МИНИСТЕГСТВО ВЫСШЕГО И СРЕДНЕГО СПЕЦИАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ РСФСР

ЛЕНИНГРАДСКИЙ ордена ЛЕНИНА

ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ имени М. И. КАЛИНИНА

_______________________________________________________________

ИССЛЕДОВАНИЕ СИНХРОННОЙ ДИНАМИЧЕСКОЙ УСТОЙЧИВОСТИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ НА ПЕРСОНАЛЬНЫХ ЭВМ

Лабораторный практикум

ЛЕНИНГРАД 1989

Исследование синхронной динамической устойчивости электроэнергетических систем на персональных ЭВМ: Лабораторный практикум /Сост.: С. А. Иванов, В.А.Масленников. - Л.: ЛПИ. 1989. - 32 с.

Лабораторный практикум охватывает общие вопросы расчета синхронной динамической устойчивости электроэнергетических систем, а также основные подходы и выбору мероприятий противоаварийного управления для энергообъединений различной структуры.

Практикум предназначен для студентов электроэнергетических спе­циальностей, изучающих курс "Переходные процессы в электрических си­стемах".

Рекомендован к изданию кафедрой электрических систем и сетей и методическим советом электромеханического факультета и утвержден рек­торатом.

Ил.12, табл. 3.

Составители: Сергей Анатольевич Иванов, Вячеслав Алексеевич Масленников

ИССЛЕДОВАНИЕ СИНХРОННОЙ ДИНАМИЧЕCКОЙ УСТОЙЧИВОСТИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ НА ПЕРСОНАЛЬНЫХ ЭВМ

Лабораторный практикум

Редактор Н.В.Бакк

Технический редактор А.И.Колодяжная

Подписано к печати 16.10.89.Формат бумаги 60x90/16, Бумага тип.№ 3,

Печать офсетная. Усл.печ.л. 2 Уч.-изд.л.2 Тираж 400. Заказ 498.

Бесплатно.

Издание ЛПИ им. М.И.Калинина. 195251, Ленинград, Политехническая, 29.

Отпечатано на ротапринте ЛПИ им. М. И. Калинина.

195251, Ленинград, Политехническая ул., 29.

Ленинградский политехнический институт

имени М.И.Калинина, 1989 г.

СИНХРОННАЯ ДИНАМИЧЕСКАЯ УСТОЙЧИВОСТЬ

ГЕНЕРАТОРОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ

И МЕРОПРИЯТИЯ ПО ЕЕ ПОВЫШЕНИЮ

Электромеханический переходный процесс возникает в электроэнер­гетической системе при внезапном нарушении (изменении) баланса момен­тов (мощностей) у входящих в нее генераторов и двигателей, приводя­щем к ускорению или торможению их роторов. Причиной возникающего не­баланса могут быть как коммутации, выполняемые оперативным персона­лом либо автоматикой (включение или отключение генераторов, трансфор­маторов, нагрузок, линий электропередачи), так и аварийные возмущения, наиболее распространенными из которых являются короткие замыкания (к. з.).

Электромеханический переходный процесс может затухнуть без нару­шения устойчивости параллельной работы отдельных генераторных станций и узлов нагрузки, при этом устанавливается либо прежний, либо новый режим (устойчивый переход). Возможна и потеря синхронизма между от­дельными частями энергосистемы (неустойчивый переход).

Динамическая устойчивость перехода зависит от характеристик нор­мального режима системы, степени изменения ее параметров при авариях или коммутациях, длительности аварийных состояний и от параметров си­стемы в послеаварийных режимах.

Расчет динамической устойчивости позволяет определить предельно допустимую загрузку линий электропередачи, которая при аварийных воз­мущениях не приводит к нарушению устойчивости параллельной работы электрической системы в целом или отдельных генераторных и нагрузоч­ных узлов. Перечень расчетных аварийных возмущений определяется "Руко­водящими указаниями по устойчивости энергосистем".

