ТЕХНИКА РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ И АВТОМАТИКИ УПРАВЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИМИ СИСТЕМАМИ

5.5.1. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА

Электроэнергетические системы (ЭЭС), их объединения и Единая энергосистема страны постоянно подвержены случайным возмущающим воздействиям, поэтому без автоматического управления их функционирование практически невозможно. Скачкообразно и случайно изменяющаяся электрическая нагрузка в условиях необходимого свойственного производству электроэнергии равенства в каждый момент времени генерируемой и потребляемой мощностей (их баланса) при отсутствии непрерывно действующего автоматического управления непременно вызовет недопустимые отклонения показателей качества электроэнергии, прежде всего амплитуды напряжения и частоты промышленного тока.

Неизбежные в силу физической природы электричества короткие замыкания, возникающие то в одном, то в другом месте рассредоточенной по всей территории страны ЕЭС и столь же неизбежные ввиду сложности электрической схемы ЕЭС случайные отключения синхронных генераторов и магистральных линий электропередачи, дискретно нарушающие баланс генерируемой и потребляемой мощностей, без экстренного и интенсивного воздействия автоматики могут вызвать нарушение синхронной работы генераторов электрических станций и, как следствие, полное прекращение процесса производства и передачи электроэнергии, т.е. общесистемную аварию с ее катастрофическими последствиями.

Эти специфические особенности электроэнергетики обусловили развитие технических средств автоматического управления еще в начальный период ее становления.

Прежде всего возникла и непрерывно совершенствовалась техника автоматического обнаружения коротких замыканий (КЗ) и быстродействующего отключения поврежденных электроэнергетических объектов – техника релейной защиты как абсолютно необходимая разновидность противоаварийной автоматики, без которой невозможна работа даже простейшей электроэнергетической установки.

Первыми и простейшими устройствами автоматического отключения электрооборудования при КЗ были легкоплавкие вставки (предохранители), расплавлявшиеся (перегоравшие) под воздействием токов КЗ, не менее чем на порядок превышавших рабочие. Они и до сих пор остаются техническим средством защиты (прежде всего от пожара) широко разветвленных промышленных и бытовых электрических сетей низкого (ниже 1000 В) напряжения. Их техническое исполнение и защитные свойства непрерывно совершенствовались, и теперь предохранители применяются в системах электроснабжения и при высоком (выше 1000 В) напряжении.

К техническим устройствам собственно релейной защиты относятся появившиеся в самом начале развития электроэнергетики электромагнитные расцепители механизмов отключения выключателей низкого и высокого напряжений, лавинообразно действующие на отключение выключателя при достижении током в защищаемой электрической цепи определенного фиксированного значения. Это максимальные первичные, а затем вторичные (включаемые в электрическую цепь через измерительные трансформаторы тока) реле тока. На их основе вплоть до последнего десятилетия выполнялись автоматические устройства максимальной токовой (МТЗ) и направленной защиты с использованием измерительного реле направления мощности.

На линиях электропередачи напряжением 110–330 кВ с глухо заземленной нейтралью широко применяется направленная токовая защита нулевой последовательности от однофазных и двухфазных КЗ на землю. Ее достоинство – независимость настройки и действия от рабочих режимов ЭЭС.

Аналогичным свойством обладает и появившаяся в начале 30‑х годов первая отечественная дистанционная защита от междуфазных КЗ, которая вытеснила защиты иностранных фирм «Сименс» и «Вестингауз». По отношению напряжения и тока – сопротивлению она определяет расстояние до места КЗ. Направленная дистанционная защита с измерительными реле сопротивления стала наиболее распространенным устройством релейной защиты современных ОЭС и ЕЭС.

В развитии теории электромагнитных переходных процессов в ЭЭС, возникающих при КЗ, на основе которой функционирует релейная защита, важную роль сыграли труды российских ученых Н.Н. Щедрина, Н.Ф. Марголина, С.А. Ульянова, А.Б. Чернина [5.28; 5.29]. Первым обобщающим трудом отечественных авторов по теории и технике релейной защиты была книга В.И. Иванова «Реле и релейная защита», вышедшая в 1932 г.

