Стартовая >> Архив >> АЧР энергосистем

Аварийная разгрузка и опыт ее применения за рубежом - АЧР энергосистем

Оглавление
АЧР энергосистем
Введение
Влияние снижения частоты на работу энергосистемы
Допустимые отклонения частоты по условиям работы турбин
Работа установок СН электростанций при снижении частоты
Управляемость агрегатов электростанций
Статические характеристики энергосистемы по частоте
Лавина частоты
Особенности аварий в современных крупных энергообъединениях
Требования к АЧР
Категории разгрузки, уставки
Совмещение действия АЧР1 и АЧР2
Автоматическая частотная разгрузка с зависимой характеристикой
АЧР с использованием фактора скорости снижения частоты
АЧР как средство автоматической ликвидации аварии
Влияние реакции тепловых электростанций на работу АЧР
АЧР при больших дефицитах мощности
Делительная автоматика по частоте
Расчет аварийной разгрузки
Пример расчета аварийной разгрузки
Задачи и основные принципы выполнения ЧАПВ
ЧАПВ с контролем изменения частоты
Аппаратура и схемы
ИВЧ
РЧ-1
Схемы АЧР и ЧАПВ
Схемы дополнительной разгрузки и делительной автоматики по частоте
Применение микроЭВМ для аварийного управления нагрузкой
Действие АЧР и ЧАПВ в асинхронных режимах и при синхронных качаниях
АЧР как средство ресинхронизации
Специальные вопросы АЧР
Снижение частоты при отключении подстанций в цикле АПВ и АВР
Совместное использование АЧР и АВР потребителей
Особенности работы АЧР в энергосистеме с преобладанием ТЭЦ
Комбинированные АЧР и ЧАПВ
Опыт применения аварийной разгрузки в СССР
Аварийная разгрузка и опыт ее применения за рубежом


Автоматическая частотная разгрузка широко применяется в, зарубежных энергосистемах, причем в ряде стран (Швеция, Франция, США) ее внедрение началось еще в 50—60-х годах. Особое внимание этому виду противоаварийной автоматики за рубежом стали уделять в последние 10—15 лет после ряда тяжелых системных аварий, приведших к отключению значительных объемов потребителей (табл. 10.2) [65, 74].
Особенно большой резонанс имели катастрофические аварии в восточных энергосистемах США и Канады в 1965 г., в одной из энергосистем США (с полным прекращением энергоснабжения Нью-Йорка) в 1977 г., во Франции, Швеции и Канаде.
Все эти аварии явились прямым следствием, с одной стороны, развития и укрупнения энергосистем и энергообъединений, усложнения их структуры, повышающих вероятность каскадного характера развития нарушений, и, с другой стороны, недостаточного внимания к вопросам противоаварийной автоматики (в том числе и АЧР), мотивируемого часто наличием хорошо развитых сетей и большого числа межсистемных и внутрисистемных связей.

Таблица 10.2. Наиболее крупные системные аварии в зарубежных энергосистемах


Страна

Дата аварии

Суммарная мощность потребителей, потерявших питание, млн. кВт

Длительность нарушения электроснабжения, ч

США — Канада

09.11.65

40

3—13

Австрия—Бавария

13.04.76

6—7

2

Италия

12.11.76

20

0,5

 