Уровень (предел) динамической устойчивости в сильной степени за­висит от места, вида и длительности аварийного возмущения, а также дозировки управляющих воздействий устройств противоаварийного управ­ления, которыми оснащены все современные электроэнергетические системы.

В расчетах динамической устойчивости обычно принимаются упрощен­ные модели генераторов электрических станций, их первичных двигателей и нагрузок. Так, при оценке устойчивости на первом колебании углов ге­нераторов можно считать неизменной мощность первичных двигателей (Р_т=const), а генераторы представлять э.д.с. Е` за переходным индуктив­ным сопротивлением (x`_d=const), нагрузки замещать шунтами постоянной проводимости.

Влияние вида короткого замыкания на предел динамической устойчи­вости определяется степенью изменения электромагнитной мощности гене­раторов в аварийном режиме. Наиболее тяжелым в этом смысле является при сделанных выше допущениях трехфазное к.з. Например, когда корот­кое замыкание рассматривается на шинах генератора, то его электромаг­нитная мощность в режиме к.з. скачком падает до нуля (Р_е=0).

Далее по мере уменьшения тяжести следуют двухфазное на землю, двухфазное и однофазное к.з.

С увеличением длительности к.з. возрастает приращение скорости роторов генераторов в аварийном режиме. Это в свою очередь обусловли­вает снижение предельно допустимой мощности, передаваемой по ВЛ, по сравнению с величиной, отвечающей простому переходу (то есть при ∆tк.з=0) от схемы нормального режима к послеаварийному режиму,

характеризующемуся отключением поврежденной ВЛ.

Основные мероприятия по повышению предела динамической устойчиво­сти (то есть обеспечение более полной нагрузки линий электропередачи в нормальном режиме) сводятся к уменьшению возникающих аварийных не­балансов по величине и длительности, а также скорейшему восстановле­нию исходной схемы электроэнергетической системы в случае кратковре­менного отключения какого-либо из ее элементов.

В аварийном режиме уменьшение длительности небалансов достигает­ся за счет применения быстродействующих выключателей, позволяющих от­ключать поврежденный элемент (то есть ликвидировать к.з.) через (0,12 - 0,18) c.

Уменьшение в аварийном режиме небалансов мощности достигается также подключением нагрузочных сопротивлений (рис.1) последовательно к статорным обмоткам генераторов (электрическое торможение (ЭТ) последовательного типа). Применение специальных быстродействующих выключа­телей позволяет подключать устройства ЭТ в работу через (0,02 - 0,03) с после возникновения аварии и вновь отключать их практически одновре­менно с отключением к.з. Оптимальная величина нагрузочных сопротивле­ний Р_эт (для принятой модели генератора) примерно равна переходному индуктивному сопротивлению x`_d (с учетом реактивности транс­форматора). Данное мероприятие нашло применение для гидрогене­раторов капсульного типа, ха­рактеризующихся малыми посто­янными инерции Т_J .

Рис. 1. Способы подключения нагрузочных

резисторов R_эт выключателями В электрического торможения: ЭТ последовательного типа (а); ЭТ параллельного типа на генераторном напряжении (б); ЭТ параллельного напряжения на высшем напряжении

станции (в)

Следует также иметь в виду, что при не­правильном выборе величины R_эт или длительности подключения нагрузочных сопротивлений воз­можно "переторможение" роторов генераторов на первом колебании угла с последующим нарушением синхронной динамической устой­чивости на втором колебании.

В режиме к.з. при снижении напряжения на шинах генераторов электрических станций в дейст­вие вступает форсировка возбуж­дения генераторов.

Форсировочное значение напряжения воз­буждения с Е_rф в зависимости от типа системы возбуждения составляет Е_rф= (2-4) Е_rн, где Е_rн - напряжение возбуждения в номинальном режиме. Од­нако, поскольку электромагнитная инерция обмотки возбуждения, опреде­ляемая постоянной времени Т_r этой обмотки, велика, эффект форсировки возбуждения появляется, главным образом на послеаварийной стадии переходного процесса.