Опыт проектирования и эксплуатации релейной защиты в военные годы был обобщен в выпущенной в 1945 г. книге М.Ф. Кострова, И.И. Соловьева и A.M. Федосеева «Основы техники релейной защиты». «Руководящие указания по релейной защите» вышли под руководством Л.Е. Соловьева тремя выпусками в 1933–1939 гг., а в последующем Руководящие указания по отдельным видам защит выходили в 1942–1975 гг. под руководством A.M. Федосеева.

Однако даже быстродействующие дистанционные защиты оказались недостаточно эффективными для сохранения при КЗ динамической устойчивости при параллельно работающих мощных электрических станциях, связанных длинными и сильно нагруженными линиями. Оснащенность линий высокочастотной связью, обеспечивающей обмен информацией между устройствами релейной защиты, установленными на противоположных концах, позволила создать сверхбыстродействующие высокочастотные защиты электропередач сверхвысокого напряжения 500–750 кВ. ВНИИЭ и институтом «Энергосетьпроект» были разработаны фильтровая направленная обратной последовательности (ФНЗОП) и дифференциально‑фазная (ДФЗ) высокочастотные защиты таких линий электропередачи. Благодаря использованию фильтров симметричных составляющих, а именно обратной последовательности напряжений и токов, в первой из названных защит и комбинированных фильтров токов прямой, обратной и нулевой последовательностей во второй из них было достигнуто существенное повышение эффективности действия защит для сохранения динамической устойчивости электропередач при КЗ.

В процессе создания ФНЗОП и ДФЗ были радикально усовершенствованы электромеханические измерительные реле тока, напряжения, направления мощности, направленные реле сопротивления. Первые отечественные электромеханические измерительные реле выпускались Харьковским электромеханическим заводом. Во время Великой Отечественной войны он был эвакуирован в Чебоксары, где на его базе был создан Чебоксарский электроаппаратный завод (ЧЭАЗ), ставший основным релестроительным заводом страны.

Чебоксарский завод освоил и выпустил новые полупроводниковые, а затем микросхемные измерительные реле для дистанционных и высокочастотных защит. На основе сочетания взаимодополняющих свойств ФНЗОП и ДФЗ разработана и выпускается самая совершенная и быстродействующая высокочастотная фильтровая направленная и дифференциально‑фазная защита для современных и вновь сооружаемых линий электропередачи напряжением 750–1150 кВ. На таких электропередачах широко используется отключение только одной фазы, поврежденной при однофазном КЗ на землю. Эта защита – единственная быстродействующая и правильно функционирующая в неполнофазном режиме работы линий электропередач.

Основы новой отечественной техники релейной защиты составили фундаментальные труды Г.И. Атабекова, Л.Е. Соловьева, В.Л. Фабриканта, A.M. Федосеева. В ее разработке принимали активное участие научные сотрудники института «Энергосетьпроект» (В.М. Ермоленко, С.Я. Петров), ВНИИЭ (Е.Д. Сапир, Я.С. Гельфанд, А.И. Левиуш, П.К. Фейст) и ведущие специалисты эксплуатационных организаций (М.А. Беркович, Н.В. Чернобровое, М.Ф. Мельников).

Непростой проблемой оказалось и создание быстродействующих, безотказно и правильно работающих автоматических устройств релейной защиты синхронных генераторов и трансформаторов, а также шин электрических станций и подстанций.

Работы И. А. Сыромятникова по режимам работы синхронных генераторов и электродвигателей способствовали повышению надежности собственных нужд электростанций.

Первые электромеханические дифференциальные защиты часто излишне срабатывали на отключение, особенно трансформаторов, под воздействием бросков токов намагничивания в момент включения или скачкообразного восстановления (после отключения КЗ) напряжения на трансформаторе.

Радикальным техническим средством, обеспечившим приемлемые показатели дифференциальной защиты, оказались насыщающиеся вторичные измерительные трансформаторы тока, включаемые в дифференциальную цепь защиты (встроенные в измерительные реле тока). Внедрение их в эксплуатацию происходило под руководством И.И. Соловьева и М.И. Царева (ВНИИЭ).

