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 УЛПВ 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 а 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 (БЛПВ) 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, Д.А. Коще­ев, Я.Н. Луганский, 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, но электроэнергетическим системам комплексов автома­тических устройств, связанных каналами обмена информацией и централизованно управляемых от управляющего вычислительного комплекса (УВК), а именно: автоматики предотвращения нарушения устойчивости (АННУ) 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, но 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.

Назначение автоматического регулирования возбуждения АРВ.

Основным назначением АРВ является повышение устойчивости параллельной работы генераторов при нарушениях нормального режима. В этих условиях АРВ, реагируя на сравнительно небольшие отклонения напряжения (или тока) генератора от нормального значения, значительно увеличивают (форсируют) возбуждение генераторов. При увеличении (особенно при форсировке) возбуждения до потолка увеличивается ЭДС генератора, что способствует повышению предела устойчивости генератора. Форсировка возбуждения генератора облегчает и ускоряет процесс восстановления напряжения на шинах после отключения КЗ, что способствует также быстрому самозапуску электродвигателей.

В нормальных условиях АРВ обеспечивают поддержание заданного уровня напряжения и необходимое распределение реактивной нагрузки между параллельно работающими генераторами.

Виды АРВ.

Все АРВ, применяемые на синхронных генераторах, различаются по параметру, на который они реагируют, по способу воздействия на систему возбуждения генератора и подразделяются на три группы.

К первой группе относятся электромеханические АРВ, которые реагируют на отклонение напряжения генератора от заданного значения (уставки) и воздействуют на изменение сопротивления в цепи обмотки возбуждения возбудителя.

Ко второй группе относятся электрические АРВ. Эти АРВ реагируют на отклонение напряжения или тока генератора от заданного значения и подают дополнительный выпрямленный ток в обмотку возбуждения возбудителя от внешних источников питания (трансформаторов тока, напряжения или собственных нужд), как показано на рис. 1,б.

К третьей группе относятся АРВ, применяемые в основном с выпрямительными системами возбуждения: высокочастотной, тиристорной, бесщеточной. Эти АРВ не имеют собственных силовых органов (внешних источников питания), а только управляют работой возбудителей.

Устройства для автоматического изменения коэффициентов трансформации трансформаторов.

Автоматическое изменение коэффициента трансформации силовых трансформаторов производится для поддержания определенного уровня напряжения на зажимах потребителей электроэнергии. Изменение коэффициента трансформации переключением ответвлений обмоток переключающим устройством происходит скачкообразно. Плавное изменение коэффициента трансформации путем изменения магнитного состояния магнитопровода его подмагничиванием иногда производят для трансформаторов небольшой мощности, предназначенных для питания специальной нагрузки.

Скачкообразное изменение коэффициента трансформации обычных силовых трансформаторов с регулированием под нагрузкой должно учитываться при выполнении воспринимающего органа регулятора; последний должен иметь зону нечувствительности, перекрывающую величину перерегулирования напряжения после переключения регулировочного устройства на одну ступень.

Регулирование должно происходить замедленно, чтобы при кратковременных колебаниях напряжения не работало без нужды переключающее устройство, частая работа этого устройства может привести к повреждению механизма. Время отработки выходной команды обычно составляет 20—30 с. Воспринимающий орган регулятора может реагировать: на изменение напряжения в месте установки регулятора; на изменение геометрической суммы напряжения в месте установки регулятора с падением напряжения от тока в эквивалентном сопротивлении, т. е. на изменение напряжения в некоторой точке электрической системы, электрически приближенной или к узловой подстанции, или к месту присоединения токоприемников; на изменение напряжения в месте установки регулятора с коррекцией тока в питающей линии или реактивной мощности.

Автоматическое изменение положения переключающего устройства трансформаторов с регулированием коэффициента трансформации под нагрузкой иногда производится также от программного устройства, установленного на подстанции или диспетчерском пункте (например, по часовому графику).