Восстановление схемы доаварийного режима в случае короткого за­мыкания на линии электропередачи осуществляется за счет автоматиче­ского повторного включения (АПВ) линии (или участка ВЛ, если линия электропередачи секционирована). В зависимости от вида аварии АПВ мо­жет быть трехфазным или однофазными Длительность бестоковой паузы трехфазного АЛВ составляет около 0,4с и определяется в основном характеристиками выключателей. В случае однофазного АПВ (ОАПВ) время отключения поврежденной фазы ЛЭП определяется условиями восстановления электрической прочности воздушного промежутка в месте к.з., зави­сит от длины линии и ее конструктивных особенностей и составляет при­мерно 1 с.

На послеаварийной стадии переходного процесса весьма эффективным мероприятием оказывается подключение нагрузочных сопротивлений парал­лельно статорным цепям генераторов (ЭТ параллельного типа). Номиналь­ная мощность резисторных установок должна составлять 40-50% от номи­нальной активной мощности электрической станции. Команда на подключе­ние резисторов к шинам генераторов (или к шинам высшего напряжения станции) выдается одновременно с возникновением аварии; их подключе­ние с учетом собственного времени включения выключателей ЭТ осуществ­ляется практически одновременно с отключением к.з. Длительность под­ключения устройств ЭТ определяется тяжестью аварии, нагрузкой станции в исходном доаварийном режиме. В случае неправильно выбранной дозиров­ки ЭТ возможно переторможение роторов генераторов и нарушение устойчивости во втором колебании угла.

Устройства ЭТ параллельного типа могут устанавливаться либо на генераторном напряжении, либо на высшем напряжении станции (рис. 1). В последнем случае мощность устройств ЭТ не зависит от количества гене­раторов, находящихся в работе.

Применение ЭТ параллельного типа принципиально возможно как на тепловых электрических станциях, так и на ГЭС.

В настоящее время на ГЭС широко применяется другой способ повы­шения предела динамической устойчивости - отключение части генерато­ров станции. Команда на отключение генераторов подается также одновременно с возникновением аварии, то есть реально их отключение происхо­дит одновременно с отключением к.з. Отключение генераторов, таким об­разом, приводит к снижению мощности эквивалентной турбины электростанции. Однако при этом уменьшается эквивалентная постоянная инерции и возрастает эквивалентная реактивность генераторов, что оказывает нега­тивное действие. Таким образом, для достижения требуемого эффекта не­обходимо оптимизировать число отключаемых генераторов. Следует также иметь в виду, что отключение части генераторов вызывает снижение час­тоты в послеаварийном режиме, поскольку их повторное включение в сеть возможно лишь через некоторое время, определяемое характеристиками турбин.

Отключение генераторов тепловых электростанций возможно, но менее желательно в связи с тем, что их повторный пуск занимает время от 10 мин до 2 ч. Кроме того, процесс отключения генераторов тепловых станций может сопровождаться повреждениями оборудования.

На тепловых электростанциях более эффективным мероприятием явля­ется быстродействующая аварийная разгрузка паровых турбин. Глубина и скорость разгрузки, а также последующего набора мощности определяется характеристиками турбины и формой управляющего воздействия. Разгрузка турбины начинается приблизительно через 0,1 с после подачи управля­ющего воздействия, совпадающего с моментом возникновения аварии, и вызвана инерцией паровых объемов турбины. Изменение мощности турбины на 70-75% достигается в течение 0,5с; примерно с такой же скоростью происходит и восстановление мощности до исходного значения (рис. 2).

Таким образом, для повышения предела динамической устойчивости необходимо в зависимости от вида и места аварии и структуры генериру­ющих мощностей электрической системы выбрать наиболее эффективные ме­роприятия и задать оптимальные управляющие воздействия.