Следующим этапом повышения чувствительности устройств продольной токовой дифференциальной защиты было внедрение специально разработанных (под руководством А.Д. Дроздова) дифференциальных измерительных реле тока с магнитным торможением, автоматически снижавшим чувствительность этих устройств при внешних (за пределами защищаемого электроэнергетического объекта) КЗ.

Продольная токовая дифференциальная защита с насыщающимися вторичными трансформаторами тока и магнитным торможением (типов ДЗ‑11, ДЗ‑13) широко применяется как основная быстродействующая и высокочувствительная защита синхронных генераторов и трансформаторов.

В последнее время ЧЭАЗ выпускает наиболее технически совершенную микросхемную дифференциальную защиту типов ДЗ‑21, ДЗ‑23, специально разработанную для трансформаторов. Современное техническое исполнение и новые принципы обеспечения недействия при бросках тока намагничивания и повышения чувствительности характеризуют ее высокое техническое совершенство. ЧЭАЗ выпускает также продольную токовую дифференциальную защиту шин электрических станций и подстанций, обладающую необходимой чувствительностью благодаря оригинальному способу ее автоматического загрубления (торможения) при внешних КЗ.

Отечественными научно‑исследовательскими организациями были разработаны и другие оригинальные устройства релейной защиты синхронных генераторов и трансформаторов. К ним относятся токовая защита обратной последовательности от несимметричных КЗ и перегрузок синхронного генератора с зависимой от степени несимметричной перегрузки и согласованной с его нагревом и остыванием характеристикой выдержки времени, а также защита напряжения нулевой последовательности от замыканий на землю в обмотках статора синхронного генератора. Последняя состоит из двух устройств, совокупное действие которых обеспечивает защиту всей обмотки, что длительное время было проблемной задачей.

К автоматическим устройствам, специально созданным для обеспечения высокой эффективности релейной защиты, относится и устройство резервирования отказа выключателей (УРОВ), не отключившихся после воздействия на них релейной защиты. Оно обязательно для установки на синхронных генераторах, трансформаторах, шинах и линиях электропередачи.

В последнее время ведется интенсивная научно‑исследовательская работа по созданию микропроцессорных многофункциональных автоматических устройств релейной защиты.

5.5.2. ПРОТИВОАВАРИЙНАЯ АВТОМАТИКА

Отключая поврежденный синхронный генератор, трансформатор или линию электропередачи и избавляя электроэнергетическую систему от сильного возмущающего воздействия в виде КЗ, автоматические устройства релейной защиты создают часто не менее сильные возмущающие воздействия, т.е. скачкообразные уменьшения генерируемой или передаваемой электроэнергии – нарушения баланса мощности. Поэтому уже на ранних этапах развития ЭЭС появились устройства противоаварийной автоматики, предназначенные для демпфирования возмущающих воздействий. В самом начале 30‑х годов появились устройства автоматического включения резервного электрооборудования (УАВР), прежде всего трансформаторов собственных нужд электростанций.

Особенно эффективными оказались автоматические устройства повторного включения (УАПВ) линий электропередачи: в большинстве своем дуговые КЗ, особенно на землю на воздушных линиях систем с глухо заземленной нейтралью, самоликвидировались после отключения линий релейной защитой. Поэтому последующее их автоматическое включение УАПВ восстанавливало предшествовавшую КЗ схему ЭЭС. Начиная с конца 30‑х годов и, особенно, в годы Великой Отечественной войны они получили массовое распространение во всех ЭЭС и не только на воздушных, но и на кабельных линиях, а впоследствии на шинах подстанций и одиночных трансформаторах. Первой монографией, обобщающей отечественный опыт, явилась вышедшая в 1950 г. книга И.И. Соловьева «Автоматизация энергетических систем» [5.30]. По инициативе и под руководством ее автора разрабатывались и внедрялись первые УАПВ.

Появившееся в тяжелейших условиях электроснабжения в военной обстановке предложенное И.А. Сыромятниковым смелое решение: при угрозе развития системной аварии включать синхронные генераторы на параллельную работу методом самосинхронизации – позволило внедрить несинхронные устройства автоматического повторного включения магистральных линий электропередачи с двусторонним питанием (НАПВ), а затем и устройства автоматической ресинхронизации отключившихся синхронных генераторов.

