Сборник докладов - Электроэнергетика глазами молодежи 2010
Подождите немного. Документ загружается.
45
Рисунок 3 – Векторная диаграмма токов и напряжений
Дополнительная загрузка или разгрузка замененной поврежденной фазы АТГ-1 на
резервную достигается введением добавочных поперечно-продольных ЭДС комплексны-
ми коэффициентами трансформации
пр
пп
в трансформаторную ветвь, замещаю-
щую «симметричный» АТГ-1 с одинаковыми усредненными параметрами двух реальных
фаз и . Однако предполагается, что коэффициент трансформации устанавливается с
помощью однофазного РПН у замененной фазы. Эта поперечно-продольная ЭДС прину-
дительно загружает или разгружает первоначальный расчетный переток активной и реак-
тивной мощности в замененной фазе
АТ-1, чтобы приблизить его к загрузке «симметрич-
ного АТГ-1 со «здоровыми» фазами.
Потоки активной и реактивной мощности и в ветви симметричного АТГ-1 со
«здоровыми» фазами обозначим индексом «зд», а потоки в ветви симметричного АТГ-1 с
замененной фазой – «зм». На рисунке 4 изображена замененная фаза АТГ-1, состоящего
из трех
однофазных АТ с параметрами, приведенными к стороне ВН-500 кВ, с естествен-
ным потокораспределением мощностей и уровнями напряжений, определенными графоа-
налитическим способом.
На рисунке 5 изображена та же ветвь замененной фазы АТГ-1 с включенными
добавочными поперечно-продольными ЭДС и принудительным потокораспределением
мощностей. На рисунке 6 изображена векторная диаграмма напряжений и токов для на-
чальных и конечных узлов ветви замененной фазы АТГ-1 для естественного потокарас-
пределения мощностей без добавочных ЭДС и с включенной добавочной поперечной и
продольной ЭДС для принудительного потокораспеределения мощностей.
Добавочная поперечно-продольная ЭДС обеспечивает загрузку (разгрузку) по ак-
тивной и реактивной мощности по замененной фазе АТГ-1, причем поперечная ЭДС пре-
имущественно влияет на загрузку (разгрузку) по активной мощности, а продольная ЭДС –
на загрузку (разгрузку) по реактивной мощности.
I
B
I
B1
I
B2
I
B0
U
C
∆
U
C0
∆
U
C2
U
C1
U
B
∆
U
B2
∆
U
B0
U
B1
I
C1
I
C0
I
C2
∆
U
A0
U
A
U
A1
I
C
∆
U
A2
I
A0
I
A2
I
A
I
A1
I
A2
I
B2
I
C2
I
0
ось I
B2
ось I
C1
≡ I
C2
ось U
C1
ось I
A2
46
Рисунок 4 – Ветвь замененной фазы
АТГ №1
Рисунок 5 – Ветвь замененной фазы АТГ №1 с
включенной поперечно-продольной ЭДС
Рисунок 6 – Векторная диаграмма напряжений и токов
На рисунке 6:
зм
,
зм
– «естественные» потоки активной и реактивной мощности
в замененной фазе АТГ-1, определенные графоаналитическим способом (без поперечно-
продольной ЭДС);
зд
,
зд
– «принудительные» потоки активной и реактивной мощно-
сти в начале ветви, замещающей здоровые фазы АТГ-1, которые необходимо создать по-
сле ввода добавочной поперечно-продольной ЭДС; ∆
зм
, ∆
зм
– дополнительные при-
нудительные потоки активной и реактивной мощности, которые необходимо создать по-
сле ввода поперечно-продольной ЭДС;
пр
∆
зм
т
∆
зм
т
⁄
– продольно-добавоч-
ная ЭДС, обеспечивающая допустимую разгрузку (загрузку) замененной фазы АТГ-1,
преимущественно по реактивной мощности;
пп
∆
зм
т
∆
зм
т
⁄
– поперечно-
добавочная ЭДС, обеспечивающая допустимую разгрузку (загрузку) замененной фазы
АТГ-1, преимущественно по активной мощности;
пр
пр
⁄
– продольная со-
ставляющая комплексного коэффициента трансформации идеального трансформатора,
вводимого в замененную фазу с параметрами
т
,
т
;
пп
пп
⁄
– поперечная состав-
ляющая комплексного коэффициента трансформации идеального трансформатора, вводи-
мого в замененную фазу АТГ-1.