28.11.78

25

0,6

США

13.07.77

6

До 25

Канада

10.01.78

4

4—10

Франция

19.12.78

30

2—8

Швеция

13.01.79

2—2,5

До 4

Бельгия

04.08.82

2,4

5

Канада

13.12.82

15,5

5,5

Швеция

27.12.83

11,4

4

Практически во всех зарубежных странах применяются в основном быстродействующие очереди АЧР, аналогичные АЧР1. Как правило, к ним предъявляется требование предотвратить снижение частоты более чем на 5% ее номинального значения.
Отличительной особенностью энергетики США является наличие большого числа (около 3500) частных электрических компаний. Хотя первые объединенные диспетчерские управления появились в США в конце 50-х — начале 60-х годов, серьезное внимание вопросам координации работы энергосистем и противоаварийной автоматики (в том числе и АЧР) стали уделять после аварии 1965 г., за которой последовал еще ряд аварий меньшего масштаба.
Автоматическую частотную разгрузку применяет подавляющее большинство энергокомпаний США. Дополнительно ряд энергокомпаний использует при снижении частоты ручное отключение потребителей или их телеотключение. Большинство энергокомпаний подключает к АЧР 25—30% нагрузки, причем, как правило, объем АЧР определяется соглашениями между энергообъединениями. Диапазон объемов АЧР по отдельным энергокомпаниям составляет 15—90%. Вручную отключается до 60% нагрузки. В эксплуатации находятся более 4000 полупроводниковых и около 2000 электромеханических реле понижения частоты устройств АЧР. В последние годы устанавливаются полупроводниковые реле. Только две энергокомпании применяют сложные по конструкции реле скорости снижения частоты (около 100 шт.).
В большинстве энергокомпаний (около 80%) используются 2—3 очереди АЧР, отличающиеся уставками по частоте, в остальных — от 4 до 15 очередей. Наиболее часто применяется выдержка времени 0,1—0,3 с, в ряде энергокомпаний — до 2 с. При двух-трех ступенях разгрузки, как правило, 10% нагрузки подключается к первой очереди, 10—15% — ко второй, 10%— к третьей.
Уставка срабатывания первой очереди АЧР в большинстве случаев принимается равной 59,3 Гц (в отдельных энергокомпаниях от 59 до 59,9 Гц). Последняя ступень разгрузки осуществляется, как правило, при частоте от 58,5 до 58,9 Гц (в отдельных энергокомпаниях от 56 до 59,2 Гц).
Таким образом, в подавляющем большинстве случаев разгрузка осуществляется небольшим числом крупных по мощности очередей (аналогично тому, как выполнялась разгрузка в отечественных энергосистемах в 50-е годы). Такое выполнение АЧР, как указывалось выше, в ряде аварийных возмущений может приводить к излишнему отключению потребителей. Это положение еще раз подтверждается и опытом работы энергосистем США. Так, при аварии 23 июня 1973 г. в энергокомпании Florida Power and Light, возникшей из-за потери генерирующей мощности 650 МВт, действием АЧР было отключено 2160 МВт нагрузки, что привело к резкому повышению частоты и последующему отключению ряда генераторов. После детального исследования аварийных процессов с работой АЧР на ЭВМ разгрузка в этой компании была перестроена и в настоящее время осуществляется восемью ступенями с уставками в диапазоне 59,2—58,5 Гц (суммарный объем АЧР 70%).
Излишнее отключение нагрузки действием АЧР имело место и при аварии 13 июля 1977 г. в энергокомпании Consolidated Edison [65], что привело к ее дальнейшему развитию. Вследствие излишнего отключения нагрузки произошло повышение напряжения в основной сети 300 кВ, действие АРВ турбогенератора 1300 МВт ТЭС Ravenswood вызвало глубокое уменьшение тока ротора, приведшее к отключению генератора защитой от подери возбуждения и повторному снижению частоты в энергосистеме.
В энергосистемах США, как правило, не применяются очереди АЧР с выдержками времени, аналогичные очередям АЧР2 в отечественных энергосистемах. Как указывалось выше, на АЧР2 возлагаются задачи подъема частоты после действия АЧР1 и ликвидации каскадных аварий с повторяющимися снижениями частоты. Отсутствие в энергосистемах США очередей АЧР, аналогичных АЧР2, явилось одной из причин развития тяжелой системной аварии с прекращением на сутки электроснабжения Нью-Йорка 13 июля 1977 г. [65]. В процессе аварии после ложного отключения генератора с нагрузкой 813 МВт на электростанции Ravenswood в энергосистеме Consolidated Edison произошло повторное снижение частоты. Поскольку быстродействующие очереди АЧР уже сработали при первоначальном снижении частоты, а очереди АЧР с выдержками времени отсутствовали, это привело в конечном итоге к полному погашению энергосистемы.