Быстродействующие современные устройства релейной защиты и выключатели линий электропередачи позволили осуществлять быстродействующее (БАПВ) и ускоренное (УАПВ) повторное включение. Создание высокочувствительных избирательных органов, определяющих, на каком из проводов воздушной линии высокого или сверхвысокого напряжения произошло КЗ на землю, позволило внедрить однофазное автоматическое повторное включение (ОАПВ). Впервые ОАПВ с автоматическим переводом линий с обрывом одного провода в неполнофазный режим было успешно применено во время Великой Отечественной войны.

Современные микросхемные комплексные автоматические устройства осуществляют любой из указанных видов АПВ и автоматическое включение линий связи вышедших из синхронизма частей ЭЭС – АПВ с синхронизацией (АПВС). Они разработаны во ВНИИЭ (Г.Г. Фокин, Г.Г. Якубсон) и ВНИИР.

Следующим этапом развития противоаварийной автоматики являлись разработка и внедрение автоматов, функционирующих при снижении частоты вследствие возникшего дефицита активной мощности. Автоматический частотный пуск с самосинхронизацией и набором нагрузки гидрогенераторов и автоматическая частотная разгрузка (АЧР) в виде автоматов временного отключения наименее ответственных потребителей электроэнергии (с последующим их частотным АПВ) являлись эффективными средствами предотвращения системных аварий вследствие лавины частоты. Соответственно появились и автоматические устройства ограничения повышения частоты в избыточной по мощности части ЭЭС.

Российскими учеными и специалистами были созданы основы теории и техники противоаварийной автоматики (Б.И. Иофьев, Л.А. Кощеев, Я.Н. Лугинский, М.А. Беркович, А.А. Окин, С.А. Совалов, В.А. Семенов).

Современная общесистемная противоаварийная автоматика ЕЭС имеет назначение не допустить нарушения динамической или статической устойчивости параллельной работы электрических станций или сохранить результирующую устойчивость функционирования ЕЭС. Она состоит из двух рассредоточенных по электроэнергетическим системам комплексов автоматических устройств, связанных каналами обмена информацией и централизованно управляемых от управляющего вычислительного комплекса (УВК), а именно: автоматики предотвращения нарушения устойчивости (АПНУ) и автоматики ликвидации возникающего асинхронного режима работы (АЛАР).

Особенно сложной является АПНУ. Она функционирует на основе результатов, производимых ЭВМ циклически (через 5–10 с) расчетов устойчивости. При этом вырабатываются необходимые по интенсивности и длительности (дозированные) противоаварийные воздействия на электроэнергетические объекты для каждого из возможных возмущающих воздействий. После каждого цикла расчетов они передаются на места их возможного применения и запоминаются там как готовые к немедленной реализации по безынерционно поступающему сигналу о возникшем возмущающем воздействии.

Для предотвращения нарушения динамической устойчивости производятся, например, кратковременные импульсная разгрузка паровых турбин или электрическое торможение гидрогенераторов. Предотвращение нарушения статической устойчивости в послеаварийных и новых установившихся режимах работы достигается переводом вращающихся гидроагрегатов из режима работы синхронным компенсатором в генераторный режим, отключением части гидрогенераторов и другими действиями, направленными на ликвидацию перегрузки линий электропередачи.

Аналогичные дозированные противоаварийные воздействия характерны и для АЛАР. Если асинхронный режим ликвидировать не удается, действует делительная автоматика, отключающая от ЭЭС несинхронно работающую электростанцию. Последующее восстановление связи производится, как указывалось, устройствами АПВ с синхронизацией.

В совершенствующихся АПНУ и АЛАР все шире применяются современные ПЭВМ. Их разработки ведутся в ВЭИ (В.Д. Ковалев), институте «Энергосетьпроект» и ВНИИР.

5.5.3. АВТОМАТИКА УПРАВЛЕНИЯ

Соответственно развивались и технические средства автоматического управления нормальными режимами работы. Прежде всего автоматизировалась такая ответственная и кропотливая операция, как включение синхронного генератора на параллельную работу методом точной синхронизации.