Кроме рассмотренной продольной несимметрии рабочих фаз АТГ-1 может аварий-
но отключиться одна из фаз трехфазной группы АТГ-500/220 кВ. Одним из радикальных и
оригинальных способов обеспечения бесперебойной работы АТГ и повышения надежно-
сти электроснабжения субъектов ОРЭ является
внедрение неполнофазных режимов рабо-
ты АТГ на ПС ФСК с двумя или даже одним однофазным АТ в случае предшествующей
(предаварийной) небольшой загрузки всей неповрежденной АТГ – меньше 30…40 % от
номинальной мощности АТГ.
R
т
jX
т
U1
P
зд1
+jQ
зд1
Е
пр
Е
пп
U'
2
Ќ
тр
=К
пр
±jК
пп
P
зд2
+jQ
зд2
K
т
R
т
jX
т
U
1
U
2
P
зм2
+jQ
зм2
P
зм1
+jQ
зм1
K
т
47
Безусловно, внедрению неполнофазных режимов АТГ 500 кВ или ВЛ 200–750 кВ
должно предшествовать специальное исследование возможности подобных режимов АТГ
или ВЛ с помощью расчетных моделей поврежденного участка электрической сети 220–
750 кВ.
Основные уравнения падений напряжений в схемах каждой последовательности,
составленные для симметричной части прилегающей сети энергосистемы, имеют вид (1).
Согласно граничным условиям (1) эквивалентная схема замещения трехфазной АТГ с раз-
рывом «особой» фазы представлена на рисунке 7, а. Согласно правилу эквивалентности
прямой последовательности [1] поврежденная несимметричная АТГ (с обрывом одной фа-
зы) замещается симметричной АТГ с тремя «здоровыми» фазами, отделенными от приле-
гающей сети дополнительным сопротивлением (рисунок 7, б):
∆
||
.
а б
Рисунок 7 – Эквивалентная схема замещения трехфазной АТГ:
а – с несимметричными фазами (разрыве «особой» фазы А);
б – с симметричными фазами и прилегающей сетью для принятой «особой» фазы А
Рассмотрим конкретный неполнофазный режим (разрыв фазы ) АТГ-3 500/220 кВ
(
ном
= 501 МВА) на ПС Шагол-500 ЮУПМЭС МЭС Урала. Как следует из электрической
схемы замещения, составленной по правилу эквивалентности прямой последовательности
для места однократной продольной несимметрии, возникшей при отключении одной из
фаз АТГ, в параллельных ветвях дополнительного сопротивления будут течь токи обрат-
ной и нулевой последовательностей соответственно.
В таблице 2 приведены параметры ветвей замещения несимметричного участка це-
пи (повреждение АТГ-3 на ПС Шагол-500), эквивалентного симметричному участку с
симметричной АТГ-3 и прилегающей сетью 500-220 кВ. Расчетное линейное напряжение
на СШ-500 кВ дополнительного узла равно 486,2
,
(рисунок 8).
Таблица 2 – Исходные данные и параметры режима по несимметричному участку сети
№
нач
№
кон
Название R, Ом X, Ом К
т
P
нач
,
МВт
Q
нач
,
МВАр
I
нач
,
А
70 2
Шаг. доп.узел–Шагол-500 (
)
9,7 70,4* – 97 88 155
70 2
Шаг. доп.узел–Шагол-500 (
)
4,7 154* – 40 45 72
70 3 Шаг. доп.узел–Шагол-220 (АТГ-3) 0,92 45,6 0,479 –137 –133 226
2 4 Шагол-500–Шагол-220 (АТГ-4) 0,94 52,4 0,467 –221 –147 306
* – эквивалентные индуктивные сопротивления
и
получены в программе ТКЗ 3000.
Для определения напряжений с одной из сторон продольной несимметрии (в дан-
ном случае обрыва фазы) следует предварительно найти по схемам отдельных последова-
тельностей симметричной части цепи соответствующие составляющие этих напряжений.
Прибавив к последним ∆
, ∆
, ∆
, находят симметричные составляющие напря-
жений с другой стороны продольной несимметрии. В нашем случае ∆
учитывается
«автоматически» непосредственным путем программой RastrWin.