П ростейший случай (рис.3) отвечает работе электрической станции через оди­ночную электропередачу на мощну элект­роэнергетическую систему (шины бесконеч­ной мощности), для которой , , где , , , - переходная э.д.с., напряжение на шинах, переходная реактивность и постоян­ная инерции эквивалентного генератора приемной системы.

При этом характер электромеханиче­ского переходного процесса определяется абсолютным движением роторов генераторов электрической станции, то есть изменением угла относительно синхронной оси. Угол эквивалентного генератора при­емной системы в силу большой инерции ( ) остается постоянным ( ).

В этом случае управляющее воздейст­вие при возникновении аварийного возму­щения должно быть направлено на уменьше­ние по величине и длительности аварийно­го небаланса мощности ∆P=PT-PC генераторов электрической станции.

Графически данное положение иллюстрируется методом площадей. Этот метод удобно применять для качественного анализа переходного процесса в первую очередь, когда имеет место однократное возмущение. Например, при так называемом прос­том переходе, то есть отключении одной цепи линии электропередачи (см. рис.3) предельная мощность станции по условиям устойчивости динамического перехода опре­деляется равенством площадей ускорения и торможения (рис. 4). Если , то переходный процесс устойчив, если , то устойчивость нарушается.

Характеристика мощности исход­ного режима в соответствии с обо­значениями рис. 3. б определяется выражением

соответственно для послеаварийного режима

Приведенные соотношения пред­полагают, что э.д.с. остается в переходном процессе неизменной и равной ее значению в исходном установившемся режиме ( ), так же как и напряжение на шинах приемной системы. Строго говоря, для нахождения мощности , предельной по условиям динамической устойчивости, значения э.д.с. и, соответст­венно, характеристики мощности необходимо пересчитывать зано­во при изменении режима (то есть для каждого нового значения ). Однако в первом приближении допустимо считать и опреде­лять ее лишь для исходного режима ( ), поскольку э.д.с. в дальнейшем будет незначительно отличаться от .

Рис. 5. Двухмашинная схема энергообъединения.

В случае, когда мощности приемной и передающей электроэнергети­ческих систем соизмеримы (рис. 5), устойчивость переходного процесса будет определяться взаимным движением роторов всех генераторов. При этом целесообразно применение мероприятий, уменьшающих аварийные не­балансы мощности как в передающей, так и в приемной части энергообъединения. Так, например, в случае короткого замыкания на ВЛ с последу­ющим отключением поврежденной цепи существенно уменьшается мощность, передаваемая в приемную систему. Наряду с ускорением роторов генера­торов отправной части системы будет происходить торможение ротора эк­вивалентного генератора Г2 приемной части энергообъединения. При этом целесообразно наряду с применением каких-либо из вышеперечислен­ных мероприятий в передающей части системы, снижающих ускорение рото­ров, уменьшить торможение, а если необходимо, то и ускорить ротор эк­вивалентного генератора приемной системы.

Чаще всего для этой цели применяется отключение части нагрузки в приемной системе - автоматическое отключение нагрузки (САОН). Такое управляющее воздействие является крайней, вынужденной мерой, так как ведет к нарушению электроснабжения потребителей.

Естественно, что доля отключаемой нагрузки должна быть возможно меньшей. В энергообъединениях более сложной структуры, когда приемная система содержит несколько станций (рис. 6), характер нарушения динамической устойчивости имеет ряд особенностей. Так, при аварии на электропередаче ВЛ1 (см. рис. 6) устойчивость параллельной работы может определяться взаимным движением эквивалентных генераторов Г2 и Г3, то есть нарушение устойчивости происходит в приемной части энерго­объединения. На практике при упрощенном моделировании синхронных ге­нераторов э.д.с. критерием устойчивости на первом колебании можно считать прохождение максимума всеми взаимными углами. Сле­дует помнить, что постоянные инерции эквивалентных генераторов могут существенно различаться, это обусловливает многочастотный характер переходного процесса. Причем возможно нарушение устойчивости и на самой низкой из рассматриваемых частот.

