автореферат диссертации по энергетике, 05.14.02, диссертация на тему:Управление электрическим торможением генераторов для повышения устойчивости межсистемных связей

На правах рукописи

КОРШУН ОКСАНА ВИКТОРОВНА

УПРАВЛЕНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИМ ТОРМОЖЕНИЕМ ГЕНЕРАТОРОВ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ УСТОЙЧИВОСТИ МЕЖСИСТЕМНЫХ СВЯЗЕЙ

Специальность 05.14.02 - Электростанции и электроэнергетические

системы

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Санкт-Петербург - 2006

Работа выполнена на кафедре «Электрические системы и сети» в ГОУ ВПО «Санкт-Петербургский государственный политехнический университет»

Научный руководитель: доктор технических наук,

профессор Смоловик Сергей Владимирович

Официальные оппоненты: доктор технических наук,

профессор Зеккель Анатолий Соломонович

кандидат технических наук, с.н.с. Кац Пинкус Янкелевич

Ведущая организация: ОАО «Северо-западный энергетический

инжиниринговый центр» -Филиал «Севзапэнергосетьпроект -Западсельэнергопроект»

Защита состоится «24» марта 2006 г. в «часов на заседании диссертационного совета К 212.229.02 в ГОУ ВПО «Санкт-Петербургский государственный политехнический университет» по адресу: 195251, г. Санкт-Петербург, Политехническая ул., 29, Главное здание, ауд. 325.

С диссертацией можно ознакомиться в фундаментальной библиотеке ГОУ ВПО «Санкт-Петербургский государственный политехнический университет»

Автореферат разослан « 21 » февраля 2006 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета К 212.229.02 кандидат технических наук

Попов М.Г.

----з

* ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Системообразующая сеть многих энергообъединений Россини сформирована одноцепными BJ1 500 кВ (750 кВ) и параллельными им BJT 220 кВ (330 кВ). Такой сети свойственен качественный, структурный порок: при достаточных запасах статической устойчивости максимального режима в нормальной схеме сети крайне неблагоприятные с точки зрения устойчивости условия работы энергообъединений в послеаварийных режимах, вынуждающие (разумеется, без средств противоаварийного управления) существенно ограничивать загрузку межсистемного сечения, а вместе с тем и выдаваемую с шин передающих станций мощность. Еще на более низком уровне находится предельный по динамической устойчивости межсистемный переток при аварийном отключении ВЛ 500 кВ (750 кВ).

В данных условиях, одним из наиболее эффективных мероприятий является электрическое торможение (ЭТ) генераторов станции, которое по принципу действия может быть как однократным, так и многократным.

При проектировании средств противоаварийного управления с привлечением ЭТ необходимо решать ряд сложных и взаимосвязанных вопросов, в числе которых выбор закона управления ЭТ, определение мощности устройств ЭТ и длительности их подключения. Некорректный выбор указанных параметров приводит к значительному снижению эффективности ЭТ и, в наихудшем случае, к переторможению генераторов и последующему нарушению устойчивости энергосистемы.

Выбор определенного варианта и параметров управления ЭТ должен производиться путем сопоставления значения показателя, характеризующего практическую ценность того или иного решения. Кроме того, сравниваемые варианты должны удовлетворять некоторым ограничениям по технологическим и/или экономическим условиям (критериям).

Все эти обстоятельства заставляют считать вопрос об управлении электрическим торможением актуальным.

Автор выражает признательность памяти профессора Рагозина A.A., под руководством которого выполнена значительная часть исследований. Данная работа была завершена при консультации к.т.н., доцента Попова М.Г.

Цель работы и основные решаемые задачи. Целью работы является комплексное исследование свойств электрического торможения, разработка требований к закону управления электрическим торможением гидрогенераторов, обеспечивающего максимальное значение передаваемой мощности по условию динамической устойчивости; дать оценку эффективности различных видов ЭТ генераторов ГЭС, как средства противоаварийного управления ЭЭС.

Для достижения этой цели в диссертации предложена методика выбора оптимальных параметров управления однократным электрическим торможением, определена взаимосвязь между—величиной—оптимальной мощности ЭТ р'эг и величинами динамичеа о^УЧ^,

С.Петарб;

09

ж

статического (в послеаварийной схеме сети) пределов устойчивости. Выполнена оценка чувствительности оптимальной длительности электрического торможения к виду повреждения на ВЛ, к изменениям схемы и режимам работы электрической сети, а также к воздействию других средств противоаварийной автоматики (ОГ, ОН и др.).

Научная новизна работы.

1. Предложен критерий выбора параметров управления однократным ЭТ. Показано, что из множества управлений ЭТ всегда находится такое управление (/>ТГ.;Т)> которому соответствуют максимум предела динамической устойчивости. Таким условиям отвечает критерий оптимального управления ЭТ.

2. Определена взаимосвязь между величиной оптимальной мощности ЭТ р™т и величинами динамического (в отсутствии ЭТ) и статического (в послеаварийной схеме сети) пределов устойчивости энергосистемы.

3. Разработаны требования к закону управления однократным ЭТ Бурейской ГЭС при аварийной потере ВЛ 500 кВ Бурейская ГЭС -Хабаровская: качественными оценками и расчетными исследованиями выявлена возможность использования однократного ЭТ с фиксированной выдержкой времени.

4. Установлено, что при однократном ЭТ с рекомендуемыми параметрами эффект переторможения роторов в недогруженных режимах малозначителен и в достаточной мере компенсируется возрастанием запаса их статической устойчивости.

5. Выполнена оценка эффективности электрического торможения совместно с действием других средств противоаварийной автоматики (ОГ, ОН, РТ и др.); определено влияния указанных средств противоаварийной автоматики на оптимальную длительность однократного ЭТ.

Методы исследований базируются на комплексном исследовании переходных процессов и теории устойчивости электроэнергетических систем. Использованы современные численные методы, обеспечивающие достоверность полученных в работе результатов.

Практическая ценность и внедрение результатов работы. Результаты исследований, проведенных в диссертационной работе, используются проектными и эксплуатирующими организациями, включая институт Дальэнергосетьпроект, институт Ленгидропроект, Бурейская ГЭС.

Основные положения и разработанная методика противоаварийного управления являются базовыми при ведении режимов и построении принципов противоаварийного управления с привлечением ЭТ, а также при выборе дозировок управляющих воздействий на Зейской и Бурейской ГЭС (на всех этапах ее ввода в эксплуатацию)

Публикации и апробация результатов работы. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на:

- Совещании по вопросу электрического торможения генераторов Бурейской ГЭС (17 июня 2002 г., Хабаровск);

- Экспертном заключении ОАО НИИПТ по вопросу о принципах управления установками электрического торможения гидрогенераторов Бурейской ГЭС (2002 г., Санкт-Петербург);

- VII Всероссийской конференции по проблемам науки и высшей школы «Фундаментальные исследования в технических университетах» (20 -21 июня 2003 года, Санкт-Петербург);

- Научно-технической конференции «Формирование технической политики инновационных наукоемких технологий» (14 - 16 июня 2003 года, Санкт-Петербург);

- Совещании по состоянию проектирования средств общесистемного назначения в составе проекта заходов ВЛ 500 кВ на Бурейскую ГЭС (1-3 июля 2003 г., Хабаровск);

- Научно-технической конференции «Формирование технической политики инновационных наукоемких технологий» (16 - 18 июня 2005 года, Санкт-Петербург).

По теме диссертации опубликовано четыре печатные работы.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения, списка литературы из 134 наименований и двух приложений. Объем работы включают в себя 166 страниц, 3 таблицы, 84 рисунка.

Во введении обосновывается актуальность работы, формулируются ее цели и основные задачи, приводятся положения, отражающие научную новизну и практическую значимость диссертации.

Глава 1. Исследование свойств электрического торможения ЭЭС простой структуры. В первой главе вводится понятие оптимального управления однократным ЭТ, под которым понимаются такие мощность устройств ЭТ р^г и длительность их подключения , которые обеспечивают максимальное значение передаваемой мощности по условиям динамической устойчивости.

Для анализа оптимальных параметров управления однократным ЭТ определены аналитические зависимости угловых характеристик мощности генераторов системы, показанной на рис.1 (при следующем допущении: узлы 6 и 7 объединяются и замещаются шинами бесконечной мощности (и=сот1). Представление генераторов неизменной э.д.с. Е\ =сот1 (постоянство потокосцепления обмотки возбуждения) позволяет воспользоваться известным выражением мощности генератора:

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Рис 1. Расчетная схема электроэнергетической системы и ее основные параметры (S6m = 10000 MBA)

Р1ЕурГЖ = 1 Q+iI.7920 3 «■ °'4724+'l5-QI8° $

2 x 0,0335 0-m ~ .500 кВ \

0,0300 \y UL)~L""o;o30o"t ------H 7*) vR 1

1

0,0367

500 кВ

15 75 кВ

0+12.4452 0,4600

PlSfpnc- 2 0+j 1.5236 2x0,0335 о,06508 ,

о,о,45 S—О>t ......-..... '0,<

Ж

I

0+)2.4452 0,4600

4

220 кВ,

i

5r8072+[26.4461 0,0188

15,75 кВ

'0,0145 J

I,

5Г

O+jO.8318 0.04565

GD~~©

0+j0'4,59^0,5KB 0,l+j0,0425 0,l+j0,0425 (0,27+30,115) (0,27+j0,115)

Pcucm = 0,2

m

В скобках приведены значения параметров отвечающих увеличенной мощности приемной части энергосистемы 0.4724+/5.0180 _ активные и индуктивные сопротивления линий 0,0367 емкостная проводимость линии

0+/2.4452 _ активные и индуктивные сопротивления трансформатора 0,4600 коэффициент трансформации трансформатора

При подключении устройств ЭТ, имеющих проводимость gэr, общее выражение для мощности генератора имеет окончательный (опуская промежуточные преобразования) вид (без учета специфики повреждения):

и

Я

Р =-

Sinai,

2 Е\—cos(S - a,iXxq - xV) sin a,,

Zl2

Zll

Z 11

U2cos2(S-anXxq-x'j)2

sinon

I--U, - x'j)

E\U sin(g-g|2)

2

ZuZn

гн

1 C0S"'l, , 4

1--\Xq-Xj)

Zu

U2 cos(<? - аиХх, - x'd) sm(^-a,2)

2

zn

(2)

На рис. 2 показаны угловые характеристики мощности, построенные по выражениям (1) и (2), соответственно, для нормального (Рир) и послеаварийного режимов (Рпар) и при подключении устройств ЭТ различной мощности (РЭт=(0,05 ...0,3)Р„ОМ).