В связи с наметившейся в ряде энергосистем США тенденцией к увеличению числа быстродействующих очередей АЧР, исключающему или уменьшающему эффект излишнего отключения нагрузки, естественно, возник вопрос об ускорении подъема частоты после действия этих очередей, поскольку при отключении нагрузки небольшими ступенями быстродействующие очереди обеспечивают в основном только предотвращение глубокого снижения частоты. Появился ряд работ, указывающих на необходимость выполнения наряду с быстродействующими очередями и очередей с выдержками времени, аналогичных AЧPII. В некоторых энергосистемах такие очереди стали применяться.
С целью повышения надежности работы устройств АЧР и исключения их ложных срабатываний в ряде энергокомпаний устанавливают по два реле частоты с последовательным соединением их контактов, а одна компания применяет последовательно-параллельное соединение контактов трех реле частоты, при котором срабатывание устройства происходит при замыкании двух контактов из трех. В некоторых энергосистемах практикуется подключение к АЧР потребителей в порядке очередности на определенный промежуток времени.
В энергосистеме Онтарио (Канада), входящей в состав энергообъединения Северо-Восточной зоны США (NPCC), выполнена разгрузка по абсолютному значению и скорости снижения частоты [43], хотя убедительного обоснования режимных принципов такой разгрузки в энергосистеме, входящей в состав сложного энергообъединения, не приводится.
Поскольку большинство очередей АЧР в энергосистемах США быстродействующие, в эксплуатации наблюдалось большое число случаев излишней работы устройств разгрузки на выбегах двигателей в паузах АПВ и АВР. Для исключения этого явления применяются устройства блокировки АЧР (по току, мощности и другим факторам), а также специальные мероприятия (например, подключение двигателей на выделенные секции шин и выполнение разгрузки с помощью двух реле частоты с последовательно соединенными контактами).
Восстановление питания потребителей, отключенных устройствами АЧР, в энергосистемах США осуществляется в основном вручную или с помощью устройств телеуправления. Включение потребителей вручную, как правило, начинается при частоте 60 Гц, при этом в ряде компаний применяется блокировка цепей ручного включения контактами реле частоты с уставкой 60 Гц. Только примерно 10% энергокомпаний применяют ЧАПВ, причем большинство из них автоматически восстанавливают питание от 1 до 30% потребителей, а часть — от 90 до 100% потребителей. Для ЧАПВ, как правило, используется то же реле частоты, что и для устройств АЧР. Примерно 20% компаний осуществляет ЧАПВ при частоте 59,3, 40% — при частоте 59,5, 20% — при частотах 59,6—59,9 Гц. Существенно различаются объемы нагрузки, подключаемой к одной очереди ЧАПВ, — от 0,15 до 22% полной нагрузки. Наиболее часто к одной очереди ЧАПВ подключается от 2 до 10% полной нагрузки.
В большинстве случаев не применяются какие-либо мероприятия для исключения или ограничения ЧАПВ до повторного включения межсистемных или внутрисистемных связей. В результате в эксплуатации имели место случаи, когда работа ЧАПВ препятствовала осуществлению АПВ отключившейся связи. Для исключения подобных явлений в небольшом числе энергосистем применяются блокировка ЧАПВ от устройств АПВ линий (например, через реле контроля синхронизма), увеличение выдержек времени ЧАПВ, ручная блокировка ЧАПВ.
Широко применяются при снижении частоты отключение межсистемных связей и разделение энергообъединений на части. Такой подход, во многих случаях утяжеляющий аварийную ситуацию и увеличивающий дефицит мощности, объясняется взаимоотношениями частных компаний. Подобные мероприятия выполняют примерно 40% компаний, из них около половины — автоматически с помощью устройств с реле частоты, имеющих выдержки времени от 0,1 до 1,3 с.
Примерно половина компаний применяют выделение группы или одного генератора на примерно сбалансированную нагрузку или на собственные нужды электростанции при опасном снижении частоты, причем только около 1/3 из них производят эту операцию автоматически. Агрегаты тепловых электростанций отделяются при частоте от 58,8 до 55, наиболее часто — при частоте 58,5 — 58 Гц, уставки по времени делительной автоматики по частоте, как правило, 0,1—0,12 с, в отдельных случаях от 0 до 3 мин. Необходимость отделения тепловых электростанций при снижении частоты мотивируется в основном возможностью повреждения лопаточного аппарата турбин или нарушения (резкого снижения паропроизводительности) работы механизмов собственных нужд. Минимально допустимые по условиям надежной работы механизмов собственных нужд ТЭС значения частоты принимаются в диапазоне 55—59 Гц, причем эти значения определяются конкретным составом оборудования и требованиями заводов-изготовителей. Так, например, в энергообъединении Северо-Восточной зоны США и Канады к АЧР предъявляется требование восстановления частоты до 58,5 Гц за время не более 10 с, до 59,5 Гц — за время не более 30 с, автоматическое отделение агрегатов ТЭС должно производиться, если частота в течение 10 с будет ниже 57,5 Гц или в течение 0,35 с ниже 56 Гц.