Современный микросхемный автоматический синхронизатор представляет собой специализированную аналоговую ЭВМ, вычисляющую угол опережения и допустимую по условию устойчивости синхронизации частоту скольжения генератора, учитывая и ускорение вращения генератора в процессе его синхронизации. По соответствующему алгоритму функционируют и программные микропроцессорные автоматические синхронизаторы.

Технические средства собственно автоматического управления нормальными режимами работы электрических станций и подстанций – это непрерывно действующие автоматические регуляторы напряжения и реактивной мощности, частоты вращения и активной мощности синхронных генераторов, автоматические регуляторы реактивной мощности синхронных компенсаторов и непрерывно управляемых статических ее источников, а также автоматические регуляторы коэффициентов трансформации трансформаторов с УРПН и реактивной мощности конденсаторных батарей.

В начальный период становления электроэнергетики автоматическое управление частотой промышленного тока и активной мощностью синхронных генераторов удовлетворительно производилось автоматическими регуляторами частоты вращения паровых и гидротурбин.

Поэтому первыми появились автоматические регуляторы возбуждения (АРВ) синхронных генераторов и компенсаторов, необходимые для автоматического управления напряжением на шинах электрических станций и подстанций и реактивной мощностью. Это были электромеханические аналоги зарубежных медленно действующих автоматических устройств, примером которых являлся электромеханический АРВ типа СН‑91. В 1937 г. в ВЭИ был разработан и выпущен большой партией электронно‑ионный АРВ. Однако в связи с низкой надежностью электронных ламп он вскоре уступил место высоконадежным электромагнитным (на магнитных усилителях и первых твердотельных выпрямителях) АРВ, разработанным под руководством В.Л. Иносова и Л.В. Цукерника. Это были комбинированные автоматические устройства, состоявшие, по существу, из двух регуляторов, функционирующих по главным возмущающим напряжение синхронной машины воздействиям: току нагрузки и cosφ – устройства токового и фазового компаундирования, и по остаточному (после воздействия на возбудитель устройства компаундирования) отклонению напряжения – электромагнитные корректоры напряжения. Это были АРВ пропорционального действия.

Во время сооружения первых мощных ГЭС Волжского каскада и первых протяженных и сильно нагруженных линий электропередачи СВН возникла необходимость разработки более совершенных АРВ, обеспечивающих повышение пропускной способности электропередач. В ВЭИ под руководством Г.Р Герценберга были разработаны сначала электронно‑ионный, а затем электромагнитный автоматические регуляторы возбуждения пропорционально‑дифференциального («сильного») действия (АРВ СД).

Быстрое и интенсивное воздействие на возбудитель синхронного генератора АРВ СД, обеспечиваемое использованием сигналов, формируемых по производным напряжения и угла электропередачи, существенно повысило статическую и динамическую устойчивость функционирования ЭЭС, связанных протяженными и до предела нагруженными линиями СВН.

С появлением интегральных микросхем был разработан аналоговый АРВ СДП, измерительная часть которого формирует сигналы по новым принципам, заметно повышающим эффективность его функционирования. Он успешно эксплуатируется на современных мощных синхронных генераторах и компенсаторах.

Внедрение в технику автоматического управления производством и передачей электроэнергии цифровой вычислительной техники, естественно привело к созданию в ВЭИ (А.В. Фадеев, М.А. Лотков и др.) микропроцессорного АРВ СД, соответствующего последним научно‑техническим достижениям в области автоматического управления.

Наиболее актуальная и сложная проблема автоматического управления нормальными режимами – автоматическое регулирование активной мощности и связанной с ней частоты промышленного тока. Сложность ее технической реализации определяется противоречивостью требований к автоматическим регуляторам, определяемых условиями жесткой стабилизации частоты и гибкого оптимального по технико‑экономическим показателям распределения нагрузки между синхронными генераторами.

Как указывалось, в начальный период создания ЭЭС, когда мощности одной частоторегулирующей гидроэлектростанции было достаточно для покрытия непрогнозируемой (случайно изменяющейся) части графика нагрузки ЭЭС, поддержание частоты практически на неизменном уровне обеспечивалось астатическими автоматическими регуляторами частоты вращения (АРЧВ) гидротурбин, а распределение прогнозируемой части нагрузки достигалось за счет статизма АРЧВ турбин тепловых электростанций и не принимающих участия в регулировании частоты турбин гидростанций.