Когда трансформатор с автоматическим изменением коэффициента трансформации установлен на приемной потребительской подстанции, регулирование напряжения целесообразно осуществлять с коррекцией тока в питающей линии или реактивной мощности. Если такой коррекции нет, то регулятор, стремясь поддерживать постоянное напряжение у потребителей в случае уменьшения напряжения из-за увеличения потерь при росте нагрузки, произведет переключение регулировочного устройства силового трансформатора в сторону уменьшения коэффициента трансформации. Это вызовет увеличение тока в питающей линии и дополнительное увеличение потерь с дальнейшим уменьшением напряжения на зажимах силового трансформатора.

Наряду с принципом регулирования напряжения по критерию отклонения напряжения от предельно допускаемых значений выдвигается принцип регулирования по критерию интегрального отклонения квадрата напряжения за данный промежуток времени от установленного значения. При этом исходят из того, что народнохозяйственный ущерб от изменения напряжения по отношению к номинальному приблизительно пропорционален отклонению квадрата напряжения за рассматриваемый отрезок времени. Указанная зависимость справедлива, однако, только для некоторых типов потребителей и не может быть безоговорочно распространена для всех случаев, встречающихся на практике.

Правильность выбранного критерия регулирования может быть оценена с помощью статистических методов обработки результатов за относительно продолжительное время наблюдения. При всех условиях система регулирования не должна допускать изменения напряжения свыше значения, допускаемого нагрузкой района энергосистемы.

Устройство для автоматического изменения емкостей батарей конденсаторов.

При наличии на подстанции и у потребителей конденсаторных батарей автоматическое регулирование напряжения может быть достигнуто путем включения или отключения емкости батарей в зависимости от напряжения на зажимах воспринимающего органа, либо от значения и знака реактивной мощности, проходящей по питающей линии, либо от значения тока по этой линии. Часто включение и отключение емкости батарей производят в зависимости от комбинированного воздействия всех или части указанных величин. Управление конденсаторными батареями может осуществляться также от программного устройства, в простейшем случае, например, от электрических контактных часов.

Рижский опытный завод РОЗ (ПО «Союзэнергоавтоматика») выпускает устройство для переключения батарей конденсаторов на полупроводниковых элементах, называемое регулятором реактивной мощности типа Б22-01. Регулятор позволяет регулировать напряжение с коррекцией по току и углу между током и напряжением. Имеется командный блок и десять исполнительных приставок.

Регулирование напряжения выносным трансформаторами.

В энергетических системах широкое применение имеют выносные трансформаторы (бустер-трансформаторы), при помощи которых осуществляется регулирование напряжения. Вторичная обмотка выносного трансформатораможет включаться в рассечку линии электропередачи или последовательно с обмотками силового трансформатора (у выводов со стороны нулевой точки силового трансформатора. Питание первичной обмотки выносного трансформатора производится от шин3—10 кВ через регулировочный вспомогательный трансформатор TL.

Автоматическое включение синхронных генераторов на параллельную работу.

Способы включения. Включение генератора в сеть может сопровождаться толчками уравнительного тока и активной мощности на вал генератора, а также более или менее длительными качаниями. Указанные нежелательные явление возникают вследствие того, что частота вращения включаемого генератора отличается от синхронной частоты вращения генераторов энергосистемы, а напряжение на выводах возбужденного генератора — от напряжения на шинах электростанции. Поэтому для включения синхронного генератора на параллельную работу с другими работающими генераторами электростанции или энергосистемы его предварительно нужно синхронизировать. Синхронизацией называется процесс уравнивания частоты вращения и напряжения включаемого генератора с частотой вращения работающих генераторов и напряжением на электростанции, а также выбор соответствующего момента времени для подачи импульса на включение выключателя генератора.

На практике широкое применение получили два способа синхронизации: точная синхронизация и самосинхронизация.

Точная синхронизация.

При включении генератора способом точной синхронизации необходимо выполнение следующих условий:

равенство по абсолютному значению напряжения включаемого генератора U_Г(U_Г » E_Г) и напряжения сети U_C;

равенство угловой скорости вращения включаемого генератора w_I (или частоты f_Г) и угловой скорости вращения генераторов энергосистемы w_C (или частоты f_C);

совпадение по фазе векторов напряжения генератора и напряжения сети в момент включения выключателя.