Некоторые компании применяют отделение блоков АЭС при снижении частоты до 57—58,5 Гц из-за опасности повреждения лопаток турбин и нарушений работы реактора вследствие падения производительности циркуляционных насосов. В ряде энергосистем применяется отделение на местную нагрузку или собственные нужды агрегатов ГЭС, что мотивируется, как и для ТЭС, условиями работы лопаточного аппарата турбин и механизмов собственных нужд. По тем же причинам широко применяется и автоматическое отключение при снижении частоты генераторов ТЭС, АЭС (при частотах 57—59 Гц) и ГЭС (при частотах 50—58 Гц), при этом выдержка времени такой автоматики принимается в диапазоне 0,3—10 с.
Широко применяется автоматический пуск при снижении частоты гидрогенераторов, газотурбинных установок и дизельных агрегатов, а также перевод гидрогенераторов из режима синхронного компенсатора в активный режим.
В энергосистемах, имеющих небольшие резервы мощности, при аварийном снижении частоты осуществляется снижение напряжения у потребителей для уменьшения возникшего дефицита мощности. Такое мероприятие выполняют около 20% компаний путем автоматического воздействия на устройства регулирования напряжения трансформаторов под нагрузкой. Напряжение у потребителей снижается почти на 8%, что дает снижение нагрузки до 4—12%. В энергосистеме Bonnewilie Power Administration (ВРА) с той же целью при аварийном снижении частоты одновременно с работой АЧР осуществляется автоматическое отключение конденсаторных батарей, также приводящее к снижению напряжения у потребителей. В ряде энергосистем применяется централизованная подача сигнала на снижение напряжения по УКВ каналам или по кабельным линиям связи. В компании Detroit Edison производится также отключение нагревательных установок у потребителей мощностью до 300 МВт, осуществляемое с помощью радиосигналов.
В энергосистеме ВРА при подъеме частоты после работы АЧР выше номинальной (излишнее отключение нагрузки) применяется автоматическое включение резистора торможения (электрическое торможение). Автоматика срабатывает при частоте 60,5 Гц и отключает резистор торможения при частоте 60,1 Гц или через 3 с после включения.
В энергосистеме Hydro Quebeck (Канада) выполнена АЧР, имеющая три очереди по скорости снижения частоты (с уставками 1,6; 1,2 и 0,8 Гц/с), к каждой из которых подключено по 6% нагрузки, и две очереди по абсолютному значению частоты (с уставками 58,5 и 58 Гц), к каждой из которых подключено по 4% нагрузки. На ТЭС установлена автоматика выделения энергоблоков с уставкой 57,5 Гц. При снижении частоты до 56 Гц предусмотрена возможность дополнительного отключения крупного промышленного потребителя (6% нагрузки). Основная сеть энергосистемы—две радиальные трехцепные электропередачи 735 кВ длиной более 1000 км каждая от крупных ГЭС к центрам потребления. При отключении нагрузки действием АЧР возникает опасность повышения напряжения в основной сети из-за избытка реактивной мощности, поэтому при срабатывании первой очереди разгрузки производится отключение двух линий 735 кВ длиной 600 км, а при срабатывании второй и третьей очередей — отключение батарей статических конденсаторов мощностью до 220 Мвар. Одной из причин развития тяжелой аварии в этой энергосистеме 14 декабря 1982 г., приведшей к ее полному погашению, явился недостаточный объем АЧР (26% нагрузки).