Рис. 2 Угловые характеристики мощности генераторов отправной системы

номинальной мощности, Рном) находится такое управление (рЗГлэГ). которому отвечает максимум предела динамической устойчивости, При этом величина Рщ,д равна статическому пределу передаваемой мощности в послеаварийной схеме сети Рпр ст та- Это, неформулированное ранее, положение вытекает из свойств самого объекта и следует из метода площадей. Действительно, всегда можно подобрать такую мощность устройств ЭТ и длительность их подключения, при которых оказывается возможным удовлетворить критерию динамической устойчивости (равенству площадок ускорения и торможения роторов) при переходе к послеаварийному режиму, соответствующему пределу передаваемой мощности (рис.3 наглядно иллюстрирует сказанное при Рэт=0,1Рном).

Физически это означает, что приобретенный роторами запас энергии во время восстановительного периода до критического по условиям устойчивости значения взаимного угла 8кр будет полностью поглощен торможением. Необходимая длительность торможения при этом в точности соответствует времени достижения максимума взаимного угла между роторами генераторов отправной и приемной части энергообъединения. Требуемая мощность управления р°"7 в заметной мере зависит от конкретных

условий работы межсистемной электропередачи, установленной мощности и месторасположения станции с устройствами ЭТ в системе. Слабая зависимость (см. рис. 3) пределов динамической устойчивости от характера повреждения ВЛ 500 кВ обусловлена малым весом к.з. (не более 4%) в суммарном возникающем воздействии, порождаемого ослаблением сечения .

Рис. 3. Выбор оптимальной мощности ЭТ на основе метода площадей

Существует определенная взаимосвязь между величиной />ЗГ, соответствующей экстремуму предела динамической устойчивости, и коэффициентом

(Рпр ~ Рпр) / Рпр ) (3)

как меры сопоставления динамического и статического пределов устойчивости, характеризующей влияние конкретных условий функционирования системы и аварийного возмущения на динамическую устойчивость перехода к новому установившемуся режиму. Чем выше иными словами, чем больше расхождение между динамическим (в отсутствии ЭТ) и статическим (в послеаварийной схеме сети) пределами устойчивости, тем больше мощность управления />"". В соответствии с этим положением, мощность р"т заметно возрастала (см. табл. 1) с уменьшением числа работающих машин и, соответственно, с увеличением их исходной загрузки.

Таблица № 1. Значения коэффициента к,, и оптимальной мощности р™" в зависимости от числа работающих машин

Ротпр* МВт к„ ?Т

без к.з, простой переход 2-фазное на землю к.з. вблизи шин станции (Ъ,=0,12с) без к.з, простой переход 2-фазное на землю к.з. вблизи шин станции О« з=0,12с)

4x335 0,189 0,211 0,1Р„„„ 0,1 Ршш

3x335 0,202 0,225 О.^Рном 0,15Ртм

2x335 0,218 0,253 0,2Р„Ом О.ЗРиом

В результате расчетных исследований с привлечением полных (с учетом малоинерционных звеньев АРВ) моделей генераторов установлено, что оптимальное в смысле устойчивости управление ЭТ отвечает условиям: Р5Г = О,\РН0М, № = 1,2-1,4 с (см. рис. 4).

Рис. 4. Изменение предельных по условию динамической устойчивости значений передаваемой мощности (относительно Р„р ст те) в зависимости от параметров

управления ЭТ

к.з. (простой переход) ВЛ 500 кВ

Важным в практическом отношении является и тот факт, что при однократном ЭТ с оптимальными параметрами управления эффект переторможения роторов в недогруженных (допредельных по динамической устойчивости) режимах малозначителен, и в достаточной мере компенсируется возрастанием запаса их статической устойчивости; опасности нарушения устойчивости во втором и последующих циклах качаний углов практически не существует.

Дальнейшее повышение предельного по динамической устойчивости перетока возможно при применении более интенсивных способов управления таких как, многократное ЭТ совместно с управлением мощностью турбин передающей части ЭЭС. На рис. 5 приведены зависимости изменения пределов (относительно РпрСтпав) по передаваемой мощности в ¥-ом сечении

Рис. 5. Изменение предельных значений передаваемой мощности АР у при разгрузке турбин с учетом ограничений по нагреву резисторов ЭТ

от установленной мощности резисторов ЭТ с учетом ограничений по условиям их термической стойкости при различном составе агрегатов отправной системы. Дополнительный эффект от многократного ЭТ при наложении указанных ограничений малозначителен (не более 12 % при работе в передающей часта системы 4-х генераторов и не более 7 % при 2-х генераторах). В то же время, при многократном ЭТ значительно усложняется управление и повышаются требования к коммутационной аппаратуре, в связи с чем целесообразность его во многом утрачивается.

Глава 2. Исследование свойств электрического торможения сложных ЭЭС. В качестве сложного энергообъединения рассматривалась объединенная энергосистема (ОЭС) Востока. Расчетная схема ОЭС Востока включает в себя несколько достаточно крупных, соизмеримых по установленной мощности энергосистем, соединенных протяженными (протяженность энергообъединения около 2000 км) межсистемными связями: одноцепной ВЛ 500 кВ (на период 2005 года) и параллельными ей BJI220 кВ. Преимущественное направление межсистемного перетока из Амурской энергосистемы (западная часть ОЭС), в составе которой две крупные гидроэлектростанции, - Бурейская ГЭС (установленная мощность, /"»<«-4x335 МВт) и Зейская ГЭС (РН1Ш=6x215 МВт), в приемные -Хабаровскую и Дальневосточную энергосистемы. Результаты оценочных расчетов предельных по передаваемой мощности режимов при различных состояниях участков цепи 500 кВ Зейская ГЭС - Амурская - Бурейская ГЭС -Хабаровская показали, что в формируемой в 2005 году схеме выдачи мощности Бурейской ГЭС (одна цепь 500 кВ и две цепи 220 кВ Бурейская

ГЭС - Хабаровская) предельный по статической устойчивости переток мощности в V сечении достаточно высокий, РУпр-\150 •«- 1760 МВт. Недостижимость указанной величины следует из того факта, что определяющая его всецело (при заданных мощностях тепловых станций и нагрузках сети) суммарная загрузка Бурейской и Зейской ГЭС заметно превысила их суммарную установленную мощность (см. табл. 2). Аварийное отключение межсистемной ВЛ 500 кВ Бурейская ГЭС-Хабаровская приводит к резкому ослаблению сечения Амурэнерго-Хабаровскэнерго, обуславливая снижение более чем в два раза предельного по статической условиям устойчивости перетока (см. табл. 2). Еще на более низком уровне находятся предельный по динамической устойчивости межсистемный переток при аварийном отключении ВЛ 500 кВ БГЭС - Хабаровская и соответствующая ему суммарная загрузка станций.

Таблица № 2 Предельные значения передаваемой мощности в сечении V ОЭС Востока. Зимний максимум нагрузок 2005 г

Конфигурация электрической сети Предел по статической устойчивости Предел по динамической устойчивости

Pv, МВт Ps гэс, МВт Pv, МВт Ре гэс, МВт

нормальный режим 1750- 1760 2640 - -

аварийное отключение ВЛ 500 кВ БГЭС - Хабаровская 670-720 1620-1680 590-630 1450-1490

При аварийных отключениях ВЛ 500 кВ БГЭС - Хабаровская возникает естественное стремление прежде всего применять ЭТ генераторов БГЭС (точка энергообъединения с наибольшим нарушением баланса). Установлено, что как и в системы простой структуры, из множества управлений ЭТ находится такое управление (ЯэТ.'эГХ которому отвечает максимум предела динамической устойчивости, Рпрд (параметру Р„рд соответствует предельная загрузка БГЭС при Рзгэс^1080 МВт) (см. рис. 6). Оптимальному, в смысле устойчивости, и малочувствительному к виду повреждения на ВЛ БГЭС - Хабаровская управлению ЭТ генераторов БГЭС в заданных условиях функционирования ОЭС отвечают: = (0,25 +0,3)Ртм, = 1,4*1,6 с. При этом управлении удается поднять предельный по динамической устойчивости переток на 100-й 20 МВт и практически уравнять его со статическим пределом послеаварийного режима

На основе качественных оценок и расчетных исследований (см. табл.3) выявлена слабая чувствительность положения координаты экстремума характеристик р*„р =/ (1Эт) к изменениям схемы и режимам сети, что предопределяет возможность использования однократного ЭТ с фиксированной выдержкой времени и существенного упрощения принципов управления.

Рис. 6. Предельная по условию динамической устойчивости загрузка БГЭС при аварийном отключении ВЛ 500 кВ БГЭС-Хабаровская в зависимости от параметров

управления ЭТ

а) без к з., простой переход б) двухфазное на землю к.з. вблизи шин БГЭС

длительностью 0,12 с

Для реализации другого подхода к настройке ЭТ - по параметрам переходного процесса - было проведено тщательное изучение переходных характеристик, учитывающее влияние на протекание переходного процесса, как вида возмущающего воздействия, так и влияния, вносимого управляющими воздействия (ЭТ, ОГ, ОН) от средств ПА. Анализ переходных характеристик собственных параметров генераторов Бурейской ГЭС

Таблица № 3. Влияние схемных и режимных параметров на смещение экстремума характеристики =/Оэг) при р™ =0,1Р„ОЖ

изменение состояния схемы вывод в ремонт ВЛ 500 кВ Амурская - Бурейская ГЭС /Т =1,6 -1,8 с

вывод в ремонт одной цепи ВЛ 220 кВ головного участка сетевого транзита 220 кВ Бурейская ГЭС -Хабаровская ГэГ=1,6с

влияние режима сети снижение в 2 раза потребляемой мощности нагрузок, подключенных непосредственно к сетевому транзиту 220 кВ /Т=',6с

перераспределение мощности между Зейской и Бурейской ГЭС ЯГ =1,6-1,7 с

(абсолютного угла, скольжения, электромагнитной мощности) при аварийной потере ВЛ БГЭС - Хабаровкая показал, что использование данной совокупности параметров для целей управления является практически неразрешимой задачей. Обнаруживающиеся здесь трудности связаны с существенной зависимостью характера изменения абсолютных параметров от вида возмущения (см. рис.7).

