатывания АЛАР 2.2 Повышение надежности выявления асинхронных режимов Технические требования, предъявляемые в настоящий момент к АЛАР в первом цикле, определяются большими возможностями современной мик- ропроцессорной техники и развитием электроэнергетических систем. Для ре- ализации алгоритма выявления и ликвидации АР на начальной стадии нару- шения устойчивости, предложен способ, сущность которого заключается в следующем. По концам контролируемой линии электропередачи (рисунок 2.8) установлены устройства, которые путем измерения токов и напряжений моделируют ЭДС эквивалентных генераторов, а также определяют угол δ между ними. По найденному значению угла δ вычисляются скольжение s = dδ/dt и ускорение α=d2δ/dt2. Активная мощность эквивалентного генератора части энергосистемы определяется по формуле: 2г 1 11 11 1 2 12 12sin sin( α )  P E y E E y δ , (2.7) где Е1, Е2–ЭДС эквивалентных генераторов частей энергосистемы; 41 у11, 11–модуль и фаза собственной проводимости эквивалентного ге- нератора части энергосистемы; у12, 12–модуль и фаза взаимной проводимости между эквивалентными генераторами частей энергосистемы. Рисунок 2.8 – Принципиальная схема энергосистемы для исследования асин- хронных режимов Синхронизирующая взаимная мощность эквивалентного генератора ча- сти энергосистемы определяется как: син 1 2 12 12cos( α ) dP P E E y d      . (2.8) Угловые характеристики активной мощности, отражающие электроме- ханические переходные процессы в аварийном режиме, поясняющие способ, приведены на рисунке 2.9. На рисунке 2.9 а) показана угловая характеристика мощности в нор- мальном безаварийном режиме (зависимость 1). Исходный режим (точка а) характеризуется мощностью Р0 и углом δ0. При отключении линии Л5 (рису- нок 2.8) мощность на валу турбины эквивалентного генератора останется неизменной Рт=Р0, а угловая характеристика мощности изменится (зависи- мость 2), и режим перейдет с точки а в точку b. В результате этого активная мощность генератора станет меньше мощности турбины (Рг < Рт), и возник- нет небаланс мощности (Р0-Рг> 0), под воздействием которого скорость вра- щения ротора и угол δ начнут увеличиваться. С увеличением угла δ электри- ческая мощность генератора Рг будет увеличиваться, а синхронизирующая мощность Рсин уменьшаться (зависимость 4), как уменьшаться и ускорение  (зависимость 3) из-за уменьшения небаланса мощностей (Р0 – Рг). При угле δ1 в точке с наступает баланс мощности Рг=Рт=Р0, при котором ускорение =0. Таким образом, при нулевом ускорении можно зафиксировать значение угла δ1. Однако переходный процесс в точке с не заканчивается. Под воздействи- ем запасенной кинетической энергии, режим работы переходит правее точки с. Мощность генератора становится больше мощности турбины Рг > Рт, ротор эквивалентного генератора начинает затормаживаться, а ускорение и син- ~ 12 11 ПС-5 6 7 ~ ~ 13 14 10 9 ~ 8 ЭС1 ЭС2 S5 S4 S3 S2 ПС-4 ПС-3 ПС-2 ПС-1 42 хронизирующая мощность еще больше уменьшаться. При угле δм электриче- ская мощность генератора достигает своего максимума Рг=Рм, а синхронизи- рующая мощность Рсин=0. Таким образом, при нулевом значении синхрони- зирующей мощности можно зафиксировать значение угла δм. Границу ква- зиустойчивого состояния рассматриваемой системы, определяемой критиче- ским углом δкр, можно найти из уравнения: δкр=δм+(δм-δ1)=2δм-δ1 (2.9) Если площадка ускорения fabca меньше площадки торможения fcdec (ри- сунок 5.9,а), то ротор генератора затормозится, и угол δ не достигает угла δкр=2δм-δ1, и рассматриваемая система будет устойчива, асинхронный режим не наступит. В этом случае выполнять разделение энергосистемы не нужно. Если же площадка ускорения fabca>fcdec, то угол δ достигнет значения, пре- вышающего критический угол δкр. Электрическая мощность генератора ста- 0 180 P P0 δ0 δ1 90 δуст δ 1 2 0 180 P P0 δ0 90 δ 1 2 δм Pм Pт δм Pт Pм 0 δ0 δ1 δуст δ δм а c b d e а b 0 δ0 δ δм   0 δ δм 0 δ δм Рcин Рcин Рисунок 2.9 - Графические зависимости параметров электромеханического переходного процесса в аварийном режиме 3 4 3 4 а) б) 43 нет опять меньше механической мощности турбины, и ротор не будет затор- маживаться, а наоборот, получит ускорение  > 0 (зависимость 3), и наступит АР. Таким образом, для предотвращения АР автоматикой должен быть подан сигнал на разделение