Рис. 6. Энергообъединение сложной структуры.

Следует отметить, что при неучете частотных зависимостей пара­метров элементов сети, а также действия регуляторов первичных двига­телей (турбин) в математической модели электроэнергетической системы отсутствуют меры стабилизации частоты. В ходе расчета на ЭВМ за счет вычислительных погрешностей происходит лавинообразное изменение час­тоты, то есть синфазное изменение абсолютных углов генераторов в не­ограниченных пределах. При этом оценка устойчивости по взаимному дви­жению роторов генераторов остается правомерной.

ОПИСАНИЕ ПРОГРАММЫ "ДИНАМИКА"

Программа предназначена для расчета на микроЭВМ динамической ус­тойчивости электрических систем. Предусмотрена возможность моделиро­вания широкого класса возмущений в сети и основных мероприятий противоаварийной автоматики. Максимальный объем решаемой задачи – 25 узлов, 10 генераторов. Работа по программе выполняется в режиме диало­га, результаты расчетов представляются на экране дисплея в виде гра­фиков изменения взаимных углов генераторов. В качестве исходных дан­ных, кроме параметров сети и генераторов, требуются параметры предва­рительно рассчитанного нормального режима.

Реализована возможность многовариантных расчетов с коррекцией любых данных о сети и генераторах; широко использован контроль формальных ошибок пользователя с адекватной реакцией на них.

Изменение во времени углов генераторов рассчитывают численным интегрированием дифференциальных уравнений движения роторов генерато­ров методом Рунге-Кутта второго порядка.

Генератор представлен следующими соотношениями:

где , - угол и скольжение относительно синхронно вращающейся оси. Машина замещается постоянством переходной э.д.с. , включенной за переходным сопротивлением . Электромагнитная мощность вычисля­ется по следующему равенству:

где - сопряженный комплекс тока на зажимах генератора, - ком­плекс напряжения.

Любой линейный элемент сети представляется П-схемой замещения с продольным активно-индуктивным и поперечными емкостным сопротивлени­ями. Уравнения сети записываются в форме узловых напряжений

где - матрица проводимостей; - вектор задающих токов. Для узла без генератора

Расчет напряжений выполняется с использованием метода Жордана обращения матрицы узловых проводимостей:

Моделирование коммутаций и противоаварийных мероприятий.

Возму­щения в системе (короткое замыкание, поперечное тормозное сопротивле­ние) моделируются введением шунта на землю с соответствующими сопро­тивлениями и .

Изменение мощности генератора на ∆P, задаваемое в процентах (как со знаком «+»- увеличение, так и "-" - уменьшение), реализуется равенствами

что соответствует отключению и подключению части генераторов.

Изменение мощности турбины на производится также со зна­ками "+" и "-" по формуле

Аналогично задается изменение мощности нагрузки:

Изменение сопротивления любой ветви схемы реализуется введением новых значений параметров П-схемы замещения данной ветви.

Подготовка исходных данных. Узлы схемы нумеруются произвольным образом числами натурального ряда, начиная с 1, без пропуска цифр. Параметры схемы могут быть в именованных или относительных единицах, но приведенных к одной ступени напряжения. Должен быть предварительно рассчитан нормальный установившийся режим.

Для работы по программе необходимо подготовить следующую инфор­мацию.

1. Данные о ветвях в виде

I J R X B,

где I, B - номера граничных узлов; R и X - продольные активное и индуктивное сопротивления, Ом или о.е.; В - емкостная проводимость, МкСим или о.е., В < О.