Достаточно представительным параметром, отображающим относительное перемещение роторов генераторов отправной и приемной части энергообъединения, является суммарный межсистемный переток мощности по сечению V, либо переток только по BJI 220 кВ Архара -Тарманчук (узлы 65, 66), либо переток по BJI 220 кВ Бурейская ГЭС -Завитая (узлы 22, 62). Форма изменения кривых этих перетоков в переходном процессе, как следует из рис. 7, подчинена определенным закономерностям и остается практически неизменной при различных видах возмущающих и управляющих воздействий. Определение момента отключения устройств ЭТ можно произвести как по признаку нарастания перетока до заданной уставки, так и в сочетании с другими признаками, вводя, например, дополнительный сигнал по производной перетока. Однако, в целях повышения надежности, управление ЭТ по параметрам переходного процесса необходимо дублировать однократным ЭТ с фиксированной настройкой.

Рис. 7. Переходные характеристики режимных параметров при потере связи Бурейская ГЭС - Хабаровская в предельных по динамической устойчивости режимах.

Одним из принципиальных соображений, вытекающим из работы, является независимость в действии ЭТ на Бурейской ГЭС и Зейской ГЭС. По условиям динамической устойчивости при работе ЭТ на ЗГЭС не требуется подключать ЭТ на БГЭС и наоборот, при работе ЭТ на БГЭС не требуется применение ЭТ на ЗГЭС. Более того, при аварийном отключении ВЛ 500 кВ ЗГЭС - Амурская включение ЭТ на БГЭС является вредным мероприятием т.к. генераторы БГЭС при этой аварийной ситуации и без того

подтормаживаются (при отключении ВЛ ЗГЭС - Амурская Бурейская ГЭС остается синхронно связанной с приемными энергосистемами системами).

Глава 3. Исследование однократного ЭТ совместно с действием других средств протнвоаварнйной автоматики.

Как уже отмечалось, применением ЭТ удается поднять предельный по динамической устойчивости переток по рассматриваемому сечению при аварийной потере ВЛ БГЭС - Хабаровская до статического предела послеаварийного режима, однако загрузка БГЭС при этом остается меньше ее установленной мощности (Руст бгхг4 х335 МВт). Для более эффективного использования имеющихся мощностей БГЭС необходимо применять однократное ЭТ совместно с действием других средств противоаварийного управления ЭЭС: отключение генераторов (ОГ), отключение нагрузки (ОН) в приемной части энергообъединения и автоматическое повторное включение (АПВ) межсистемной ЛЭП. Эффективность сочетания ЭТ, ОГ и ОН несколько ниже суммы эффективностей этих средств, выполняемых раздельно. Однако, в целом эффект довольно значительный и предельный по динамической устойчивости переток в зависимости от типа повреждения на ВЛ БГЭС - Хабаровская доходит до уровня Р„р = (1,32-И ,36) Р„р ст тв при Рог = 300 МВт на Бурейской ГЭС и Рон = 280 МВт. Соответствующая Рпр загрузка Бурейской ГЭС в период зимнего максимума нагрузок 2005г. - Регэс = (0,52 + 0,54) Руст бгэс (см. рис. 8). При выполнении ЭТ мощностью ру" в сочетании с ОГ БГЭС либо с ОГ и ОН, предельный по условиям динамической устойчивости переток в V сечении достигается при той же длительности ЭТ (см. рис. 9), как и в отсутствии ОГ и ОН.

Рис. 8. Максимальная загрузка БГЭС при аварийном отключении ВЛ 500 кВ БГЭС-Хабаровская и действии ЭТ (Рэт=0,3 Риом) совместно ОГ и ОН

Рпрд/Руст 0,6 -—

0,5

0,4 •

0 Д-и-и-и—

фактор

Оптимальная длительность ЭТ генераторов, при которой достигается максимум предела динамической устойчивости в случае успешного ТАПВ

(/1?7'л/7я=0,6...0,8 с) ВЛ 500 кВ Бурейская ГЭС - Хабаровская, практически совпадает с величиной /Т при аварийной потере линии и составляет /37 =1,4 + 1,6 с. В случае успешного БАПВ (А1бапв=0,42 с) длительность ЭТ генераторов, при которой был достигнут максимум предела динамической устойчивости- ?эг = 1,0 -ь 1,2 с; однако, сохранение выбранной настройки ЭТ (^=1,6 с) предпочтительней в целях упрощения автоматики, даже при незначительном, с практической точки зрения, сужении области устойчивости (не более 2%). При успешных АПВ загрузка Бурейской ГЭС (в зависимости от Л(АПВ) обеспечивается при загрузке БГЭС Рцгэс = (0,52 0,75) руст бгэс (см. рис.10). При успешном ОАПВ В Л БГЭС - Хабаровская (^оапв~0,6 с) динамическая устойчивость энергообъединения обеспечивается при загрузке Бурейской ГЭС, равной ее установленной мощности без каких-либо средств ПА Рбгэс ~ Руст бгэс', с применением только ЭТ генераторов БГЭС {Ьт=\,6 с) загрузка Бурейской ГЭС превысила ее установленную мощность на 5 % (см. рис.10).

Рис. 9. Максимальная загрузка БГЭС при аварийном отключении ВЛ 500 кВ

БГЭС-Хабаровская, 2 ОГ БГЭС и ОН. РЭтбпс=Ъ,ЪРи„„

Рис 10. Максимальная загрузка БГЭС при аварийном отключении ВЛ 500 кВ БГЭС-Хабаровская и успешном АПВ. Рэтвпхг'О^Рнгш

0 0,4

1,2 1,6 2

Рпр д/Руст

Й5

§2

фкюр

Быстродействие автоматики в выполнении ОГ и ОН при неуспешном ОАПВ играет важную роль в повышении предела динамической устойчивости только в отсутствии ЭТ. При применении ЭТ генераторов негативное влияние задержки ОГ и ОН на предел динамической устойчивости не столь заметное, как в отсутствии ЭТ (см. рис. 11).

Предельные по динамической устойчивости перетоки в рассматриваемом сечении при двухфазном на землю к.з. на ВЛ 500 кВ Бурейская ГЭС - Хабаровская, отключаемых быстродействующими защитами, и том же типе повреждения с неуспешным БАПВ достаточно

близки друг к другу (р%= 390 МВт и р"„Р= 380 МВт соответственно), т.к. возмущающие воздействия, обусловленные как первым кратковременным (¿„=0,12 с) к.з., так и повторным к.з. той же длительности после паузы АПВ, имеют малый вес (не более 5 %) в общем объеме возмущающего воздействия, определяемого, главным образом, самим фактом отключения линии. Несколько большее расхождение в пределах динамической устойчивости в двух сравниваемых расчетных случаях имело место при применении ЭТ совместно с ОГ Бурейской ГЭС в сочетании с ОН приемной части ОЭС.

Рис. 11. Максимальная загрузка БГЭС Рис. 12. Максимальная загрузка БГЭС при

при неуспешном ОАПВ ВЛ 500 кВ Бурейская ГЭС - Хабаровская (1олпв=0,6 с). 2 ОГ БГЭС и ОН.

РзТБГЭС^^Риом

1он=0,3 с юг=0 Юн"! ,02 с 1ог"0,72с

0,4 0,8 1,2 1,6

аварийном отключении ВЛ 500 кВ БГЭС-Хабаровская и неуспешном АПВ и при отказе одного полюса выключателя и действием УРОВ. Рэтегэс=0,ЗР„о„

Рнр й/Руст

0,7

0,6 0,5 0,4 0,3 ■ 0.2 0.1 0

а *

** л

53

« ¡5

%

§0 х> и

фактор

л» ®

Р

Снижение предельной величины перетока мощности в сечении V, пусть даже не столь значительное (около 8 %), вызванное задержкой в ОГ и ОН, на общем фоне достаточно низкого уровня динамической устойчивости ОЭС при неуспешном АПВ ВЛ Бурейская ГЭС - Хабаровская нельзя считать приемлемым, несмотря на заметный выигрыш в устойчивости в случае успешного действия АПВ (рис. 10, рис. 12). В этой связи выполнение ОГ и ОН должны производиться немедленно после возникновения возмущения, чтобы избежать чрезмерной интенсивности управляющих воздействий в случае неблагоприятного развития первоначального возмущения.

При двухфазных к.з. на землю на ВЛ БГЭС - Хабаровская с отказом одного полюса выключателя и действием УРОВ (?утов=0,4 с) при совместном действии ЭТ генераторов Бурейской ГЭС и реальных объемах ОГ и ОН предельный по динамической устойчивости переток в сечении составил Р„р = 1,25 Рпрсттв; соответствующая ему загрузка Бурейской ГЭС - Рбгэс = ¡),АЪРуст ¿гэс (см. рис. 12).

Следует отметить, что во всех рассмотренных выше случаях предел динамической устойчивости заметно возрастает при сочетании ЭТ генераторов Бурейской ГЭС и ОГ Зейской ГЭС (см. рис. 8, рис. 12). Данный факт объясняется тем, что при выполнении ОГ на Зейской ГЭС происходит разгрузка всего сетевого транзита Зейская ГЭС - Бурейская ГЭС -Хабаровская, а не части его, как в случае выполнения ОГ на Бурейской ГЭС. Кроме того, при ОГ Зейской ГЭС максимум предела динамической устойчивости в случае многофазных к.з. на BJI Бурейская ГЭС - Хабаровская достигается при несколько сниженной длительности торможения генераторов Бурейской ГЭС (f37=1,0 + 1,2с). Поэтому при выборе настройки ЭТ следует принимать компромиссное решение (¿37=1 >4 с), с тем чтобы во всех случаях аварийной потери линии минимизировать отклонения пределов динамической устойчивости от их максимально достижимых значений.