Выполнение указанных условий обеспечивает включение генератора в сеть без броска уравнительного тока, без толчка активной мощности на вал генератора, без глубоких качаний.

Однако практически затруднительно выполнить точно указанные условия. Включение генератора допускается производить в условиях. когда существуют некоторая разность частот генератора и сети и разность абсолютных значений напряжения генератора и напряжения сети. Допустимое значение разности частот составляет 0,1—0,2 Гц, разности напряжений генератора и сети — 5—10% номинального.

Разность напряжений генератора и сети, в случае когда их частоты неодинаковы, периодически изменяется от нуля до максимального значения. Эта разность получила название напряжения биений, или напряжения скольжения Us. Изменение напряжения биений иллюстрируется векторной диаграммой (рис. 16.1,a) и графиком изменения напряжения во времени (рис. 16.1,б). Огибающая напряжения биений изменяется от нуля до максимального значения, равного двойной амплитуде 2 U, и вновь уменьшается до нуля.

Действующее значение напряжения биений изменяется по закону

(1)

где δ — угол между векторами U_Г. и U_C; ω _S = ω_Г — w_С - угловая скорость скольжения.

Время полного цикла изменения напряжения биений называется периодом скольжения Тs:

(2)

Чем больше скорость скольжения, тем меньше период T_S. На рис. 16.1, в показаны два цикла изменения напряжения биений, соответствующие двум значениям угловой скорости скольжения ω _S1 и ω _S2, при этом ω _S1 >ω_S2.

Рис. 16.1. Напряжение биений:

а — векторная диаграмма; б — изменение мгновенных значений напряжения биений; в - изменение действующих значений напряжения биений

Самосинхронизация.

При включении генератора способом самосинхронизации должны быть соблюдены следующие условия:.

генератор должен быть невозбужденным;

частота вращения включаемого генератора должна быть близка к частоте вращения генераторов энергосистемы;

допускаемая разность частот генератора и сети 1—1,5 Гц.

Перед включением генератора его обмотка ротора должна быть замкнута на гасительное сопротивление для исключения опасного для изоляции этой обмотки воздействия ЭДС частоты скольжения, наводимой в обмотке ротора.

В первый момент после включения генератор работает в режиме асинхронной машины, при этом на ротор генератора действует асинхронный вращающий момент, который направлен на уменьшение разности частот вращения включаемого генератора и генераторов энергосистемы, т.е. асинхронный момент способствует втягиванию генератора в синхронизм.

Кроме асинхронного момента на ротор генератора действует еще момент явнополюсности, обусловленный магнитной несимметрией ротора генератора в продольной и поперечной осях. Момент явнополюсности — знакопеременный, его знак меняется с двойной частотой скольжения. При больших скольжениях, когда преобладает асинхронный момент, влияния момента явнополюсности практически незаметно. При малых скольжениях и небольшом механическом моменте на валу турбины момент явнополюсности может вызвать втягивание генератора в синхронизм. Однако при этом возможно такое положение ротора, при котором синхронный момент, возникающий после подачи возбуждения, будет иметь знак, противоположный знаку момента явнополюсности. И так как синхронный момент значительно больше момента явнополюсности, произойдет выталкивание ротора на одно полюсное деление, что создаст нежелательное дополнительное динамическое воздействие на машину. Для исключения указанного явления возбуждение на обмотку ротора подается без задержки, сразу после включения выключателя генератора. В этих условиях на ротор генератора начинает действовать синхронный вращающий момент, обеспечивающий окончательное втягивание генератора в синхронизм.

Включение генератора в сеть сопровождается броском тока. Согласно схеме замещения, приведенной на рис. 16.2, ток включения определяется по выражению сопротивление энергосистемы.

, (3)

где Х''_d - сверхпереходное сопротивление генератора по продольной оси; Х_C – сопротивление энергосистемы;

Рис. 16.2. Расчетная схема замещения при самосинхронизации

Включение генератора способом самосинхронизации сопровождается также снижением напряжения на выводах генератора, что оказывает неблагоприятное влияние на работу потребителей, подключенных к тем же шинам, что и генераторы электростанции.