Автоматическая частотная разгрузка применяется в большинстве европейских энергосистем [65, 74]. В энергообъединении Франции при снижении частоты до 49 Гц от первой ступени АЧР производится отключение 20% нагрузки, а при снижении частоты до 48,5 Гц от второй ступени отключается еще 20% нагрузки. При частоте 48,25 Гц энерго объединение разделяется на две части — северную и южную. При дальнейшем снижении частоты до 48 Гц в дефицитной по мощности северной части в ней производится отключение до 20% нагрузки третьей ступенью АЧР, при частоте 47,75 Гц северная часть энергообъединения делится на три района (парижский район, район, связанный с энергосистемой Бельгии, и район, связанный с энергосистемой ФРГ), а при частоте 47,5 Гц последней, четвертой ступенью АЧР отключается до 20% нагрузки района. При частоте 47 Гц производится автоматическое отделение энергоблоков ТЭС с нагрузкой их собственных нужд. Часть устройств АЧР во Франции не имеет специальных блокировок для предотвращения их излишней работы в паузах АПВ, поэтому выдержка времени этих устройств принята равной 0,6—1,3 с. Остальные устройства имеют специальную блокировку, запрещающую срабатывание АЧР при напряжениях ниже 70% номинального, и их выдержка времени принята равной 0,1 — 0,2 с.
Во время тяжелой системной аварии в энергообъединении Франции 1"9 декабря 1978 г. с нарушением электроснабжения примерно 75% промышленных и бытовых потребителей [65] при резком одновременном снижении частоты и напряжения имел место отказ значительного числа устройств АЧР: в северном районе вместо 54,5 был отключен только 31% нагрузки, в парижском и центральном районах — вместо 61,3— 50,6%, в западном районе — вместо 75,4—61%. Одной из основных причин тяжелого развития аварии явилась несогласованность действия АЧР и автоматики выделения энергоблоков ТЭС при снижении частоты и напряжения, что привело к полному обесточению парижского, западного и юго-западного районов. Так, в парижском районе при частоте, близкой к 50 Гц, автоматикой от понижения напряжения с уставками t=3 с были отключены энергоблоки суммарной мощностью 2500 МВт, что вызвало глубокое снижение частоты.
На ряде крупных ТЭС отсутствовала автоматика выделения энергоблоков для сохранения их собственных нужд при глубоком снижении частоты, что в конечном итоге привело к погашению этих энергоблоков и задержке восстановления питания отключенных потребителей.
В Швеции АЧР применяется около 30 лет. В настоящее время разгрузка выполняется шестью очередями с уставками по частоте от 49,2 до 47,2 Гц и уставками по времени от долей секунды до нескольких секунд, к которым подключено около 50% нагрузки. При больших местных дефицитах мощности применяется разгрузка по скорости снижения частоты. Во время тяжелой системной аварии в энергосистеме Швеции 27 декабря 1983 г. значительное число устройств АЧР (около половины) отказало из-за глубокого снижения напряжения, имевшего место при возникновении большого дефицита мощности в южной части энергосистемы. Примерно такие же уставки по частоте имеют устройства АЧР в энергосистеме Норвегии, входящей, как и Швеция, в энергообъединение Nordel (шесть очередей в диапазоне 49,1—47,1 Гц), уставки по времени 0—5 е, объем АЧР около 15% нагрузки.
В энергосистемах европейских стран значения частоты, при которых начинается действие АЧР, различны (48,3 — Финляндия; 48,5 — Ирландия, Великобритания; 48,7 — Голландия; 49 — Франция; 49,1 — Норвегия; 49,2 — Швеция; 49,4 — Италия; 49,5 Гц — Бельгия). Различны и нижние уставки по частоте очередей АЧР (47,1 — Норвегия; 47,2 — Швеция; 47,5 — Франция; 47,7 — Финляндия; 48 — Великобритания; 48,2 — Ирландия; 48,3 - Голландия; 49,2 Гц — Бельгия). Число очередей АЧР колеблется от двух (Бельгия, Голландия, Финляндия) до шести (Швеция, Норвегия). Объем нагрузки, подключаемой к одной очереди АЧР, составляет от 5 до 20% суммарной нагрузки энергосистемы. Суммарный объем АЧР в зарубежных энергосистемах различен (в Норвегии — 15, в Финляндии — 20, в Голландии — 30, в Ирландии, Дании и Великобритании — 40, в Швеции — 50, во Франции — 60% и т. д.). В Великобритании выполнена специальная очередь АЧР, отключающая при частоте 49,7 Гц нагрузку 160 МВт (алюминиевый завод), допускающую кратковременный перерыв питания, и агрегаты гидроаккумулирующих электростанций, работающих в насосном режиме. В энергосистеме ФРГ АЧР не применяется.