Глава 4. Совершенствование методов и программного обеспечения исследований динамической устойчивости ЭЭС.

Реализованные в программном комплексе математические модели, ориентированные на решение как исследовательских, так и эксплуатационных задач устойчивости и переходных режимов ЭЭС, в отличие от традиционного математического обеспечения, предусматривают:

- адекватное математическое описание переходных процессов генераторов (с учетом многоконтурного представления демпферных контуров, различия сверхпереходных сопротивлений по продольной и поперечной осям и др.);

- возможность при проведении первичных исследований (экономичных в вычислительном аспекте) представления генераторов упрощенными моделями - постоянством потокосцеплений обмоток возбуждения (Vf=const);

- отображение реальных динамических характеристик АРВ генераторов, регуляторов частоты и активной мощности гидравлических и паровых турбин;

- моделирование двигательной нагрузки в форме уравнений, записанных в синхронных осях или в осях d, q одного из генераторов. Здесь особо следует указать на некорректность широко распространенного в программных комплексах обобщенного представления нагрузки статическими характеристиками, и обусловленного этим искусственного завышения порядка системы дифференциальных уравнений в связи с необходимостью дифференцирования фазового угла для выделения частоты напряжения узла нагрузки.

Существующая версия программного обеспечения реализована с использованием высокоуровневых объектно - ориентированных языков программирования: Borland® Delphi 7.0 и Borland® С++ 5.2, что легко позволяет вносить любые дополнительные коррективы в реализацию моделей элементов ЭЭС.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Предложен критерий выбора параметров управления однократным ЭТ. На основе аналитических и расчетных исследований установлено, что из множества управлений ЭТ всегда находится такое оптимальное управление (рТ./Т). которому отвечает максимум предела динамической устойчивости. Оптимальным управлением удается поднять предельный по динамической устойчивости переток и уравнять его со статическим пределом послеаварийного режима. Необходимая длительность торможения соответствует времени достижения максимума взаимного угла между роторами генераторов отправной и приемной части энергообъединения.

2. Разработаны требования к закону управления однократным ЭТ Бурейской ГЭС при аварийной потере ВЛ 500 кВ Бурейская ГЭС -Хабаровская. Выявленная на основе качественных оценок и расчетных исследований слабая чувствительность положения координаты экстремума характеристик р% =/ (¡эт) к изменениям структуры, режимам работы электрической сети и к виду повреждения на ВЛ, определяет использование однократного ЭТ с фиксированной выдержкой времени.

3. Определена взаимосвязь между величиной оптимальной мощности ЭТ и величинами динамического (в отсутствии ЭТ) и статического (в послеаварийной схеме сети) пределов устойчивости: чем больше расхождение между динамическим и статическим пределами устойчивости, тем больше мощность управления р^". Данное положение исходит из физических свойств объекта (для двухмашинного эквивалента легко поясняется с помощью критерия площадей) и подтверждалось результатами расчетов.

4. Установлено, что при однократном ЭТ с оптимальными параметрами эффект переторможения роторов в недогруженных (допредельных по динамической устойчивости) режимах малозначителен и в достаточной мере компенсируется возрастанием запаса их статической устойчивости; опасности нарушения устойчивости во втором и последующих циклах качаний углов практически не существует.

5. Определено, что при совместном выполнении управляющих воздействий - ЭТ, ОГ (отключение части генераторов), ОН (отключение нагрузки в приемных энергосистемах), - максимальный эффект с точки зрения устойчивости при выбранной мощности рф достигается практически при той же длительности ЭТ, как и в отсутствии ОГ и ОН. Наличие такого свойства управления в конкретных условиях функционирования ОЭС дает возможность существенного упрощения алгоритма управления ЭТ и его реализации.

6. Выполнена оценка эффективности многократного ЭТ. Дополнительный эффект от многократного ЭТ (разумеется, совместно с разгрузкой турбин) может быть достигнут при тормозной мощности, большей значения р™, полученного для однократного ЭТ.

По теме диссертации опубликованы работы:

1. Рагозин A.A., Коршун О.В. Действенность сочетания электрического торможения и разгрузки гидрогенераторов в повышении устойчивости энергообъединения. // Труды СПбГТУ. Фундаментальные исследования в технических университетах: Материалы VII Всероссийской конференции по проблемам науки и высшей школы. 20-21 июня 2003 года, Санкт-Петербург. - СПб.: СПбГПУ, - 2003, - с. 192-193.

2. Рагозин A.A., Коршун О.В. Применение электрического торможения генераторов для повышения устойчивости межсистемных электропередач. // Труды СПбГТУ. Фундаментальные исследования в технических университетах: Материалы VII Всероссийской конференции по проблемам науки и высшей школы. 20-21 июня 2003 года, Санкт-Петербург. - СПб.: СПбГПУ,-2003,-с. 193-194.

3. Рагозин A.A., Коршун О.В. Исследование свойств управления электрическим торможением генераторов в крупных энергообъединениях (на примере ОЭС Востока). // Формирование технической политики инновационных наукоемких технологий: Материалы науч-тех. конф. СПб.: Изд-во СПбГПУ, - 2003, - с. 162-167.

4. Коршун О.В., Попов М.Г. К вопросу об эффективности применения многократного электрического торможения протяженных энергообъединений. // Формирование технической политики инновационных наукоемких технологий: Материалы науч-тех. конф. СПб.: Изд-во СПбГПУ, -2005, -с. 86-93.

Отпечатано в Институте инноватики Санкт-Петербургского государственного политехнического университета

I

Подписано в печать 16.02.2006 Тираж 100 экз.

Объем 1,25 усл. п. л. Заказ №37/06

195251, Санкт-Петербург, Политехническая ул., 29

âcfé?

38 6 8

ВВЕДЕНИЕ.

1. ИССЛЕДОВАНИЕ СВОЙСТВ ЭЛЕКТРИЧЕСКОГО ТОРМОЖЕНИЯ ЭЭС ПРОСТОЙ СТРУКТУРЫ.

1.1. Выбор параметров управления однократным электрическим торможением генераторов станции. Понятие оптимального управления.

1.2. Влияние схемных и режимных параметров сети на выбор оптимальных параметров управления однократным ЭТ.

1.3. Особенности управления многократным ЭТ. Выбор параметров и закона управления.

1.4. Выводы.

2. ИССЛЕДОВАНИЕ СВОЙСТВ ЭЛЕКТРИЧЕЧКОГО ТОРМОЖЕНИЯ СЛОЖНЫХ ЭЭС.

2.1. Выбор оптимальных параметров управления однократным ЭТ генераторов в сложной схеме системы (на примере ОЭС Востока).

2.2. Особенности управления однократным электрическим торможением генераторов в электрически разобщенных узлах передающей системы.

2.3. Переходные характеристики режимных параметров генераторов и возможности их использования для настройки ЭТ.

2.3.1. Переходные характеристики собственных (абсолютных) параметров генераторов Бурейской ГЭС при аварийной потере ВЛ БГЭС - Хабаровская.

2.3.2. Переходные характеристики взаимных параметров при аварийной потере ВЛ БГЭС - Хабаровская.

2.4. Выводы. „

3. ИССЛЕДОВАНИЕ ОДНОКРАТНОГО ЭЛЕКТРИЧЕСКОГО ТОРМОЖЕНИЯ СОВМЕСТНО С ДЕЙСТВИЕМ ДРУГИХ СРЕДСТВ ПРОТИВОАВАРИЙНОЙ АВТОМАТИКИ.

3.1. Анализ эффективности и выбор управляющих воздействий электрического торможения совместно с отключением генераторов.

3.2. Анализ эффективности сочетания электрического торможения, отключения генераторов и отключения нагрузки.

3.3. Выбор управляющих воздействий при успешном и неуспешном

3.3.1. Предел динамической устойчивости при повреждениях на ВЛ 500 кВ Бурейская ГЭС - Хабаровская с успешным АПВ и

О АПВ.

3.3.2. Пределы динамической устойчивости и выбор управляющих воздействий при неуспешном ОАПВ ВЛ 500 кВ Бурейская ГЭС - Хабаровская.

3.3.3. Пределы динамической устойчивости и выбор управляющих воздействий при неуспешном АПВ В Л 500 кВ Бурейская ГЭС -Хабаровская.

3.3.4. Пределы динамической устойчивости при двухфазных к.з. на землю на В Л 500 кВ Бурейская ГЭС - Хабаровская с отказом одной фазы выключателя и действием УРОВ; выбор управляющих воздействий.

3.4. Эффективность разгрузки гидротурбин совместно с другими управляющими воздействиями.

3.5. Анализ эффективности электрического торможения и экстренного управления мощностью турбин приемной части ЭЭС.

3.6. Выводы.

4. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДОВ И ПРОГРАММНОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ ИССЛЕДОВАНИЙ ДИНАМИЧЕСКОЙ УСТОЙЧИВОСТИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ.

4.1. Основные аспекты и принципы моделирования ЭЭС при изучении их динамических режимов.

4.2. Моделирование синхронных машин, систем возбуждения и АРВ.

4.3. Моделирование турбин и их систем управления.

4.4. Моделирование пассивных элементов электрических сетей.

4.5. Моделирование аварийных ситуаций и действия противоаварийной автоматики

4.6. Формирование общей структуры уравнений и процедура нахождения правых частей.

4.7. Краткая характеристика программного обеспечения исследования динамической устойчивости ЭЭС.

4.8. Выводы.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ РАБОТЫ.