энергосистемы при достижении углом δ значения, пре- вышающего δкр=2δм-δ1. Может оказаться так, что электрическая мощность генератора в ава- рийном режиме всегда меньше механической мощности турбины Рг<Рт (ри- сунок 2.9 б)). В этом случае ускорение  всегда сохраняет положительный знак при любом изменении угла δ (зависимость 3). Ротор не сумеет затормо- зиться, а угол δ будет неограниченно вырастать, что приведет к выпадению генератора из синхронизма и возникновению АР. Поэтому для предотвраще- ния нарушения устойчивости, когда максимальная электрическая мощность, достигаемая при угле δм, меньше механической Рм < Р0, необходимо подать сигнал на разделение энергосистемы или отключениии синхронного генера- тора при угле δ=δм. В этом случае, как и в ранее рассмотренном, значение уг- ла δм фиксируют при нулевом значении синхронизирующей мощности. Описанный способ позволяет выявить АР на начальной стадии нару- шения устойчивости. Это дает возможность избежать перехода возникшего двухчастотного асинхронного хода в трудно ликвидируемый многочастот- ный, а также нежелательного воздействия на оборудование энергосистемы больших по амплитуде и скорости колебаний тока и напряжения. 2.3 Современные подходы к оптимизации выбора мест разделения энергосистем при асинхронном режиме В электроэнергетической системе сложной структуры только фиксации наличия асинхронного хода недостаточно для формирования сигнала на сра- батывание автоматики его ликвидации. Необходимо также определение ме- ста деления. При исследовании АР в качестве информативных параметров выбраны ЭДС Е эквивалентных генераторов, угол δ и взаимное скольжение s роторов эквивалентных генераторов. Нужно отметить, что при синхронных качаниях взаимное скольжение периодически меняет свой знак, а в режиме асинхронного хода, вследствие постоянного увеличения угла, знак взаимного скольжения остается постоян- ным. Как было показано на рисунке 2.8, при асинхронном ходе изменение знака ускорения происходит при прохождении ее через ноль в моменты ра- 44 венства угла передачи углу рабочего режима δ=δ0 или критическому углу δ=δКР. Для учета всего множества возможных аварийных режимов выбор ме- ста деления энергосистемы необходимо выполнять исходя из анализа пара- метров переходного процесса [16]. Местом деления энергосистемы принима- ется линия с минимальным потоком активной мощности. Деление, выпол- ненное отключением данной линии, приведет к возникновению минимально- го небаланса активных мощностей в образовавшихся частях энергосистемы. Схема реализации описанного алгоритма представлена на рисунке 2.10. После фиксации в блоке выявления асинхронного режима (БВАР) начала АХ на первый вход блока отключения линии (БОЛ) подается сигнал. На входы блока сравнения величины активной мощности (БСМ) подаются сигналы, пропорциональные величине потоков активной мощности по кон- тролируемым ЛЭП. Фиксация величины потоков мощности по линиям про- исходит в БСМ при достижении ускорением α= d2δ/dt2 значения, равного ну- лю. По результатам сравнения определяются выключатели, на которые необ- ходимо воздействовать. В подтверждение предложенных теоретических положений приведены графики переходных электромеханических процессов. В качестве исследуе- мой принята схема, представленная на рисунке 2.8. В качестве расчетных, приводящих к началу асинхронного режима, выбраны следующие возмущения: – трехфазное короткое замыкание вблизи ПС-5 с последующим отклю- чением линии ПС-4 – ПС-5; – трехфазное короткое замыкание вблизи ПС-5 и отключение части ге- нерирующей мощности в ЭС1 (отключение одного генератора); БВАР БСМ dδ/dt δ s ds/dt α αу=0 БС Р1-2 Р4-5 Р2-3 БОЛ Рисунок 2.10 – Функциональная схема реализации оптимизации выбора точ- ки деления ЭС для ликвидации асинхронного режима Р3-4 Сигнал на отключение линии 45 – трехфазное короткое замыкание вблизи ПС-5 и отключение полови- ны нагрузки ПС-5. Полученные графические зависимости напряжений, ак- тивной мощности и ускорения представлены на рисунках 2.11 – 2.16. Рисунок 2.11 – Изменение напряжения в узлах схемы сети в АР при отключе- нии линии ПС 4 – ПС 5 Рисунок 2.12 – Изменение мощности и ускорения ротора эквивалентного гене- ратора в АР при отключении линии ПС 4 – ПС 5 46 Рисунок 2.13 – Изменение напряжения в узлах схемы сети