Первое электромеханическое устройство автоматического регулирования частоты и активной мощности – регулятор П.П. Острого появился в середине 30‑х годов. Особенно интенсивно велась их разработка в 40‑х годах, когда несколькими научно‑исследовательскими организациями были разработаны различные по принципам действия измерительной части автоматические регуляторы частоты и активной мощности.

К началу 50‑х годов определились два направления – электронное и электромагнитное – их исполнения, различающиеся способами распределения нагрузки между параллельно работающими синхронными генераторами. Электронный регулятор предназначался для обычно однотипных гидрогенераторов с равномерным распределением нагрузки гидростанции между ними. Впоследствии его функции стали выполняться новыми и непрерывно совершенствовавшимися как по принципам действия, так и по техническому исполнению электрогидравлическими АРЧВ гидротурбин (ЭГР) с устройствами уравнивания нагрузки гидрогенераторов. Последняя разработка на интегральных микросхемах (ЭГР‑2И) применяется на современных мощных гидроэлектростанциях.

Электромагнитный автоматический регулятор содержал устройство принудительного гибкого, соответствующего оптимальному по технико‑экономическим показателям распределения активной нагрузки (УРАН) между разнотипными турбогенераторами тепловых электростанций. Так называемый мнимостатический закон (алгоритм) его функционирования оказался наиболее целесообразным и получил дальнейшее развитие при разработках микропроцессорных с использованием ПЭВМ автоматизированных систем управления режимами работы электрических станций. Дополненный критерием интегрального отклонения частоты, он стал основой решения задач общесистемного автоматического регулирования частоты и мощности.

Именно в соответствии с формированием регулирующих воздействий до полного устранения отклонений частоты и достижения равенства предписанной и истинной мощности частоторегулирующей электростанции и функционируют современные цифровые централизованные автоматические системы регулирования частоты и мощности (АСРЧиМ) в ОЭС и ЕЭС.

Взаимодействующий комплекс автоматических управляющих устройств и систем – основа будущей полностью автоматической (без непосредственного участия человека) системы управления ЕЭС.

Управление режимами работы энергосистем осуществляется автоматизированными системами диспетчерского управления (АСДУ). Они функционируют на основе сбора и переработки информации о свойствах управляемых электроэнергетических объектов, их состояниях и режимах работы и о складывающихся ситуациях в ЭЭС в результате возмущающих воздействий. Информация в виде различных электрических сигналов в цифровом виде поставляется автоматическими информационными устройствами по каналам высокочастотной связи, технически реализованным по проводам линий электропередачи. Взаимодействующая их совокупность образует автоматическую систему информационного обеспечения АСДУ.

5.5.4. АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМИ ПРОЦЕССАМИ И КОМПЛЕКСЫ ПРОТИВОАВАРИЙНОГО УПРАВЛЕНИЯ

Работы по созданию автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУ ТП) электроэнергетических объектов были начаты с появлением первых управляющих вычислительных машин (УВМ). Первая в нашей стране АСУ ТП была создана для Боткинской ГЭС на УВМ типа УМ‑ШХ (1973–1975 гг.) по инициативе и проектным разработкам Ленгидропроекта. В дальнейшем в качестве технической базы при создании АСУ ТП ГЭС (Красноярская, Саяно‑Шушенская, Чиркейская ГЭС, Загорская ГАЭС) использовались средства управляющей вычислительной техники на базе ЭВМ (М‑6000, М‑7000, СМ‑1, СМ‑2, ТВСО и др.). Наибольший вклад в становление и развитие работ по АСУ ТП ГЭС внесли М.Н. Розанов, В.А. Карпов, Н.Б. Гущина (ВЭИ), В.В. Семенов (ВНИИэлектромаш), В.И. Фельдман (Ленгидропроект), Г.Р. Носова (Гидропроект), Л.В. Росман (Энергосетьпроект).