Зная все симметричные составляющие, легко определить фазные величины токов и
напряжений АТГ-3 на ПС Шагол-500. Из векторной диаграммы (рисунок 9) графоанали-
А
1
L`
В
1
? U
A0
С
1
I
А
L``
I
В
I
С
R
Т
X
Т
К
Т
R
Т
X
Т
К
Т
R
Т
X
Т
К
Т
А
11
В
11
С
11
∆
А
1
R
Т
X
Т
К
Т
А
11
jX
L2
jX
L0
I
А1
N
у
=70
N
у
=3
N
у
=2
∑
∑
48
тическим способом определяется, что загрузка двух «здоровых» фаз составляет 137 МВА
и не превышает допустимой загрузки (2×167 = 334 МВА). Из векторной диаграммы (ри-
сунок 10) также определяется, что наличие составляющих напряжений обратной и нуле-
вой последовательности составляет 2,4 %, что меньше предельной нормы на 4% (ГОСТ
13109-97), также нет необходимости пересчета уставок релейной защиты.
Рисунок 8 – Фрагмент сети 220–500 кВ в симметричном
полнофазном режиме АТГ-3 на ПС Шагол-500, эквива-
лентном неполнофазному режиму по прямой последова-
тельности U, I (разрыв фазы А)
Рисунок 9 – Векторная диаграмма токов
в поврежденной фазе А (ее разрыве) и в
остальных «здоровых» фазах АТГ № 3-
500/220 – 501 МВА со стороны ВН
500 кВ на ПС Шагол-500
Рисунок 10 – Векторная диаграмма напря-
жений на поврежденной фазе в конце раз-
рыва фазы АТГ №3-500/220 со стороны ВН
500 кВ на ПС Шагол-500.
Заключение: использование и конкретное внедрение неполнофазных режимов АТГ
на ПС ФСК позволяет повысить надежность и эффективность внешнего электроснабже-
ния субъектов ОРЭ в отдельности и в энергосистеме в целом, даже на тот период, когда
готовят резервную фазу к включению взамен поврежденной.
Список использованных источников
1. Ульянов С.А. Электромагнитные переходные процессы в электрических системах. М.:
Энергия, 1970. 520 с.
2. Холмский В.Г. Расчет и оптимизация режимов электрических сетей. М.: Высшая шко-
ла, 1987. 280 с.
49
МЕТОД КОМПЛЕКСНОГО УПРАВЛЕНИЯ
РАЗГРУЗКОЙ ЭНЕРГОУЗЛА
В.В. Васильев
ЗАО «ИАЭС»
Возникающий при аварии в энергосистеме дефицит активной мощности может
приводить не только к снижению частоты в энергосистеме, но и к изменению напряжения.
При изменении частоты в энергосистеме меняются генерируемая реактивная мощность и
реактивная мощность нагрузки. Это в свою очередь приводит к изменению напряжений в
узлах, что, с одной стороны, существенно влияет на значение регулирующего эффекта ак-
тивной мощности нагрузки по частоте и, с другой стороны, может приводить к отключе-
нию части потребителей.
О влиянии снижения частоты при возникновении дефицита мощности на изменение
напряжения говорится в стандарте «СО ЕЭС» России [1]: «Автоматическое ограничение
снижения частоты (АОСЧ) предназначено для обеспечения живучести ЕЭС России при
возникновении значительного дефицита активной мощности в отдельных ее частях (ре-
гионах) с их аварийным отделением и глубоким (ниже 49,0 Гц) снижением частоты (и на-
пряжения, как следствие снижения частоты), создающих угрозу повреждения оборудова-
ния электростанций, безопасности работы АЭС, нарушения нормальной работы энерго-
принимающих установок потребителей, а также возникновения лавины частоты и напря-
жения с полным прекращением электроснабжения».