Системообразующая сеть многих энергообъединений Россини сформирована одноцепными ВЛ 500 кВ (750 кВ) и параллельными им BJI220 кВ (330 кВ). Такой сети свойственен качественный, структурный порок: при достаточных запасах статической устойчивости максимального режима в нормальной схеме сети крайне неблагоприятные с точки зрения устойчивости условия работы энергообъединений в послеаварийных режимах, вынуждающие (разумеется, без средств противоаварийного управления) существенно ограничивать загрузку межсистемного сечения, а вместе с тем и выдаваемую с шин передающих станций мощность. Еще на более низком уровне находится предельный по динамической устойчивости межсистемный переток при аварийном отключении BJT 500 кВ (750 кВ).

Одним из наиболее эффективных мероприятий в указанном случае является электрическое торможение (ЭТ) генераторов станции [1-3]; виды торможения и способы его реализации могут быть весьма разнообразными.

Механическое торможение заключающееся в непосредственном уменьшении механического момента на валу как за счет использования специальных устройств, так и тормозных колодок [4], широкого развития не получило в силу ряда ограничений, накладываемых на величину достигаемого тормозного момента, точности управления и допустимой длительности торможения.

Электрическое торможение (ЭТ), выполняемое путем подключения нагрузочного сопротивления (НС), может быть как управляемым, так и неуправляемым. Последнее имеет место, например, при включении резисторов в нейтраль трансформаторов [5,6,8] или же при подключении резисторов между нейтралями параллельных ветвей обмоток генераторов, соединенных с первичными обмотками трансформаторов по специальной схеме [9], что позволяет в ряде случаев повысить предел динамической устойчивости электропередачи на 20 - 40 % [5].

Управляемое ЭТ осуществляется кратковременным подключением резисторов последовательно либо параллельно статорным цепям генераторов [10-18] в соответствии со схемами, предложенными Бергваллом [8,19,20].

Последовательное ЭТ нашло применение на гидрогенераторах капсульного типа, характеризующихся малыми постоянными инерции [13,14,75]. Использование специальных быстродействующих выключателей [14,21] обеспечивает оптимальное управляющее воздействие, компенсирующее аварийное возмущение.

При разработке устройств ЭТ параллельного типа необходимо решать ряд вопросов, связанных с выбором места включения НС [15,22,23], их мощности [15,16,22-24], типа и параметров НС [23], времени торможения [5,15-18,23,26-29], а также закона управления ЭТ [16-18,22,27-35,39,40,5457].

Подключение НС к шинам высшего напряжения станции уменьшает количество необходимой коммутирующей аппаратуры и упрощает компоновку устройств ЭТ. Их номинальная мощность, при этом, не зависит от количества генераторов, находящихся в работе и может варьироваться лишь изменением числа подключенных резисторов. Однако, как показали натурные испытания при действии ЭТ на Волжской ГЭС им. В.И. Ленина и на Братской ГЭС [16-18], в таком случае выдвигаются весьма жесткие требования к выбору момента отключения НС и создается реальная возможность переторможения и нарушения устойчивости во втором цикле качания угла.

С этих позиций более приемлемым представляется подключение резисторов на генераторном напряжении, т.е. создание автономных установок для каждого из генераторов [2,38,59,60]. Мощность ЭТ тогда автоматически изменяется в зависимости от числа находящихся в работе агрегатов.

Наиболее простой вид ЭТ - однократное ЭТ, предназначенное для сохранения устойчивости при первом нарастании угла [16-18,24,33,45]. ь

Известны также двухкратное ЭТ (второе включение - при неуспешном БАПВ [24,27]), ЭТ для демпфирования послеаварийных качаний [39] и многократное ЭТ [25,34,36,37,40,48,54- 57].

Дозировка параллельного ЭТ может осуществляться двумя способами/ Первый из них предполагает программное управление (законы «разомкнутого» типа), по которому резисторы однократно включаются на время, равное одной из заранее заданных дискретных уставок [5,16-18,31,45,49,60]. В [31] для упрощения закона управления ЭТ предложен вероятностный подход к его выбору, что позволяет обойтись минимальным числом уставок [2]. Второй способ использует для определения длительности ЭТ текущую информацию об изменении параметров переходного процесса (законы «замкнутого» типа); торможение может быть как ' однократным [24,30,32], так и многократным [29,33-37,48,54-57].

В настоящее время промышленная установка ЭТ эксплуатируется на Зейской ГЭС [2,45,49,57], индивидуальные бетэловые резисторы [46,47,58,59] которой имеют суммарную мощность 324 МВт (по 54 на каждом из шести генераторов) и подключаются на шины генераторного напряжения через быстродействующие элегазовые выключатели. Первоначально на станции применялось однократное ЭТ параллельного типа с программным законом управления резисторами, замененное впоследствии управлением ЭТ по параметрам переходного режима (углу, скольжению, производной скольжения) [48, 54-57].

Тем не менее, несмотря на многочисленные работы и исследования, не достаточное внимание уделено вопросу определения мощности и длительности ЭТ, при которых достигается максимум предела динамической устойчивости. В тоже время, некорректный выбор этих параметров приводит к значительному снижению эффективности ЭТ.

Вопросы применения многократного ЭТ с позиции возможного повышения предела динамической устойчивости рассматривались и ранее в ряде научных публикаций, начиная с 60-х годов. Однако, практически в каждой из этих работ уделялось внимание лишь качественной стороне вопроса; обсуждались лишь умозрительно потенциальные возможности многократного ЭТ. Количественная оценка эффективности применения многократного ЭТ не проводилась. Так, в работе [36] не ясным остался вопрос взаимосвязи мощности устройств ЭТ с эффективностью многократного ЭТ.

Целью работы является комплексное исследование свойств электрического торможения, разработка требований к закону управления электрическим торможением гидрогенераторов, обеспечивающего максимальное значение передаваемой мощности по условию динамической устойчивости; дать оценку эффективности различных видов ЭТ генераторов ГЭС, как средства противоаварийного управления ЭЭС.

В первой главе рассматривается эффективность ЭТ в ЭЭС простой структуры. Вводиться понятие оптимального управления однократным ЭТ. На основе аналитических и расчетных исследований определяется критерий выбора оптимальных параметров управления однократным ЭТ , f™), исследуется их зависимость от схемных и режимных параметров сети. Показывается, что дополнительный эффект от многократного ЭТ (разумеется, совместно с разгрузкой турбин) может быть достигнут при тормозной мощности, большей значения р, полученного для однократного ЭТ.

Вторая глава посвящена вопросам электрического торможения в сложных ЭЭС, на примере ОЭС Востока, расчетными исследованиями т-^onm опт определяется оптимальная мощность рэг и длительность подключения f3T устройств ЭТ. Устанавливается возможность использования однократного ЭТ с фиксированной выдержкой времени. Определяются параметры переходного процесса, которые могут использоваться при управлении устройствами ЭТ по закону «замкнутого» типа.

В третьей главе проводится исследование однократного электрического торможения совместно с действием других средств противоаварийной автоматики: отключение части генераторов [68-75, 8091], отключение нагрузки в приемной части энергообъединения [70-74, 8488], автоматическое повторное включение межсистемной ЛЭП, изменение мощности турбин [64-67, 77-79, 92-102] и др.

В четвертой главе представлен анализ существующего программного обеспечения исследований динамической устойчивости ЭЭС. Показывается, что в ряде программных разработок недостаточно корректно отображаются модели АРВ генераторов (пренебрежение малоинерционными звеньями), паровых и гидравлических турбин. Обращается внимание, что до сих пор по традиции сохранились небезупречные в принципиальном отношении операции по замене двигательной нагрузки пассивной с применением статических характеристик по частоте, по использованию в моделях генераторов демпферных коэффициентов и т.д. Указанные негативные факторы неизбежно отражаются на точности решения и предопределяют насущную необходимость в совершенствовании математического моделирования и программного обеспечения для анализа динамических режимов ЭЭС.

В заключении приведены основные результаты, полученные автором при исполнении данной диссертационной работы.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ РАБОТЫ

1. Предложен критерий выбора параметров управления однократным ЭТ. На основе аналитических и расчетных исследований установлено, что из множества управлений ЭТ всегда находится такое оптимальное управление (РэтЛэт), которому отвечает максимум предела динамической устойчивости. Оптимальным управлением удается поднять предельный по динамической устойчивости переток и уравнять его со статическим пределом послеаварийного режима. Необходимая длительность торможения соответствует времени достижения максимума взаимного угла между роторами генераторов отправной и приемной части энергообъединения.

2. Разработаны требования к закону управления однократным ЭТ Бурейской ГЭС при аварийной потере ВЛ 500 кВ Бурейская ГЭС -Хабаровская. Выявленная на основе качественных оценок и расчетных исследований слабая чувствительность положения координаты (эт экстремума характеристик рдпр -f (t3T) к изменениям схемы и режимам сети, к виду повреждения на ВЛ определяет использование однократного ЭТ с фиксированной выдержкой времени.

3. Определена взаимосвязь между величиной оптимальной мощности ЭТ р"эт и величинами динамического (в отсутствии ЭТ) и статического (в послеаварийной схеме сети) пределов устойчивости: чем больше расхождение между динамическим и статическим пределами устойчивости, тем больше мощность управления р"3Данное положение исходит из физических свойств объекта (для двухмашинного эквивалента легко поясняется с помощью критерия площадей) и подтверждалось результатами расчетов.

4. Установлено, что при однократном ЭТ с оптимальными параметрами эффект переторможения роторов в недогруженных (допредельных по динамической устойчивости) режимах малозначителен и в достаточной мере компенсируется возрастанием запаса их статической устойчивости; опасности нарушения устойчивости во втором и последующих циклах качаний углов практически не существует.

5. Определено, что при совместном выполнении управляющих воздействий - ЭТ, ОГ (отключение части генераторов), ОН (отключение нагрузки в приемных энергосистемах), - максимальный эффект с точки зрения устойчивости при выбранной мощности РэТ достигается практически при той же длительности ЭТ, как и в отсутствии ОГ и ОН. Наличие такого свойства управления в конкретных условиях функционирования ОЭС дает возможность существенного упрощения алгоритма управления ЭТ и его реализации.

6. Выполнена оценка эффективности многократного ЭТ. Дополнительный эффект от многократного ЭТ (разумеется, совместно с разгрузкой турбин) может быть достигнут при тормозной мощности, большей значения р°эТ, полученного для однократного ЭТ.

