Я так вижу, что основная сложность (но и вся суть) в том чтобы реализовать какой то из алгоритмов измерения частоты. А уж логику потом накрутить и компараторы дело не сложное. Выбирайте алгоритм и пробуйте. Из общедоступной литературы можно посмотреть "Synchronized Phasor Measurements and Their Applications" A.G. Phadke, J.S. Thorp. Там есть глава "Frequency Estimation".

Да зачем так сложно, ну понятно с АЧР она рассредоточена по ЭС и видов очень много ДАР, АЧР1, АЧР2 много уставок-очередей, действительно, что бы сделать оптимальный настрой всей АОСН в ЭС нужно моделировать ЭС как есть и множество устройств, да и если их опять же менее 10-15 то и смысла нет...
А что такое АОПЧ, там сколько уставок? (даже очередей нет) и где она ставится - только на ТЭС что бы их не затянули ГЭС, которые вблизи их. Если в ЭС нет ГЭС или таких которые могут повлиять на генераторы ТЭС, то в АОПЧ не то, что нет смысла, там просто и частоты и не могут вырасти до недопустимых. (на ГЭС ставятся резервные АОПЧ).
АОПЧ может иметь максимум 3 ступени (как правило, аналогично ЧДА - станция должна остаться хотя с одним генераторам на СН).
Возьмите букварь по переходным режимам, там есть формулы изменения частоты при сбросе активной мощности, правильно введите параметры и с вариациями посчитайте уставки... кстати в данных указанного стандарта на модели генераторов не заданы значения Tj (Tf)), а как тогда вообще будут моделироваться переходные режимы :dont_knov: причем согласно модели, так как можно отключать только один генератор, то сложно вообще представить более одной уставки!!!
Да и вообще смысл моделировать какую-то абстрактную ЭС :wall: , у Вас же задача наверно для конкретной реальной ЭС или как?

Есть аналогичные расчёты для ЧДА в Matcad (3 уставки), если интересно  отпишите в личку адрес вышлю, там не сложно будет переделать для АОПЧ.

Конечно, если Вас интересуют чисто расчётные эксперименты, то тогда конечно дерзайте... для начала переведите АОПЧ на английский или найдите аналог и поищите в инете литературу, а может и найдете модели, а может даже под MatLab...ю (UCTE - АЧР, как АОПЧ не знаю).

Всем спасибо за ответы!
Вот есть видео по данной тематике https://www.youtube.com/watch?v=EQGOyBH … nel=InorXL (таймкод 36:06). Составлена блочная модель АОПЧ для RUSTab. В принципе отличий от симулинка почти нет (как мне кажется). Просто непонятен алгоритм. Как входные параметры снять это легко достаточно, измерять и сравнивать с уставкой, или измерять скорость изменения роста частоты (блок дифференциатор поставить). А вот дальше, как дело обстоит...это уже не совсем понятно. Какие (и сколько) управляющие воздействия давать на первичный привод и по какому принципу их выдавать. У меня мысль такая, если сработала первая уставка - то выдавать маленькие приращения на разгрузку турбины и так дальше по циклу алгоритма, когда на входе частота не будет 50 Гц. И дальше по аналогии.

Добавлено: 2020-09-24 02:00:31

В СТО задана постоянная инерции агрегата Н, Которая равна Tj/2. Из чего легко посчитать Tj.
И да, скажите пожалуйста, вам пришло мое письмо в ЛС? Я вроде отправил, но в исходящих у меня почему то пусто :dont_knov:

Добавлено: 2020-09-24 02:05:34

А можно вас попросить прикрепить эту книгу? Или дать прямую ссылку на ресурс ? Я пытался найти в общем доступе, но так и не добился успеха...

Добавлю ясность, мне это нужно для лаб в универе. Я понимаю, что вы все хотите как то спроецировать на ситуацию из реальной жизни... но тут тривиальная задача. Смоделировать систему, потом алгоритм АОПЧ по трем уставкам, далее адаптировать для ПАК РВ и все это проверить.

Тогда лучше пойти по способу, предложенному retriever'ом. Только учтите, в данной моделе есть АРЧВ (помоему называется как-то так: Steam (hydraulic) turbine model with governor), а значит Ваше устройство должно как-то с ним взаимодействовать (либо изменять уставку, либо блокировать и самому рассчитывать сигнал).

Действительно так и есть. Хотя не исключается и паранойя с установкой, как собственно и любой другой ПА...
Все просто до дури ...
Пусть в составе ЭС мощная ГЭС и 2-3 ТЭЦ помельче и вот происходит сброс нагрузки, отключение линии от этого района или АПНУ не сработала и не отключила ГГ и частота полетела с офигенной скоростью, для ТГ какова макс. допустимая частота 53...54 в течении 0,5...03 с и хана лопаткам турбины если не отключит, а у ГГ какая частота выбега 200...250 Гц! и без особого нормирования по времени по сравнению с ТГ. Хоть САР ТГ и реагирует, можно сказать, мгновенно по сравнению с САР ГГ  но они затянут ТГ до срабатывания технологических защит в ползадрыга, что чревато погасанием всех генераторов всех станций, но на страже стоит АОПЧ на этих станциях, а т.к. они локальные автоматики, то и более надёжны.

Посмотри стандарт "Релейная защита и автоматика. Автоматическое противоаварийное управление режимами энергосистем. Устройства автоматики ограничения повышения частоты. Нормы и требования". Там в разделе 5 описаны требования, предъявляемые к устройствам АОПЧ, по ним и накидай себе примерную структурную схему.

Не имел дело с изолированными системами )=

Автоматика выделения ТЭЦ по частоте. Аббревиатура в аббревиатуре.