В конце 80-х годов А. Х. Калюжный, А. А. Греб, Я. М. Шлемензон и Н. А. Дарков
(СибНИИЭ) впервые предложили принципиально новый способ комбинированной авто-
матической частотной разгрузки (КАЧР) [2]. Отключение потребителей предполагалось
производить при снижении частоты в энергосистеме и напряжения в энергоузле одновре-
менно. В целях повышения эффективности автоматической частотной разгрузки (АЧР)
при локализации и ликвидации аварии и снижения объёма отключаемых потребителей
дополнительно предлагалось использовать информацию о скорости изменения частоты и
величины изменения напряжения, суммируя полученные отклонения частоты и напряже-
ния от номинальных значений и скорость изменения частоты. Для устройства на основе
разработанного принципа была
выполнена теоретическая оценка эффективности приме-
нения комбинированной АЧР на базе программного комплекса анализа живучести (ПАЖ,
разработка СибНИИЭ). При выполнении этих исследований были выявлены существен-
ные недостатки предложенного метода управления разгрузкой. Было установлено, что
применение устройств КАЧР эффективно в изолированно работающих энергосистемах, а
также в любых других энергосистемах, где возможно возникновение дефицитов, превы-
шающих 40 % суммарной мощности нагрузки. Таким образом, работа устройств КАЧР в
таких энергосистемах должна дополнять работу штатной автоматики (категории АЧР I,
АЧР II), а не заменять её. В действии комбинированной АЧР не учитывался предшест-
вующий режим работы энергосистемы, который является очень важным фактором для
проведения эффективного отключения нагрузки. Ещё одним существенным недостатком
предложенного способа являлось то, что основным параметром, обеспечивающим работу
КАЧР и формирование суммарного воздействия, было по-прежнему снижение частоты, а
информация о напряжении и скорости изменения частоты используется лишь при авариях
с большим дефицитом мощности. В итоге алгоритм формирования суммарного воздейст-
вия КАЧР на потребителей так и не был разработан, а коэффициенты пропорционально-
сти долевого участия различных величин в суммарном сигнале не были убедительно
обоснованы.
50
В усовершенствованном комбинированном принципе частотной разгрузки для
формирования команды на отключение потребителей предлагается использовать обоб-
щённый параметр, имеющий размерность частоты,
∆
∆
, (1)
где
,
,
,
– весовые коэффициенты, позволяющие задавать различные веса состав-
ляющих обобщённого параметра для каждого конкретного случая, принято
– [о. е.];
– [c];
– [Гц/В];
– [Гц·с/В]; ∆50 – снижение текущей частоты в системе отно-
сительно номинального значения (50 Гц), Гц; ∆
ном
– снижение напряжения в
узле установки устройства автоматики относительно номинального значения (
ном
), В;
⁄
– скорость снижения частоты, Гц/с;
⁄
– скорость снижения напряжения, В/с;
– текущее значение частоты, Гц; – текущее значение напряжения, В.
Представляется целесообразным контролировать непосредственно параметр
и, в
зависимости от его поведения в ходе аварийного процесса, осуществлять управление на-
грузкой.
В нормальном доаварийном режиме работы энергосистемы обобщённый параметр
равен нулю, либо может иметь небольшое отрицательное значение. При снижении часто-
ты и (или) напряжения параметр
будет увеличиваться экспоненциально (кривая 1, ри-
сунок 1) с момента возникновения аварийного режима –
. Комплексная разгрузка для
более гибкого и эффективного управления выполняется из множества очередей. Каждой
очереди соответствует своя уставка срабатывания. Устройство активируется, если пара-
метр
повышается до уставки запуска
(рисунок 1). С момента времени обнаруже-
ния аварийного режима (
) уставки очередей начинают изменяться во времени по экс-
поненте с одинаковой постоянной времени () в соответствии с характеристиками 1–1,
2–2, 3–3 … – по закону:
⁄
1;
, (2)
где
– уставка очереди срабатывания;
– параметр, к которому в пределе стремится
экспоненциальная характеристика уставки;
– момент времени образования очереди; –
постоянная времени (наклон характеристики);
– время идентификации (обнаружения)
аварийного режима;
k
t – интервал времени между уставками очередей срабатывания,
= 1, 2, … , .
По мере развития аварийного переходного процесса контролируемые параметры
снижаются и срабатывают очереди 1–1, 2–2, 3–3, 4–4, 5–5, 6–6, 7–7, 8–8, 9–9, отключаю-
щие потребителей (кривая 2, рисунок 1). Скорость снижения частоты и (или) напряжения
постепенно падает, и при некотором новом установившемся режиме в энергоузле
наступает баланс мощности генераторов и мощности нагрузки. На уровне
параметр
может находиться лишь в течение времени, необходимого для достижения следующей
очереди.
Таким образом, как бы ни развивалась авария, каким бы образом ни изменялся де-
фицит в процессе аварийной ситуации (увеличивается в результате отключения генерато-
ров или уменьшается за счёт мобилизации резервной мощности), контролируемый пара-
метр, а значит и частота и напряжение, изменяются в пределах зоны –.
При этом обеспечивается строгая последовательность отключения потребителей,
поскольку каждая последующая очередь отличается от предыдущей и более высоким зна-
чением уставки по частоте (имеется ввиду параметр
) в одинаковый момент времени, и
большим временем срабатывания при одинаковом значении
. Поэтому при работе такой
51
автоматики всегда будет соблюдаться порядок отключения потребителей по мере роста их
ответственности, что является её основным достоинством.