1. Иофьев Б.И. Автоматическое аварийное управление мощностью энергосистем. - М.: Энергия, 1974. - 415 е.: ил.

2. Зеккель А.С., Яковлев О.И., Яхимович Б.А. Опыт разработок и проектирования устройства параллельного электрического торможения гидрогенераторов крупных ГЭС // Труды Гидропроекта, 1974, № 35, с. 176-187.

3. Блюмштейн Г.И., Груздев И.А., Яковлев О.И. Анализ эффективности основных мер повышения динамической устойчивости ГЭС // Труды Ленгидропроекта, 1966, сб. третий, с. 133-142.

4. Богословский А.В. О повышении динамической устойчивости посредством механического торможения гидрогенераторов // Электричество, 1954, № 12, с. 45-50.

5. Азарьев Д.И. Повышение пропускной способности электропередач // Электричество, 1955, № 6, с. 1-6.

6. Жданов П.С. Вопросы устойчивости электрических систем.- М: Энергия, 1979.-456 е.: ил.

7. Вульф А.А. Устойчивость параллельной работы электрических станций. М., Л.: ГОНТИ, 1938. - 159 е.: ил.

8. Блюмштейн Г.И., Зеккель А.С., Кощеев Л.А. Исследование эффективности электрического торможения генераторов токами нулевой последовательности // Труды Ленгидропроекта, 1970, сб. двенадцатый, с. 208-220.

9. Ellis H.M. Hardy J.I., Bly the A.L. Dynamic Stability of Peace River transmission system // IEEE. Ttransactions of Power Apparatus and Systems, 1966, vol.85, №6, p. 586-601.

10. Ganson G.A. Design of EHV substations for Peace River // Electrical Review, 1970, vol.186, №7, p. 246-251.

11. Экспериментальное исследование последовательного электрического торможения капсульных гидрогенераторов/ Корхов И.Ф., Рагозин А.А., Родченко Е.А. и др. // Электрические станции, 1978, № 2, с.64-66.

12. Кычаков В.П., Могирев В В., Руденко Ю.Н. Выбор параметров электрического торможения генераторов в сложных энергетических системах // Докл. на П Всесоюзн. научно-техн. совещ. по устойчивости и надежности энергосистем СССР. М.: Энергия, 1969, с. 198-206.

13. Бронштейн Э.Л., Веников В.А., Совалов С.А. Исследование электрического торможения генераторов Волжской ГЭС им. В.И. Ленина. // Труды ВНИИЭ, 1963, вып. пятнадцатый, с. 227-247.

14. Бронштейн Э.Л. Динамическая устойчивость электропередачи Волжская ГЭС им. В.И. Ленина Москва при электрическом торможении // Труды Московского ордена Ленина энергетического института, 1964, с. 177-187.

15. Бронштейн Э.Л. Методика настройки устройства электрического торможения однократного действия. // Труды ВНИИЭ, 1963, вып. шестнадцатый, с. 266-272.

16. Bergvall R.C. Series Resistance Method to Increase Stability. Electrical Engineering, 1931, vol. 50, № 9, p. 730-732.

17. Crary S.B. Дискуссия по статье Bergvall R.C. AIEE Transactions, 1931.

18. Реконструкция, испытания и опытная эксплуатация быстродействующего выключателя ВАБ-43-6300/10 к устройствам электрического торможения капсульных генераторов // Электрические станции, 1979, № 3, с.30-34.

19. Кощеев Л.А., Шмелькин Б.М. О применении электрического торможения и разгрузки генераторов в сложной энергосистеме. // Известия НИИ постоянного ток. Передача энергии постоянным и переменным током, 1961, сб. восьмой.

20. Кощеев Л.А. Управление электрическим торможением генераторов в схеме с применением БАПВ. // Устойчивость и надежность энергосистем СССР. М.; Л.: Энергия, 1964, с. 144-156.

21. Луганский Я.Н. Автоматика разгрузки электропередач от мощных ГЭС при набросах активной мощности: Афтореферат дис. на соиск. учен, степени канд. техн. наук. М., 1967.

22. Совалов С.А. Режимы электропередач 400-500 кВ. М.: Энергия, 1967.

23. Гладышев В.А., Иофьев Б.И., Чекаловец Л.Н. Противоаварийная автоматика электропередач 500 кВ, отходящих от гидростанций (опыт проектирования) // Средства противоаварийной автоматики энергосистем. Под ред. В.А. Рубинчика. М.: Энергия, 1964.

24. Веников В.А. Электромеханические переходные процессы в электрических системах. М.; Л.: Госэнергоиздат, 1958.

25. Глебов И.А., Каштелян В.Е., Сирый Н.С. Электрическое торможение синхронных генераторов, работающих на дальние линии электропередач // Электричество, 1958, № 6, с.7-10.

26. Глебов И.А., Каштелян В.Л., Сирый Н.С. Повышение динамической устойчивости дальних электропередач с помощью электрического торможения синхронного генератора // Сборник работ по вопросам электромеханики, 1960, вып.4. М.; Л.: Изд-во АН СССР, с. 15-35.

27. Трофименко Д.Е. Устойчивость гидрогенератора при электрическом торможении // Электричество, 1962, № 2, с. 27-29.

28. Горнштейн В.И. Предотвращение нарушений устойчивости ЭС со слабыми связями при любых возмущениях // Труды ВНИИЭ, 1959, вып. девятый, с. 131-159.

29. Лугинский Я.Н., Петухов В.И., Стрюцков В.Х. Исследование систем сильного регулирования и торможения первичных двигателей на электронной модели // Труды ВНИИЭ, 1959, вып. девятый, с. 160-174.

30. Горнштейн В.М., Лугинский Я.Н. Применение электрического торможения и разгрузки агрегатов для повышения устойчивости энергосистем // Электричество, 1962, № 6, с.22-27.

31. Путинский Я.Н. Анализ динамики процесса многократного торможения с разгрузкой агрегатов // Труды ВНИИЭ, 1966, вып. двадцать третий, с. 104-120.

32. Исследования и разработка мероприятий по повышению устойчивости объединенных энергосистем / Лугинский Я.Н., Мамиконянц Л.Г., Портной М.Г. и др. // Труды ВНИИЭ, 1967, вып. тридцать первый, с. 3660.

33. Веников В.А. Переходные электромеханические процессы в электрических системах. М.: Энергия, 1967.

34. Блюмштейн Г.И. Электрическое торможение на генераторном напряжении и разработка алгоритмов управления на основе статистической информации: Автореферат дис. на соиск. ученой степени канд. техн. наук. Л., 1974. - 23 с.

35. Шестопалов В.Н. Управление торможением генераторов электростанций дальних передач в переходном послеаварийном режиме // Сборник трудов института электротехники АН УССР, 1956, вып. 13, с.42-66.

36. Глебов И.А., Каштелян В Е., Сирый Н.С. К вопросу электрического торможения синхронных генераторов // Сборник работ по вопросам электромеханики, 1960, вып.4. М.; Л.: Изд-во АН СССР, с. 56-61.

37. Грехов А.В. Исследование схем повышения динамической устойчивости электрических систем путем включения нагрузочных сопротивлений: Автореферат дис. дис. на соиск. ученой степени канд. техн. наук. АН УССР, 1956.

38. Иванов С. А. Теоретическое и экспериментальное исследование переходных процессов при электрическом торможении на генераторномнапряжении: Автореферат дис. на соиск. ученой степени канд. техн. наук. -Л., 1981.-12 с.

39. Хромов Е.Г. Исследование характеристик надежности бетэловых резисторов и разработка методики расчета мощных резисторных установок: Автореферат дис. на соиск. ученой степени канд. техн. наук. -Новосибирск, 1982.

40. Вдовенко И.Д., Гамм М.И., Глазачев Ю.З. и др. Разработка устройства управления и системные испытания многократного электрического торможения генераторов Зейской ГЭС // Электрические станции, 1990, № 2, с. 63-67.

41. Груздев И.А., Иванов С.А., Рагозин А.А. и др. Экспериментальное исследование устройств электрического торможения гидрогенераторов мощностью 215 МВт // Электрические станции, 1981, № 11.

42. Хагемейстер Е.А., Новиков А.В., Мисриханов М.Ш. Электроторможение гидрогенераторов Чиркейской ГЭС // Электрические станции, 1990, № 4, с. 56-59.

43. Хагемейстер Е.А., Новиков А.В., Вихарев А.П. Синхронное частотное торможение двигателей генераторов ГАЭС // Изв. вузов. Энергетика, 1982, №3.

44. Новиков А.В. Коммутационные аппараты устройств электрического торможения генераторов //Изв. вузов. Энергетика, 1987, № 8.

45. Козлова В.Ф., Брук Р.С., Бузова Н.М. Электромагнитная система торможения гидрогенератора // Электрические станции, 1976, № 5.

46. A. A. Grobovoy and N. N. Lizalek. Multiple dynamic brake and power system emergency control // Proceedings POWERCON'98, IEEE InternationalConference on Power System Technology, vol.2, pp. 1351-1355.

47. A. Grobovoy, E. Dedukhina, N. Lizalek, V. Kosterin, V. Patsev, O. Shepilov, Y. Vorobyov. Several approaches to control action choosing in the Russian Far East interconnected power system // presented to CIGRE Symposium, Shanghai, 2003.

48. A. Grobovoy, E. Dedukhina, N. Lizalek, V. Kosterin. Third generation system protection scheme project for Zeya hydro power plant // 17th International Conference on Electricity Distribution. Barcelona, 12-15 May 2003. Session 3, pp. 1-5.

49. Воробьев Ю.А., Гробовой А.А. и др. Противоаварийная автоматика ОЭС Востока // Электрические станции, 1998, № 9, с. 36-42.

50. Барзам А. Б. Системная автоматика. 4-е изд., перераб. и доп. М.: Энергоатомиздат, 1989.-444 е.: ил.