С появлением микропроцессорной вычислительной техники (конец 70‑х – начало 80‑х годов) в мире и одновременно в СССР начались разработки и внедрение в энергосистемах микропроцессорных систем управления. Отечественными разработчиками (ВЭИ, ВНИИЭ, ВНИИэлектромаш) были начаты исследования по созданию локальных микропроцессорных устройств управления. Впервые в нашей стране в 1979 г. сотрудниками ВЭИ были проведены испытания опытного образца микропроцессорного автоматического регулятора возбуждения на Днепровской ГЭС. В результате исследований и полномасштабных испытаний разработаны следующие микропроцессорные устройства:

автоматические регуляторы возбуждения гидро‑ и турбоагрегатов (АРВ‑СДМ);

системы управления мощностью турбоагрегатов (ЭЧСР‑М);

устройства противоаварийного управления (ПАА);

устройства группового регулирования активной и реактивной мощности электростанции;

система сбора и отображения информации на ГЭС, ГАЭС;

системы управления и защиты передач и вставок постоянного тока.

К числу важных устройств относятся автоматические регуляторы возбуждения генераторов сильного действия, без которых невозможно обеспечить устойчивую работу ЕЭС. Первые автоматические регуляторы возбуждения сильного действия на базе магнитных усилителей были созданы для Волжской ГЭС им. В.И. Ленина (И.А. Глебов (ВНИИэлектромаш), И.М. Ботвинник (ВНИИЭ), Г.Р. Герценберг (ВЭИ), В.А. Веников (МЭИ), С.А. Совалов (ЦДУ ЕЭС)).

Существенный вклад в создание микропроцессорных систем автоматического управления внесли В.Д. Ковалев, B.C. Мельников, А.В. Фадеев (ВЭИ), В.М. Долкарт (ВНИИЭМ), В.В. Кичаев (ВНИИэлектромаш), Я.Н. Лугинский (ВНИИЭ), А.Н. Комаров (ЦДУ ЕЭС).

Накопленный опыт разработки и эксплуатации микропроцессорных систем автоматического управления позволил перейти к созданию интегрированных микропроцессорных АСУ ТП. Отечественными институтами (ВЭИ, НИИтеплоприбор, ВНИИЭМ) разработаны микропроцессорные средства для создания интегрированных АСУ ТП, соответствующие мировому уровню.

Системы автоматизации для АСУ ТП зарубежного производства (фирмы «Siemens», ABB, AEG, «Allen‑Bradley», «Valmet» и др.) требуют адаптации аппаратных средств к отечественному электротехническому и энергетическому оборудованию. Кроме этого, при применении аппаратуры зарубежных фирм сохраняется зависимость от фирм‑поставщиков при дальнейшем расширении или реконструкции объекта, а также при ремонте аппаратуры. Аппаратно‑программные системы зарубежных фирм, как правило, в 2–3 раза дороже отечественных.

В последнее время функциональные задачи, возлагаемые на АСУ ТП, значительно расширились. АСУ ТП выполняется в виде двухуровневой распределенной системы. Верхний уровень управления включает в себя:

подсистему представления информации персоналу станции (ППИ);

подсистему группового регулирования частоты и активной мощности (ГРАМ);

подсистему общестанционного регулирования напряжения (ОСРН);

подсистему выбора состава работающих агрегатов (ПУСК);.

подсистему регистрации и анализа аварийных режимов (ПРАР);

устройство противоаварийной автоматики (ПАА);

подсистему коммерческого учета электроэнергии (КУЭ);

подсистему связи с вышестоящим уровнем управления (ПСВУ).

Нижний уровень АСУ ТП содержит:

устройства сбора и первичной обработки информации (УСИ) от агрегатов, блочных трансформаторов, преобразователей, линий и т.д.;

локальные системы регистрации (ЛСР) аварийного режима на агрегатах и подстанциях;

устройства контроля и диагностики агрегата (КДА);

подсистемы комплексного управления агрегатом (КУА);

подсистемы контроля и диагностики подстанционного оборудования (КДПО).

Интегрированные микропроцессорные АСУ ТП проектируются для Волжской, Чебоксарской ГЭС и ряда других объектов.

Подсистема представления информации строится на базе локальной вычислительной сети IBM‑совместимых персональных компьютеров промышленного исполнения. В качестве технических средств остальных подсистем используются унифицированные микропроцессорные комплексы разработки ВЭИ, отвечающие требованиям энергетических объектов по электромагнитной совместимости, помехозащищенности и надежности.