Напряжение на шинах электростанции U_ш можно определить по выражению

(4)

Используя уравнения (4) и (3), получаем

(5)

По мере втягивания генератора в синхронизм происходят уменьшение тока I_ВКЛ и повышение напряжения U_Ш. Основным достоинством способа самосинхронизации является возможность достаточно быстрого по сравнению со способом точной синхронизации включения генератора в сеть. Это особенно важно при включении генератора в аварийных условиях, когда возникает необходимость в быстром включении резервных генераторов. Поэтому включение генераторов в аварийных условиях рекомендуется производить способом самосинхронизации независимо от значения уравнительного тока.

Назначение и основные принципы выполнения автоматической частотной разгрузки(АЧР).

Пока в энергосистеме имеется вращающийся резерв активной мощности, системы регулирования частоты и мощности будут поддерживать заданный уровень частоты. После того как вращающийся резерв будет исчерпан, дефицит активной мощности, вызванный отключением части генераторов или подключением новых потребителей, повлечет за собой снижение частоты в энергосистеме.

Небольшое снижение частоты (на несколько десятых герца) не представляет опасности для нормальной работы энергосистемы, хотя, как уже отмечалось выше, и влечет за собой ухудшение экономических показателей. Снижение же частоты более чем на 1—2 Гц представляет серьезную опасность и может привести к полному расстройству работы энергосистемы.

Это в первую очередь определяется тем, что при понижении частоты снижается частота вращения электродвигателей, а следовательно, и производительность приводимых ими механизмов собственного расхода тепловых электростанций. Вследствие снижения производительности механизмов собственного расхода резко уменьшается располагаемая мощность тепловых электростанций, особенно электростанций высокого давления, что влечет за собой дальнейшее снижение частоты в энергосистеме. Таким образом, происходит лавинообразный процесс — "лавина частоты", который может привести к полному расстройству работы энергосистемы. Следует также отметить, что современные крупные паровые турбины не могут длительно работать при низкой частоте из-за опасности повреждения их рабочих лопаток.

Процесс снижения частоты в энергосистеме сопровождается также снижением напряжения, что происходит вследствие уменьшения частоты вращения возбудителей, расположенных на одном валу с основными генераторами. Если регуляторы возбуждения генераторов и синхронных компенсаторов не смогут удержать напряжение, то также может возникнуть лавинообразный процесс — "лавина напряжения", так как снижение напряжения сопровождается увеличением потребления реактивной мощности, что еще более осложнит положение в энергосистеме.

Аварийное снижение частоты в энергосистеме, вызванное внезапным возникновением значительного дефицита активной мощности, протекает очень быстро — в течение нескольких секунд. Поэтому дежурный персонал не успевает принять каких-либо мер, вследствие чего ликвидация аварийного режима должна возлагаться на устройства автоматики. Для предотвращения развития аварии должны быть немедленно мобилизованы все резервы активной мощности, имеющиеся на электростанциях. Все вращающиеся агрегаты загружаются до предела с учетом допустимых кратковременных перегрузок.

При отсутствии вращающегося резерва единственно возможным способом восстановления частоты является отключение части наименее ответственных потребителей. Это и осуществляется с помощью специальных устройств автоматической частотной разгрузки (АЧР), срабатывающих при опасном снижении частоты.

Следует отметить, что действие АЧР всегда связано с определенным народнохозяйственным ущербом, поскольку отключение линий, питающих электроэнергией промышленные предприятия, сельскохозяйственных и других потребителей, влечет за собой недовыработку продукции, появление брака и т.п. Несмотря на это АЧР широко используется в энергосистеме как средство предотвращения значительно больших убытков из-за полного расстройства работы энергосистемы, если не будут приняты срочные меры по ликвидации дефицита активной мощности.