Рисунок 1 – Кривые восстановления обобщённого параметра
в области срабатывания
Весьма сложными в предложенном методе формирования управления разгрузкой
представляются выбор уставок (характеристики срабатывания), обеспечение эффективно-
го действия устройств разгрузки при различных аварийных процессах в энергосистеме и
восстановление питания потребителей после ликвидации аварийного режима.
Существенным недостатком описанного подхода к управлению разгрузкой являет-
ся отсутствие зависимости выдержки времени повторного включения от уровня подъёма
частоты в энергосистеме. Чем выше частота по сравнению с заранее заданной уставкой,
тем быстрее следует включать отключенную нагрузку, даже если скорость подъёма часто-
ты при этом мала или равна нулю. Отсутствие зависимости выдержки времени повторного
включения от уровня подъёма частоты не позволяет сократить перерыв питания потреби-
телей
после действия комплексной разгрузки и, как следствие этого, сократить ущерб от
отключения нагрузки при действии автоматики.
Для более эффективного управления нагрузкой (не только отключения, но и вклю-
чения) представляется целесообразным усовершенствовать и видоизменить выраже-
ние (1), используя параметр вида
∆
∆
∆
∆
∆
∆
∆
∆
,
(3)
где
…
– весовые коэффициенты; ∆
уст.откл
– снижение текущей частоты ()
ниже заданной уставки на отключение (
уст.откл
), Гц; ∆
уст.вкл
– снижение текущей
частоты () ниже заданной уставки на включение (
уст.вкл
), Гц; ∆
уст
– снижение
напряжения () ниже заданной уставки (
уст
), В.
Этот комплексный подход к управлению разгрузкой учитывает зависимость вы-
держки времени повторного включения от уровня подъёма частоты в энергосистеме и ин-
тегрирование частоты по времени, предотвращающее её «зависание» на недопустимом
уровне.
52
Функционально-структурная схема предложенного метода в соответствии с выра-
жением (3) представлена на рисунке 2.
Рисунок 2 – Функционально-структурная схема комплексного метода
управления разгрузкой
В блоке 1 рассчитывается отклонение частоты от уставки запуска повторного
включения. При значениях частоты
уст.вкл
, сигнал ∆
на выходе блока 1 отсутствует
(∆
0), при
уст.вкл
на выходе 1 появляется сигнал ∆
уст.вкл
. Блок 2 форми-
рует отклонение частоты от уставки запуска на отключение. При значениях частоты
уст.откл
(аварийный дефицит мощности) на выходе 2 появляется сигнал ∆
уст.откл
, при
уст.откл
(нормальный режим) сигнал на выходе блока 1 отсутствует
(∆
0). На выходе блока 3 формируется отклонение напряжения от минимально допус-
тимого в рассматриваемом узле нагрузки, которое при
уст
имеет значение нуль
(∆0), а при
уст
– значение ∆
уст
.
Блоки 5, 6 и 8 предназначены для измерения скорости подъёма частоты, скорости
снижения частоты и скорости снижения напряжения соответственно (блоки дифференци-
рования). А элементы 4 и 7 – для интегрирования отклонения частоты от уставки запуска
повторного включения и отклонения частоты от уставки запуска на отключение.
Блок вычислений 9 формирует суммарный сигнал управления разгрузкой, вклю-
чающий составляющие от
блоков 1–8 согласно выражению (3) со своими весовыми коэф-
фициентами. Заданием этих весовых коэффициентов осуществляется настройка устройст-
ва под каждый конкретный случай установки с целью обеспечения требуемого качества
переходных процессов при понижении частоты и (или) напряжения в энергосистеме.
Для прогнозирования возникновения процесса «лавины напряжения» осуществля-
ется контроль знака производной изменения реактивной мощности от изменения напря-
жения (блок 11). Сформированный блоком вычислений 9 суммарный сигнал поступает на
вход блока 10, в котором происходит его сравнение с уставками и формирование сигналов
на отключение и включение очередей нагрузки.
53
В случае наступления условия
откл
с выхода элемента 10 в исполнительный
орган выдаётся сигнал на отключение i-й очереди нагрузки (i = 1,…, n). При
откл
сигнал на выходе блока 10 отсутствует. В этом же блоке выполняется сравнение этого
суммарного сигнала с заданной уставкой на включение отключенной ранее нагрузки
вкл
. При
вкл
с выхода элемента 10 подаётся сигнал в исполнительный орган
включения нагрузки. При
вкл
сигнал на выходе органа 10 отсутствует.