В энергосистеме Италии применяются устройства АЧР, действующие по абсолютному значению и скорости снижения частоты. При снижении частоты до 49,4 Гц со скоростью более 0,25 Гц/с от первой очереди АЧР отключается 5% нагрузки, при снижении частоты до 49 Гц со скоростью более 0,333 Гц/с от второй очереди отключается еще 5% нагрузки, а при снижении частоты до 48,5 Гц со скоростью более 0,167 Гц/с от третьей очереди отключается 10% нагрузки. Если частота ниже 48,5 Гц, то отключение нагрузки производится без контроля скорости изменения частоты. Применение фактора скорости снижения частоты мотивируется повышением быстродействия разгрузки, точности дозировки отключаемой нагрузки и требованиями координации действия устройства АЧР в различных частях энергосистемы для предотвращения перегрузки межсистемных связей [27].
Наряду с АЧР в зарубежных энергосистемах применяется комплекс других противоаварийных мероприятий. В ряде стран осуществляется ручное отключение нагрузки при снижении частоты ниже определенного уровня (в Бельгии — несколько ступеней при частотах 49,8 -48,8, в Великобритании — при частоте 49,7, в Финляндии — при частоте ниже 47,7, в ФРГ — при частоте 49,4 Гц). В Бельгии при частоте 49,5 Гц производится автоматическое и ручное снижение напряжения у потребителей переключением отпаек трансформаторов, в Великобритании такое мероприятие осуществляется по команде диспетчера в две ступени, обеспечивающие снижение напряжения соответственно на 3 и 6%. Широко применяются автоматические пуск и загрузка гидроагрегатов и газотурбинных установок при снижении частоты до 49,9 — 49,5 Гц (в Бельгии, Италии, Финляндии, Голландии, Великобритании). В Бельгии и во Франции применяется автоматическое выделение электростанций или энергоблоков при снижении частоты; уставки по частоте автоматики выделения составляют соответственно 48,5 и 47 Гц. В ряде стран производится ручное отделение электростанций или их частей при глубоком снижении частоты (в Италии — при частоте 48 Гц, в Великобритании — при частоте 47 Гц и ниже, в ФРГ — при частоте 47,5 Гц). Применяются также секционирование сети, отключение межсистемных связей, разделение энергосистем на части при аварийном снижении частоты. Такое мероприятие, как указывалось выше, является составной частью противоаварийного комплекса в энергообъединении Франции, используется оно в Ирландии (автоматическое отключение межсистемных связей при частоте 48 Гц), в ФРГ (автоматическое секционирование сети при частотах 48,6—48, ручное отключение межсистемных связей при частотах 47,5 Гц), рассматривается вопрос об установке делительной автоматики по частоте с контролем направления перетока мощности на межсистемных связях Голландии и Австрии. По данным опроса СИГРЭ, большинство стран (США, Швеция, Бельгия, Великобритания, Швейцария и др.) считают, что разделение энергосистем на части связано с риском тяжелого развития аварии и предпочтительными являются действие АЧР и ввод резервной мощности. Вместе с тем отмечалось, что в аварийных условиях может возникать опасность перегрузки линий электропередачи, и снижение частоты в некоторых случаях может служить фактором для их отключения.