51. Лойко Е.Н., Путилова А.Г. Применение теории оптимального управления к электрическому торможению генераторов блочных электропередач переменного тока // Изв. Сиб. отд. АН СССР, серия технических наук, 1970, вып. 2, №3, с. 39-45.

52. Воронович Т. А., Кычаков В.П., Музыкантов В.И. Электрическое торможение генераторов с помощью управляемого выпрямителя, работающего на активное сопротивление // Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт, 1969, №3, с. 72-79.

53. Коваленко В.П. Повышение устойчивости энергосистем воздействием на мощность энергоблока: Автореф. дис. канд. техн. наук. Санкт-Петербург: Б.и., 1985. - 16 е.: ил.

54. Коваленко В.П. и др. Управление резервом мощности теплофикационных турбин // Электрические станции, 1974, № 10.

55. Экспериментальные исследования режимов энергосистем / Л.М. Горбунова, М.Г. Портной, Р.С. Рабинович и др.; Под ред. С.А. Совалова. -М.: Энергоатомиздат, 1985.-447 е.: ил.

56. Гуревич Ю.Е., Либова Л.Е., Окин А.А. Расчеты устойчивости и противоаварийной автоматики в энергосистемах. М.: Энергоатомиздат, 1990-390 е.: ил.

57. Андерсон П., Фуад А. Управление энергосистемами и устойчивость: Пер с англ./ Под ред. Лугинского Я.Н. М.: Энергия, 1980. - 569 с.

58. Портной М.Г., Рабинович Р.С. Управление энергосистемами для обеспечения устойчивости. М.: Энергия, 1980.

59. Управление мощными энергообъединениями / Под ред. Совалова С.А. М.: Энергоатомиздат, 1984.

60. Беркович М.А., Комаров А.Н., Семенов В.А. Основы автоматики энергосистем. 2-е изд. М.: Энергоиздат, 1981.

61. Совалов С.А, Семенов В.А. Противоаварийное управление в энергосистемах. -М. Энергоатомиздат, 1988. -416 е.: ил.

62. Лугинский Я.Н., Тихонов Ю.А. Отключение части генераторов ГЭС для повышения устойчивости энергосистем. Электричество, 1969, № 5, с. 17-20.

63. Иофьев Б.И., Чекаловец Л.Н., Лугинский Я.Н. Автоматическое регулирование мощности паровых турбин для повышения устойчивости. Электричество, 1969, № 2, с. 9-16.

64. Тамадаев A.M., Матвеев А.И., Суворов А.В. Способы управления мощностью турбин ГЭС для повышения ее динамической устойчивости // Устойчивость энергосистем и противоаварийное управление ими. Сб. научн. Трудов НИИПТ. М.: Энергоиздат, 1982, с. 40-44.

65. Тамадаев A.M. Меры повышения мобильности агрегатов ГЭС (Устойчивость энергообъединений). Алма-Ата: Наука, 1979. - 215 е.: ил.

66. Управление мощными энергообъединениями / Н.И. Воропай, В.В. Ершевич, Я.Н. Луганский и др.; Под ред. С. А. Совалова. М.: Энергоатомиздат, 1984.-255 е.: ил.

67. Экспериментальные исследования режимов энергосистем / Л.М. Горбунова, М.Г. Портной, Р.С. Рабинович и др.; Под ред. С.А. Совалова. М.: Энергоатомиздат, 1985.-447 е.: ил.

68. Баринов В.А. Режимы энергосистем: методы анализа и управления / В. А. Баринов, С. А. Совалов. М.: Энергоатомиздат, 1990. - 438 с.

69. Автоматизированные системы управления режимами энергосистем / В.А. Богданов, В.А. Веников, Я.Н. Луганский, Г.А. Черня. 1979. - 448 е.: ил.

70. Кощеев Л.А. Автоматическое противоаварийное управление в электроэнергетических системах / Л. А. Кощеев. Л.: Энергоатомиздат: Ленингр. отд-ние, 1990. - 140 е.: ил.

71. Автоматизация энергетических систем / Дроздов А.Д, Засыпкин А.С., Аллилуев А.А., Савин М.М. М.: Энергия, 1977. - 440 е.: ил.

72. Журавлев Ю.М. Повышение эффективности поперечного электрического торможения капсульных гидрогенераторов: Автореферат дис. На соиск. Ученой степени канд. тех. Наук. Л., 1972. - 15 с.

73. Вопросы нормирования устойчивости энергосистем / Гуревич Ю.Е., Мамиконянц Л.Г., Тихонов Ю.А. и др. // Тез. докл. Всесоюзн. совещ. «Опыт оптимизации электрических режимов работы энергосистем» (29 сент.-З окт. 1980, Баку).-М., 1980, с. 18-20.

74. Руководящие указания по устойчивости энергосистем. М.: СПО Союзтехэнерго, 1983.

75. Портной М.Г., Р.С. Рабинович Управление энергосистемами для обеспечения устойчивости. -М.: Энергия, 1978.-352 е.: ил.

76. Электрические системы: Управление переходными режимами электроэнергетических систем; Под ред. В. А. Веникова. М.: Высш. школа, 1982. - 247 е.: ил.

77. Полушкин Н.П. Автоматическое регулирование гидротурбин. Л.: Энергия, 1967. - 292 е.: ил.

78. Гаркави Ю.Е. Регулирование гидротурбин. М.; Л.: Машгиз, 1954. - 347 е.: ил.

79. Барков Н.К. Автоматизация мощных гидротурбин / Барков Н.К. М.; Л.: Машиностроение, 1964.-255 е.: ил.

80. Щеголев Г.С. Гидротурбины и их регулирование: Учеб. для техникумов / Г.С. Щеголев, Ю.Е. Гаркави. М.; Л.: Машгиз, 1957. - 350 е.: ил.

81. Веллер В.Н. Автоматическое регулирование паровых турбин / Веллер В.Н. 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергия, 1977 - 406 с.

82. Кириллов И.И. Автоматическое регулирование паровых и газовых турбин. М.: Машгиз, 1961. - 598 е.: ил.

83. Автоматическое регулирование паровых турбин и газотурбинных установок: Учеб. для вузов / И. И. Кириллов. 2-е изд., перераб. и доп. -Л.: Машиностроение: Ленингр. отд-ние, 1988.-446 е.: ил.

84. Щегляев А.В. Регулирование паровых турбин. М.; Л.: Энергоиздат, 1962.-256 е.: ил.

85. Кириллов И.И. Регулирование паровых и газовых турбин: Учеб. пособие для втузов. М.; Л.: Энергоиздат, 1952. - 427 е.: ил.

86. Кривченко Г.И. Автоматическое регулирование гидротурбин. М.; Л.: Энергия, 1964. - 287 е.: ил.

87. Безлепкин В.П. Регулировочный диапазон тепловых электростанций. -Л.: Энергоатомиздат: Ленингр. отд-ние, 1990. 167 е.: ил.

88. Горев А.А. Переходные процессы синхронной машины. М., Л,: Госэнергоиздат, 1950.- 551 с.

89. Горев А.А. Избранные труды по вопросам устойчивости электрических систем. М., Л.: Госэнергоиздат, I960.- 260 с.

90. Воробей В.К., Федоров Б.Ф. Пути развития бесщеточных систем возбуждения мощных турбогенераторов // Электротехника, 1986, № 1, с. 1619.

91. Груздев И.А., Шахаева О.М. Системы автоматического регулирования возбуждения синхронных генераторов. Учебное пособие. -Л.: ЛПИ, 1978. -78 с.

92. Есипович А.Х. Противоаварийное управление возбуждением генератора при глубоких изменениях мощности турбины: Автореф. дис. канд. техн. наук.-Л., 1986.-20 с.

93. Маркович И.М. Режимы электрических систем, изд 4-е, перераб. и доп. М.: Энергия, 1969.

94. Андреюк В.А. Вывод достаточных условий устойчивости в большой системе синхронных машин. // Передача энергии постоянным и переменным током. Л.: Госэнергоиздат, 1958.

95. Буевич В.В., Каштелян В.Е., Кичаев В.В., Юрганов А.А. Микропроцессорный регулятор возбуждения мощных турбо- и гидрогенераторов // Системы возбуждения и регулирования мощных синхронных генераторов. Л.: ВНИИЭлектромаш, 1985, с. 3-14.

96. Веников В.А., Герценберг Г.Р., Совалов С.А., Соколов Н.И. Сильное регулирование возбуждения. М., Л.: Госэнергоиздат, 1963, 152 с.

97. Герценберг Г.Р., Штрафуй Я.Н. Автоматический регулятор возбуждения гидрогенераторов Куйбышевской гидростанции // Вестник электропромышленности, № 5, 1965.

98. Груздев И.А., Терешко Л.А., Шахаева О.М. Частотные характеристики электроэнергетических систем и их использование в задачах устойчивости и эквивалентирования. Учебное пособие. Л.: ЛПИ, 1982. -70 с.

99. Зеккель А.С. Оценка качества регулирования и методика настройки стабилизации АРВ генераторов // Электричество, 1988, № 5, с. 15-21.

100. Казыкин С.В., Ракевич А.Л., Ушаков В.А. Самонастраивающиеся регуляторы в системах регулирования возбуждения // Проектирование и исследование систем возбуждения мощных синхронных машин. Л.: ВНИИЭлектромаш, 1989, с. 129-141.

101. Михлин С.Г., Смолицкий Х.Л. Приближенные методы решения дифференциальных и интегральных уравнений. М.: Наука, 1965.

102. Алексеев О.П., Казанский В.Е, Козис В. Л. и др. Автоматика электроэнергетических систем. М.: Энергоиздат, 1981. - 480 с.

103. Масленников В.А., Шелухин Н.Н., Устинов С.М. Метод параметрической оптимизации для обеспечения колебательной статической устойчивости сложных энергосистем. / изв. РАН Энергетика, 1994, № 1, с. 38 -46.

104. Морозова Ю.А. Параметры и характеристики вентильных систем возбуждения мощных синхронных генераторов, М.: Энергия, 1976. -153 с.

105. Рагозин А.А., Абдель Хамид М.А., Масленников В.А. Условия самораскачивания в нерегулируемой двухмашинной системе // Электричество, № 12, 1991, с. 64 67.