Все подключаемые к устройству потребители распределяются в порядке возраста-
ния степени их ответственности. При этом необходимо обеспечить условия
откл
откл
откл
откл
;
вкл
вкл
вкл
вкл
, (4)
причём
вкл
откл
;
вкл
откл
;
вкл
откл
; …
вкл
откл
. (5)
При такой организации работы устройства последовательность отключения и
включения потребителей не нарушается ни при каких обстоятельствах и будет строго со-
ответствовать степени их ответственности. Порядок включения потребителей – обратный
порядку их отключения.
Форма суммарного параметра воздействия на потребителей и сам принцип дейст-
вия комплексного подхода показан на рисунке 3.
Рисунок 3 – Принцип действия комплексного управления разгрузкой
При достижении суммарным сигналом значения уставки
откл
отключения первой
нагрузки в момент
откл
подаётся сигнал на её отключение (∆
откл
). По мере возраста-
ния
и выполнения условий
откл
,
откл
и т.д. происходит отключение
следующих нагрузок соответственно (∆
откл
, ∆
откл
, … , ∆
откл
) в моменты времени
откл
,
откл
,…,
откл
, причём последовательность отключения нагрузок строго совпада-
ет с порядком возрастания их ответственности. При этом строгая последовательность от-
ключения потребителей соблюдается при любом характере протекания аварийного про-
цесса в энергосистеме (резкое или медленное снижение частоты, одновременное снижение
напряжения, каскадное снижение частоты). Если срабатывание этих очередей вызовет
подъем частоты, то производная сменит
знак, отклонение частоты и, соответственно, сум-
марный сигнал, начнут уменьшаться. Однако, пока отклонение частоты от уставки на от-
ключение положительно (частота ниже минимально допустимой), интеграл этого откло-
нения растет. Это приводит к дальнейшему увеличению суммарного сигнала и срабатыва-
нию очередей разгрузки вплоть до подъема частоты выше уставки на включение.
При подъеме частоты до уставки срабатывания
уст.вкл
суммарный сигнал начинает
уменьшаться пропорционально интегралу отклонения частоты от этой уставки. При вы-
54
полнении условия
вкл
в момент
вкл
в блоке сравнения и формирования сигнала
на управление нагрузкой формируется команда на включение отключенной ранее -й на-
грузки (∆
вкл
). По мере снижения
и выполнения условий
вкл
происходит
включение потребителей в строгой последовательности по степени их ответственности,
обратной последовательности их отключения.
Для обоснования эффективности применения комплексного подхода к управлению
нагрузкой исследовались длительные переходные процессы в характерных схемах при
авариях различной тяжести (дефициты мощности от 10 до 80 %). Основными критериями
оценки работы автоматики являлись глубина снижения частоты и скорость её восстанов-
ления. Результатами моделирования и исследований одной из аварийных ситуаций с де-
фицитом активной мощности 50 % и снижением напряжения в узле нагрузки до 0,65
ном
явились осциллограммы, приведенные на рисунке 4.
а б
Рисунок 4 – Результаты моделирования: а – суммарный выходной сигнал управления
нагрузкой; б – процесс снижения и восстановления частоты
Вывод: применение комплексного подхода к управлению разгрузкой по частоте,
напряжению и скорости их изменения позволяет:
1) повысить общий уровень устойчивости системы в послеаварийных режимах, т.е.
повысить живучесть всей энергосистемы;
2) уменьшить общее число устройств ПА, действия которых направлены на ликви-
дацию дефицита мощности, и тем самым исключить несогласованность в их работе, при-
водящую к излишним отключениям потребителей.
3) сократить перерыв питания потребителей после действия комплексной разгрузки
и, как следствие, сократить ущерб от отключения нагрузки при действии автоматики.
Список использованных источников
1. СТО 59012820.29.240.001-2010. Стандарт ОАО «СО ЕЭС» Технические правила орга-
низации в ЕЭС России автоматического ограничения снижения частоты при аварийном
дефиците активной мощности (автоматическая частотная разгрузка). Приложение к
приказу ОАО «СО ЕЭС» от 31.12.2009 №509.
2. А. с. № 1051646 (SU). Способ комбинированной автоматической частотной разгрузки /
Калюжный А.Х., Греб А.А., Шлемензон Я.М., Дарков Н.А. Опубл. в Б. И., 1983, № 40.