в АР при отключе- нии части генерирующей мощности в ЭС1 Рисунок 2.14 – Зависимости изменения мощности, ускорения и относительного угла δ в АР при отключении части генерирующей мощности в ЭС1 Рисунок 2.15 – Изменение напряжения в узлах схемы сети в АР при отключе- нии части нагрузки на ПС-5 47 Рисунок 2.16 –Изменение мощности и ускорения ротора эквивалентного гене- ратора в АР при отключении части нагрузки на ПС-5 Из представленных графических зависимостей определены следующие времена фиксации потоков активной мощности tф по линиям: АР с отключением линии ПС 4 – ПС 5 – tф =0,67 с; АР с отключением части генерирующей мощности в ЭС1 – tф=0,85 с; АР с отключением части нагрузки ПС-5 – tф=0,69 с. Данный подход позволяет выполнить разделение энергосистемы, оп- тимизированное по условию минимального небаланса активной мощности в образовавшихся частях. Такое деление не приводит к значительным измене- ниям частоты, а возникший дефицит или избыток мощности может быть устранен за счет вращающегося резерва электростанций. 48 СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 1. Павлов, Г.М. Автоматика энергосистем/ Г.М. Павлов, Г.В. Меркурь- ев. СПб.: Издание Центра подготовки РАО “ЕЭС России”, 2001. – 388 с. 2. Окин А.А. Противоаварийная автоматика. МЭИ, 1995. - 212 с. 3. Калентионок, Е.В. Оперативное управление в энергосистемах/ Е.В. Калентионок, В.Г. Прокопенко, В.Т. Федин. – Мн.: Вышэйшая школа, 2007. – 351 с. 4. СТО 59012820.29.240.001-2011. Автоматическое противоаварийное управление режимами энергосистем. Противоаварийная автоматика энерго- систем. Условия организации процесса. Условия создания объекта. Нормы и требования 5. Павлов, Г.М. Автоматика энергосистем/ Г.М. Павлов, Г.В. Меркурь- ев. СПб.: Издание Центра подготовки РАО “ЕЭС России”, 2001. – 388 с. 6. Буртаков, В.С. Автоматическое выделение собственных нужд ТЭС при аварийных изменениях частоты или напряжения в сети/ В.С. Буртаков, Л.Н. Косьянов, Б.Н. Глускер, В.А. Кузмичев //Электрические станции. – 2012. –№9. –С. 23-33. 7. Нудельман Г.С., Колобродов Е.Н. Реализация функции автоматики ликвидации асинхронного хода на терминалах серии REx-670// Электротех- ника, 2011, №1, с. 18–24. 8. Глускин, И.З., Наровлянский, В.Г., Якимец, И.В. Выявление асин- хронного режима энергосистемы на основе измерения угла между ЭДС экви- валентных генераторов/ И.З. Глускин, В.Г. Наровлянский, И.В. Якимец// Электричество.–1996–№9.–С. 10 – 16. 9. Калентионок, Е.В. Устойчивость электроэнергетических систем/ Е.В. Калентионок. – Мн.: Техноперспектива, 2008. – 375 с. 10. Гуревич, Ю.Е. Особенности электроснабжения ориентированного на бесперебойную работу промышленного потребителя / Ю.Е. Гуревич, К.В. Кабиков. – М.: ЭЛЕКС-КМ. – 408 с. 11. Филипчик, Ю.Д. Применение автоматики частотного деления в си- стеме электроснабжения промышленных предприятий с газопоршневыми установками/ Ю.Д. Филипчик, Е.В. Калентионок// Наука – образованию, производству, экономике. Материалы 8 междунар. науч. техн. конф./ Бел. нац. техн. ун-т.; редкол.: Б. М. Хрусталев [и др.]. Минск, 2010. – Т.1. – С. 84 12. Калентионок, Е.В., Устойчивость генераторов газотурбинных уста- новок промышленных предприятий/ Е.В. Калентионок , Ю.Д. Филипчик// Энергия и менеджмент. – 2009.–№4.–С.24 –27. 49 13. Овчаренко Н.И. Автоматика энергосистем: учебник для вузов. – 3-е изд., перераб. и доп. / Н.И. Овчаренко; под ред. чл.-кор. РАН, докт. Техн. Наук, проф. А.Ф. Дьякова. – М.: Издательский дом МЭИ, 2009. – 476 с. 14. Техническое справочное руководство. Генераторная защита IED REG 670. 1MRK 502 013 – UEN. Выпущен: Март 2007. Версия: 1.1 15. Руководство по эксплуатации КДРН.402252.002 РЭ предназначено для ознакомления с возможностями, принципами работы, конструкцией и правилами эксплуатации микропроцессорного устройства автоматики ликви- дации асинхронных режимов АЛАР-М (версия ПО 04.05) 16. Способ автоматической ликвидации асинхронного режима энерго- системы делением ее по одной из контролируемых линий электропередачи, между которыми расположены узлы нагрузки, на две несинхронно работаю- щие части: пат. 14787 Респ. Беларусь. МПК (2009) Н 02 J 3/24, Н 02 J 3/48/ Ю.Д. Филипчик ; заявитель БНТУ. – № а 20090864; заявл. 12.06.2009; опубл. 28.02.2011// Афицыйны бюл./ Нац. Цэнтр iнтэлектуал. уласнасцi. – 2011.