106. Веников В.А. Электрические системы, т.1. М.: Высшая школа, 1970.

107. Идельчик В.И. Пример анализа существования и единственности решения уравнений установившегося режима ЭЭС //Электричество, 1983. №6, с. 56-59.

108. Баринов В.А., Совалов С.А. Анализ статической устойчивости . электроэнергетических систем по собственным значениям матриц //

109. Электричество, 1983, № 2, с. 8-15.

110. Ракитский Ю.В., Устинов С.М., Черноруцкий И.Г. Численные методы решения жестких систем обыкновенных дифференциальных уравнений / Учеб. пособие. Ленинград: ЛПИ, 1977.

111. Бахвалов Н.С. Численные методы (анализ, алгебра, обыкновенные дифференциальные уравнения). М.: Наука, 1975, 630 с.

112. Демидович Б.П., Марон И. А., Шувалова Э.З. Численные методы (приближение функций, дифференциальные и интегральные уравнения). -М.: Наука, 1963.

113. Дьяконов В.П., Абраменкова И.В. Matlab 5.0/5.3. Система символьной математики. -М.: Нолидж, 1999,640 с.

114. Холл Дж., Ван Дж. Современные численные методы решения обыкновенных дифференциальных уравнений. М.: Мир, 1979, 312 с.

115. Груздев И.А., Кадомская К.П., Кучумов Л.А., Лугинский Я.Н. и др. Под ред. Соколова Н.И. Применение аналоговых вычислительных машин в энергетических системах. / Методы исследования переходных процессов, изд. 2-е, перераб. и доп.-М.: Энергия 1970.

116. Рагозин А.А., Коршун О.В. Применение электрического торможения генераторов для повышения устойчивости межсистемных электропередач. // Там же. С. 193-194.

117. Рис П-2.1, Предельный по динамической устойчивости режим при аварийном отключении BJ1 500 кВ Бурейская ГЭС Хабаровская, без к.з. Рнгэс-515 МВт, Рнои егэс=4 х 335 МВт, РтгО,ЗРном, t-^1,6 с

118. Рис. П-2,2. Предельный по динамической устойчивости режим при аварийном отключении BJI 500 кВ Бурейская ГЭС Хабаровская, 2-хфазное на землю к з.

119. Рбгэс=5 10 МВт, РноиБгэс=4 х 335 МВт, Рэт^0,ЗРН1М1, Ьт=1,4 с.100 2.00 3.00 Л.00 5.00 6.00 7.00 8.00 Э.Х ШЮ

120. Рис. П-2.3. Предельный по динамической устойчивости режим при аварийномотключении ВЛ 500 кВ Бурейская ГЭС Хабаровская, без к.з Рбгэс=595 МВт, Рноч бгэс=4 х 335 МВт, Рэт=0,ЗРном, 1эт=1,6 с, 2 ОГ БГЭС, tor=0

121. Ш 2. DO 3. DO 1.00 5.00 6.00 7.00 a DO Э.ОО JClOO

122. Рис. П—2.5, Предельный по динамической устойчивости режим при аварийномотключении BJ1 500 кВ Бурейская ГЭС Хабаровская, без к.з. Регэс=670 МВт, Рно«ы-х:=4 х 335 МВт, Рэг=0,ЗР1ЮИ, tyr=l,6 с, 2 ОГ ЗГЭС, tor=0

123. Рис П-2.6 Предельный по динамической устойчивости режим при аварийном отключении BJ1 500 кВ Бурейская ГЭС Хабаровская, 2-хфазное на землю к з. Рбгэс=685 МВт, Рном ы~эс=4 х 335 МВт, Рэ1=0,ЗР1!|Ш, toi=l,0 с, 2 ОГ ЗГЭС, tor=0

124. Рис. ГТ-2.7. Предельный по динамической устойчивости режим при аварийном отключении ВЛ 500 кВ БуреЙская ГЭС Хабаровская, без к.з. Рвпэс=600 МВт, Рцом егэс~4 х 335 МВт, Р3т=0,ЗРноц, 1Эт=1,5 с, САОН (157 МВт), toB=0,3 с.

125. Рис. П-2.8 Предельный по динамической устойчивости режим при аварийном отключении BJI 500 кВ Бурейская ГЭС Хабаровская, 2-хфазное на землю к.з, Рбпэс=595 МВт, Р„омбгэс=4 ж 335 МВт, Рэт=0,ЗР1|1И(, 1эт=1,3 с, САОН (157 МВт), tOH=0,3c

126. Рис. П-2.9. Предельный по динамической устойчивости режим при аварийном отключении ВЛ 500 кВ Бурейская ГЭС Хабаровская, без к.з Рбпэс=660 МВт, РномБгзс=4 у 335 МВт, Рэт=0,ЗРНОХ1,с, САОН (280 МВт), toiHU с.

127. Рис П-2,10 Предельный по динамической устойчивости режим при аварийном отключении ВЛ 500 кВ Бурейская ГЭС Хабаровская, 2-хфазное на землю к.з. Рбгэс=650 МВт, Рномбпэс=4 х 335 МВт, Рэт=0,ЗРн(ш, 1Эт=1,4 с, САОН (280 МВт), toH=0,3 с.

128. Рис. П-2,11 Предельный по динамической устойчивости режим при аварийном отключении ВЛ 500 кВ Бурейская ГЭС Хабаровская, без к.з. Рьпэс=725 МВт, Р„ом бгэс=4 х 335 МВт, Рэт^ЗР^, tn=l,6 с, 2 ОГ БГЭС, tor=0, САОН {280 МВт), ton=0,3 с

129. Ш ът Ш 5лю бГбо ш 8ди эйо пню

130. Рис П-2.13 Предельный по динамической устойчивости режим при аварийном отключении ВЛ 500 кВ Бурейская ГЭС Хабаровская, без к.з. Рблэс=830 МВт, Р^бгтхЙ х 335 МВт, Рэт-О.ЗР^, t-n=l,2 с, 2 ОГ ЗГЭС, toi=0, САОН (280 МВт), toir0,3 с.

131. Рис. П-2.14 Предельный по динамической устойчивости режим при аварийном отключении BJ1 500 кВ Бурейская ГЭС Хабаровская, 2-хфазное на землю к.з. Рбгэс=8Ю МВт, Рномбгэс=4 х 335 МВт, Рэт-0,ЗРном, t3T=l,0 с, 2 ОГ ЗГЭС, toi =0, САОН (280 МВт), tOH=0,3 с.

132. Рис. П-2.15 Предельный по динамической устойчивости режим при успешном ТАЛВ1. Uhr=0,6 с).

133. Рбгэс=790 МВт, РН(тБП>с=4 * 335 МВт, Рзг=0,ЗРнои, 1эт=1,4 с.мв»1000 ■900lologi.bo z'oc ТбГ Ш б.'оо ?.'oo э.оо ltnoc

134. Рис. П-2.16 Предельный по динамической устойчивости режим при успешном ТАПВ1апв=0,8 с).

135. Рбгэс=695 МВт, Phoueioc=4 х 335 МВт, PtHUPho„, Ът=\,6 с

136. Рис. П-2.17. Предельный по динамической устойчивости режим при успешном БАГГВtbAiur=0,42 C)t без к.з. Рбгэс=Ю00 МВт, Рж*егэс=4 * 335 МВт, Рэг=0,ЗР„™; Ьт=1,0 с.

137. Рис, Г1-2.18. Предельный по динамической устойчивости режим при успешном ОАПВtoAllB=0,6 с).

138. Рпгэсг=1340 МВт, PHtlM бгэс=4 х 335 МВт, без ЭТ

139. Рис. П-2.19. Предельный по динамической устойчивости режим при неуспешном

140. БАПВ (1ьли»=0,42 с). Рыэс=650 МВт, Ряомегэс^ х 335 МВт, Р-л=0,ЗР1ЮМ, с,

141. ОГ БГЭС, tor^O, CAOl I (280 МВт), toH=0,3 с.

142. Рис. П-2,20. Предельный по динамической устойчивости режим при неуспешном

143. БАПВ (tBAuir=0,42 с). Ркгх;-800 МВт, Р1(ПМ Бгэс=4 х 335 МВт, РЭт=0,ЗР^, Ьп=\А с, 2 ОГ ЗГЭС, toi-0, САОН (280 МВт), tOn=0,3 с.

144. Рис, П-2,21. Предельный по динамической устойчивости режим при неуспешном

145. ОАПВ (toAiiB=0,60 с). Рк!^=740 МВт. Рнпм бпэс=4 х 335 МВт, Рэт=0,ЗРнои, 1эт=2,0 с, 2 ОГ БГЭС, ioi^O, СЛОН (280 МВт), toli=0,3 с.

146. Рис. П-2.22, Предельный по динамической устойчивости режим при неуспешном

147. ОАПВ (tOAJiB=0,60 с). Рбгэс=8Ю МВт, Р„омбгэс=4 х 335 МВт, Рэт=0,ЗР11ОМ, Ьт=2,0 с, 2 ОГ ЗГЭС, tor=0, СЛОН (280 МВт), 1он=0,3 с.

148. Рис П—2.23. Предельный по динамической устойчивости режим при неуспешном двухфазном к.з. на ВЛ БГЭС Хабаровская с отказом фазы выключателя и действием

149. УРОВ (typoB =0,40 с). Рбгэс~610 МВт, Рном бгэс-4 х 335 МВт, РЭт=0,ЗР„ом, 1эт=1,6 с, 2 ОГ БГЭС, tor=0, САОН (280 МВт), tOH=0,3 с.

150. Рис. П-2.24. Предельный по динамической устойчивости режим при неуспешном двухфазном к.з. на ВЛ БГЭС Хабаровская с отказом фазы выключателя и действием

151. УРОВ (typoB=0,40 С). Рбпхг=830 МВт, Риом бпэс=4 х 335 МВт, РЭт=0,ЗРном, 1Эт=1,2 с, 2 ОГ ЗГЭС, tOi-=0, САОН (280 МВт), to*r=0,3 с.