Приоритет разработок в области противоаварийного управления принадлежит отечественным специалистам В.А. Веникову, С.А. Совалову, В.А. Семенову, В.Д. Ковалеву, Л.А. Кощееву, Б.И. Иофьеву, PC. Рабиновичу. Используемые в энергосистемах России комплексы противоаварийной автоматики (УПА) включают:

устройства для обеспечения устойчивости электростанций и энергосистем;

автоматику предотвращения асинхронного хода (АПАХ);

автоматическую частотную разгрузку (АЧР);

противоаварийную автоматику от опасного повышения (понижения) напряжения.

Наиболее ответственной является система противоаварийного управления, предотвращающая нарушение устойчивости электростанций и энергосистем. Соответствующие устройства формируют управляющие воздействия на отключение части генераторов, быстродействующую разгрузку паровых турбин, отключение нагрузки, форсировку (расфорсировку) мощности передач и вставок постоянного тока, деление энергосистем и т.п.

Устройства противоаварийной автоматики создавались вначале как релейные комплексы. Обеспечивающие устойчивость ограниченного энергорайона отдельные устройства были слабо координированы между собой и не отличались точностью формирования управляющих воздействий (УВ).

Когда в энергосистемах началось широкое строительство линий электропередачи напряжением 500 кВ и выше, существенно возросли требования к точности реализации УВ и надежности функционирования УПА. К этому времени отечественной промышленностью уже начали выпускаться управляющие вычислительные машины.

Созданные в некоторых энергообъединениях централизованные (в рамках энергорайона) УПА с применением мини‑ЭВМ типов М‑6000, ТА‑100, СМ‑1, СМ‑2 давали возможность формировать УВ для энергосистем со сложной структурой. Однако ограниченное быстродействие мини‑ЭВМ не позволяло осуществлять формирование алгоритмов с достаточной степенью точности. Централизованные системы требовали большого количества дорогостоящих телеканалов связи для передачи контролируемых режимных параметров, УВ, информации о состоянии сети и пусковых органах. Управляющие системы с мини‑ЭВМ и большим объемом периферийного оборудования не отличались надежностью, а для их обслуживания были необходимы квалифицированные специалисты по вычислительной технике.

С появлением промышленных микропроцессоров и микроЭВМ появилась реальная возможность создания иерархических систем противоаварийного управления, отличающихся большей надежностью, точностью вычисления УВ и меньшей стоимостью по сравнению с централизованными УПА.

Первый двухуровневый комплекс противоаварийного управления создан для объединенной энергосистемы Поволжья, где для верхнего уровня противоаварийного управления применяется мини‑ЭВМ типа СМ‑1420, а на нижнем – используются микропроцессорные устройства противоаварийной автоматики, разработанные ВЭИ.

Устройства автоматики для предотвращения асинхронного хода действуют локально. Устройства АПАХ, установленные в энергосистемах страны, подразделяются на два вида: быстродействующие, срабатывающие с небольшой выдержкой времени в течение первого периода асинхронного режима, и замедленные, срабатывающие с заданной выдержкой времени или после определенного числа периодов асинхронного режима.

Автоматическая частотная разгрузка, широко распространенная в энергосистемах нашей страны и находящая в последние года все большее применение за рубежом, сравнительно проста и вместе с тем чрезвычайно эффективна, так как благодаря ей предотвращаются наиболее тяжелые аварии с полным нарушением энергоснабжения из‑за так называемой «лавины» частоты. Автоматическая частотная разгрузка выполняется в виде местных устройств с использованием в качестве пусковых органов реле частоты, действующих на отключение потребителей.

Наряду с АЧР для предотвращения развития аварии при снижении частоты в энергосистеме применяется автоматический пуск и загрузка гидрогенераторов или перевод их из режима СК в генераторный режим.

Автоматика, защищающая от повышения напряжения, предотвращает повреждение электротехнического оборудования в случае опасного повышения напряжения, вызванного избытком реактивной мощности. Автоматика действует на включение нормально отключенных шунтирующих реакторов, а затем, если напряжение остается недопустимо высоким, на отключение линии электропередачи, являющейся источником избыточной реактивной мощности.