В Австралии в энергокомпании штата Виктория применяется комбинированная система АЧР, в состав которой входят местные устройства с уставкой по частоте 48 Гц и центральный орган [74]. Действие местных устройств разрешается только при наличии команды от центрального органа. В этом органе, который вступает в работу при частоте 49,7 Гц, определяется скорость изменения частоты за 1,5 с, по характеристикам энергосистемы рассчитывается возникший дефицит мощности, на основании которого местным устройствам выдаются соответствующие управляющие воздействия.
В Японии на одной из подстанций установлена управляющая ЭВМ, осуществляющая наряду с решением ряда других задач выбор объема разгрузки и состава отключаемых линий при отделении района от энергосистемы с дефицитом мощности. В ЭВМ непрерывно контролируются состав и нагрузки работающих линий, нагрузки генераторов района (резерв мощности). На основании этой информации для текущего момента времени формируется управляющее воздействие с учетом степени ответственности потребителей и загрузки линий (малозагруженные линии не отключаются).
Частотное АПВ, за редким исключением, в зарубежных энергосистемах не применяется. Высказывается мнение, что включение нагрузки после действия АЧР — функция диспетчера, который может лучше оценить сложившуюся ситуацию, чем автоматическое устройство. Для ускорения восстановления питания отключенных потребителей применяется дистанционное включение. В некоторых странах ЧАПВ в незначительном объеме введено в работу или планируется его ввод. Можно отметить ЧАПВ в энергосистеме Ирландии, имеющей значительный резерв мощности на ГЭС. Устройства ЧАПВ имеют единую уставку по частоте 49,8 Гц, начальная уставка по времени 10 с, выполнено 70 очередей со ступенью по времени 5—10 с. На сессии СИГРЭ 1984 г. направление автоматизации включения нагрузки отмечается как одно из перспективных.
Подводя итоги краткого обзора выполнения аварийной разгрузки за рубежом и анализируя процесс ее развития за последние годы, можно сделать вывод, что в целом с точки зрения режимных принципов разгрузка в зарубежных странах находится на уровне, который в нашей стране уже пройден. До настоящего времени в зарубежных энергосистемах АЧР выполняется, как правило, малым числом крупных по мощности очередей, используются в основном только быстродействующие очереди АЧР, практически отсутствует ЧАПВ. Вместе с тем намечается, а в ряде стран и реализуется на практике тенденция к увеличению числа ступеней разгрузки, применению наряду с быстродействующими очередей АЧР с выдержками времени, аналогичных применяемым у нас АЧРΙ.
Отличен от отечественной практики подход к выполнению автоматики деления сети и отключения межсистемных связей при снижении частоты, что часто определяется частными интересами отдельных энергокомпаний и стран. Незначительны масштабы применения автоматики выделения электростанций или отдельных агрегатов для сохранения собственных нужд при глубоком снижении частоты.
Указанные недостатки в выполнении комплекса противоаварийной автоматики, предназначенной для ликвидации опасных дефицитов активной мощности, несогласованность ее действия с работой других устройств режимной автоматики явились одними из определяющих причин развития крупных системных аварий в ряде зарубежных стран.
В ряде зарубежных энергосистем используются реле частоты, выполненные на современной элементной базе и обладающие более высокими, чем отечественные, характеристиками. Применяются реле, реагирующие на скорость изменения частоты, которые отечественной промышленностью не выпускаются. Более широко применяются устройства аварийного управления нагрузкой на базе вычислительной техники.



 
« Аппаратура импульсного контроля фазового угла по линии электропередачи   Балансная защита повышенной чувствительности на батарее БСК-110 »
электрические сети