2. Данные об узлах в виде

N U P_н Q_н P_г Q_г T_J x`_d δ_U,

где N - номер узла; U, δ_U - модуль, КВ или о.е., и фаза, град, на­пряжения узла; P_н , Q_н - активная (МВт или о.е.) и реактивная (МВар или о.е.) мощности нагрузки; P_г, Q_г - то же для генератора; T_J - механическая инерционная постоянная агрегата, умноженная на полную установленную мощность генератора, МВА·с или о. е. ·с; x`_d - переходное сопротивление генератора, Ом или о.е.

Данные об узлах задаются только для узлов, где включены генера­торы и нагрузки; для "пустых" узлов эту информацию вводить не нужно.

Отсутствие генератора в узле понимается по факту равенства нулю T_J либо x`_d, либо их обоих.

Порядок работы на ЭВМ. После запуска программы в ответ на предло­жение: Нажмите "ВК" - следует сделать это в "студенческом" варианте либо ввести пароль PREP (первые 4 символа латинскими буквами от cлова "преподаватель") - для реализации варианта ''преподаватель". В послед­нем случае данные можно будет считать и записать на дискету.

Далее по запросу программы вводятся данные о ветвях и узлах. При­знаками окончания ввода ветвей и узлов служат ветвь и узел, в которых I=0, J=0 и N=0 соответственно. Разделителем между числами служит запятая или как минимум один пробел. Приглашением к вводу дан­ных об очередной ветви или узле служит стрелка в начале строки на экране.

Программа проверяет правильность задания данных путем контроль­ного расчета исходного режима и сравнения рассчитанных и заданных на­пряжений узлов. Если разница не превышает 2% по модулю и 2 град по фазе, то ввод считается выполненным без ошибки. В противном случае появится сообщение:

*** ВЫ ОШИБЛИСЬ В ЗАДАНИИ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ ИЛИ НЕВЕРНО СОСЧИТАЛИ ИСХОДНЫЙ РЕЖИМ…

с возможностью коррекции данных.

Далее по запросу программы начинается ввод задания на расчет очередного переходного процесса. Структура данных на каждое действие следующая:

ВРЕМЯ ВИД ДЕЙСТВИЯ ПАРАМЕТРЫ

Ввод каждой из указанных трех групп данных заканчивается нажатием клавиши "ВК". Если при задании параметров клавиша "ВК" была нажата до ввода всех чисел, то ввод оставшихся данных следует продолжить с текущего положения курсора.

Последовательность времен действий должна быть не убывающей из диапазона 0...3,5 с; вид действия возможен из следующих:

KV - включение шунта;

КО - отключение шунта;

N - изменение мощности нагрузки;

G - изменение мощности подключенных генераторов (отключение или подключение части их);

V - изменение сопротивления ветви;

РТ - изменение мощности турбины;

О - окончить расчет.

Параметры для действий следующие:

КV - узел, сопротивление шунта (R, X );

КО - узел;

N - узел, процент изменения;

G - узел, процент изменения;

V - параметры ветви (I, J, R, X, B);

РТ - узел, процент изменения.

Процент изменения в действиях типа N , G , РТ понимается со зна­ками "+" и "-" от текущего значения параметра. То есть, если данный параметр изменяется в одном расчете неоднократно, то величина процен­та относится к последнему (текущему) значению параметра. Последнее из задаваемых действий на расчет должно быть – О.

Программа контролирует параметры на область их допустимых значе­ний и ошибочные не воспринимает, предлагая ввести их снова.

В процессе расчета на экране появляются график переходного про­цесса и перечень отрабатываемых действий. Углы генераторов изобража­ются взаимными в соответствии c формулой , где k - номер наименьшего узла с генератором.

После очередного расчета предлагаются режимы:

R - переход к очередному расчету;

К - коррекция схемы;

S - закончить работу.

Рассмотрим пример заполнения исходных данных, представленных в относительных единицах. Расчетная схема имеет вид, представленный на рис. 7.