Глубина снижения частоты зависит не только от дефицита мощности в первый момент аварии, но и от характера нагрузки. Потребление мощности одной группой потребителей, к которой относятся электроосветительные приборы и другие установки, имеющие чисто активную нагрузку, не зависит от частоты и при ее снижении остается постоянным. Потребление же другой группой потребителей — электродвигателями переменного тока — при уменьшении частоты снижается. Чем больше в энергосистеме доля нагрузки первой группы, тем больше понизится частота при возникновении одинакового дефицита активной мощности. Нагрузка потребителей второй группы будет в некоторой степени сглаживать эффект снижения частоты, поскольку одновременно будет уменьшаться потребление мощности электродвигателями.

Уменьшение мощности, потребляемой нагрузкой при снижении частоты, или, как говорят, регулирующий эффект нагрузки, характеризуется коэффициентом k_НАГР, равным

k_НАГР ⁼ DP% / Df%. (6)

Коэффициент регулирующего эффекта нагрузки показывает, на сколько процентов уменьшается потребление нагрузкой активной мощности на каждый процент снижения частоты. Значение коэффициента регулирующего эффекта нагрузки должно определяться специальными испытаниями и принимается при расчетах равным 1,5—2,5.

Устройства АЧР должны устанавливаться там, где возможно возникновение значительного дефицита активной мощности во всей энергосистеме или в отдельных ее районах, а мощность потребителей, отключаемых при срабатывании устройства АЧР, должна быть достаточной для предотвращения снижения частоты, угрожающего нарушением работы механизмов собственного расхода электростанций, что может повлечь за собой лавину частоты. Устройства АЧР должны выполняться с таким расчетом, чтобы была полностью исключена возможность даже кратковременного снижения частоты ниже 45 Гц, время работы с частотой ниже 47 Гц не превышало 20 с, а с частотой ниже 48,5 Гц — 60 с.

При выполнении АЧР необходимо учитывать все реально возможные случаи аварийных отключений генерирующей мощности и разделения энергосистемы или энергообъединения на части, в которых может возникнуть дефицит активной мощности. Чем больший дефицит мощности может возникнуть, тем на большую мощность должно быть отключено потребителей. Для того чтобы суммарная мощность нагрузки потребителей, отключаемых действием АЧР, хотя бы примерно соответствовала дефициту активной мощности, возникшему при данной аварии, АЧР, как правило, выполняется многоступенчатой, в несколько очередей, отличающихся уставками по частоте срабатывания.

Отключение менее ответственной нагрузки для сохранения ответственной нагрузки.

Для достижения эффективной работы устройств АПВ и АВР в ряде случаев требуется производить разгрузку питающих направлений путем отключения менее ответственных потребителей. Такие же отключения осуществляют для разгрузки энергосистемы от пусковых токов, возникающих из-за торможения асинхронных электродвигателей неповрежденных частей после отключения затяжного КЗ на каком-либо элементе и снижения напряжения на питающих направлениях. Разгрузка содержит воспринимающий орган минимального напряжения с уставкой 70—80% номинального и орган выдержки времени с уставкой 0,3—0,5 с. Эти органы образуют так называемую защиту минимального напряжения и осуществляют разгрузку ближнего действия.

Для уменьшения такой разгрузки важными средствами являются: оснащение синхронных машин энергосистем и потребителей быстродействующими автоматическими системами возбуждения (в том числе быстродействующей форсировкой); наличие устройств для быстрого отключения КЗ, особенно междуфазовых.

Разгрузка энергосистемы дальнего действия путем отключения менее ответственных потребителей на подстанциях, удаленных от генерирующих источников, в условиях перегрузки питающих линий током и снижения уровня напряжения, угрожающих возникновением лавины напряжения, выполняется устройствами САОН. Основное назначение САОН—поддержание устойчивости слабых межсистемных и внутрисистемных связен. Автоматика содержит орган, выявляющий возникновение опасной перегрузки по току или активной мощности в контролируемом сечении транзитной связи, и орган минимального напряжения на подстанциях, где производится отключение нагрузки. Работа этих органов производится по схеме И. Для организации такой схемы обычно используется аппаратура телемеханики.

Разгрузка дальнего действия часто сочетается с однократным АПВ отключенных присоединений, производящим их обратное включение, после того как перегрузка устранилась, чем достигается восстановление питания потребителей после кратковременного толчка нагрузки.

Дата добавления: 2014-12-25