Рис. 7. Расчетная схема энергообъединения сложной структуры.

Исходные данные для ветвей схемы замещения:

I	J	R	X	B
2	3	0	0.6	0
3	1	0	0.3	0
0	0	0	0	0

для узлов:

N	U	δU	PН	QН	PГ	QГ	ТJ	x`d
2	1	-19.7	1	0.5	0.3	0.654	7	0.4
3	1	5.1	0	0	1	0.168	6	0.43
1	1	0	0	0	0	0	999	0.01
0	0	0	0	0	0	0	0	0

Примечания: 1. Шины бесконечной мощности в узле 1 моде­лируются генератором с большой инерционной постоянной и малым переход­ным сопротивлением (T_Ji → ∞, x`_d1→ 0). Мощности генератора и на­грузки в этом узле могут задаваться произвольно (например, S_Г1 = 0+j0,

S_Н1 = 0 + j0).

2. Ветвь 0 0 и узел 0 - признаки окончания вода данных о ветвях и узлах.

P a б о т а 1

СИНХРОННАЯ ДИНАМИЧЕСКАЯ УСТОЙЧИВОСТЬ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СТАНЦИИ, РАБОТАЮЩЕЙ С МОЩНОЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМОЙ

Цель работы - оценка предела динамической устойчивости при различных аварийных возмущениях на линии электропередачи, связывающей электрическую станцию с шинами бесконечной мощности.

Программа работы

1. Выполнить задание на подготовительную работу.

2. Определить предельную по условиям динамической устойчивости мощность Р_пр при отключении одной из параллельных линий BJI (простой динамический переход) аналитически (методом площадей) и с помощью ЭВМ.

3. Определить Р_пр при коротком замыкании на линии электропере­дачи с последующим отключением поврежденной цепи для трехфазного к.з. и заданного вида несимметричного к.з.

4. Оценить эффективность трехфазного АПВ поврежденного участка ВЛ (то есть его влияние на величину Р_пр).

5. Составить отчет по работе в соответствии с требованиями к его содержанию.

Задание на подготовительную работу

1. Ознакомиться с методикой расчетов синхронной динамической устойчивости и описанием программы ДИНАМИКА.

2. Ответить на контрольные вопросы.

3. В соответствии с вариантом задания (табл.1) рассчитать пара­метры схемы замещения энергосистемы.

4. Построить графики зависимостей Р_ВЛ=f₁(δ_ВЛ), Q_ВЛ=f₂(δ_ВЛ) при изменении δ_ВЛ от 0 до 90^о.

5. Определить методом площадей Р_пр при отключении одной из параллельных цепей ВЛ.

Таблица 1

Варианты заданий к работе 1

Номер варианта	SГ ном, SТ ном	nГ= =nT	Тип электро- станции	UВЛ ном	xВЛ	x`dг	xT	U1	Uэс	TJ ном
	МВА			кВ	Ом			кВ	кВ	С
1	650	6	ГЭС	220	80	0,28	0,11	230	220	2
2	700	7	ГЭС	220	75	0,3	0,1	230	220	10
3	500	4	ГЭС	150	50	0,32	0,11	165	150	2
4	550	7	ГЭС	150	45	0,28	0,1	158	150	10
5	1500	6	ТЭС	330	80	0,3	0,12	363	330	5
6	1700	4	ТЭС	330	60	0,32	0,1	347	330	10
7	3000	6	ТЭС	500	100	0,3	0,1	525	500	6
8	2800	5	ТЭС	500	90	0,28	0,11	500	500	12

Примечания: 1.B исходном установившемся режиме мощность Р_ВЛ, передаваемая по линии, принимается равной Р_ВЛ = 0,5 S_{Г ном} .

2. В узле 1 (см. рис З) реактивное сопротивление x`<sub>d</sub> необходимо задавать для блока генератор-трансформатор: x`_d =x`_dг+ x_т .