АНАЛИЗ РЕЖИМОВ РАБОТЫ И ПОВЫШЕНИЕ УСТОЙЧИВОСТИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ РЕСПУБЛИКИ ТАДЖИКИСТАН С УЧЁТОМ УВЕЛИЧЕНИЯ НАГРУЗОК В ЕЁ СЕВЕРНОЙ ЧАСТИ тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.14.02, кандидат наук Махмадджонов Фируз Додарджонович

• Махмадджонов Фируз Додарджонович
• кандидат наук
• 2016

Оглавление диссертации кандидат наук Махмадджонов Фируз Додарджонович

2.1 Математические модели для расчета нормальных установившихся режимов ЭЭС

2.2 Методы расчета установившихся режимов

2.2.1 Классификация методов расчета

2.3 Сравнение методов расчетов установившихся режимов энергосистем

2.4 Методы моделирования и расчеты установившихся режимов ЭЭС в программном комплексе MUSTANG WIN

2.5 Статическая апериодическая устойчивость ЭЭС Республики Таджикистан в

условиях изолированности от других ЭЭС

2.5.1 Основные методы утяжеления режимов

2.5.2 Определение предельных режимов линии электропередачи 500 кВ Душанбе-Сугд при максимальных нагрузках зимнего периода 2011 года

2.5.3 Определение предельных режимов линии электропередачи 500 кВ Душанбе-Сугд при максимальных нагрузках летнего периода 2012 года

2.5.4 Определение предельных режимов линии электропередачи 500 кВ Душанбе-Сугд при максимальных нагрузках зимнего периода 2013 года и летнего периода 2014 года

2.6 Выводы

3. РАСЧЕТ И АНАЛИЗ ПЕРЕХОДНЫХ РЕЖИМОВ ЭЭС РЕСПУБЛИКИ ТАДЖИКИСТАН

3.1 Математические модели для расчета переходных режимов ЭЭС

3.2 Переходный режим работы ЭЭС Республики Таджикистан в период максимальных зимних нагрузках 2011 года

3.2.1 Минимальный зимний режим 2011 года ЭЭС Республики Таджикистан

3.2.2 Максимальный зимний режим 2011 года ЭЭС Республики Таджикистан

3.3 Переходный режим работы ЭЭС Республики Таджикистан в период максимальных летних нагрузках 2012 года

3.3.1 Минимальный летний режим 2012 года ЭЭС Республики Таджикистан

3.3.2 Максимальный летний режим 2012 года ЭЭС Республики Таджикистан

3.4 Переходный режим работы ЭЭС Республики Таджикистан в период максимальных зимних и летних нагрузках 2011-2012 годов с учётом мощности батарей статических конденсаторов на ПС Душанбе-500 и Сугд-500

3.4.1 Переходный режим работы ЭЭС Республики Таджикистан в период максимальных зимних нагрузках 2011 года с учётом мощности батарей статических конденсаторов на ПС Душанбе-500 и Сугд-500

3.4.2 Переходный режим работы ЭЭС Республики Таджикистан в период максимальных летних нагрузках 2012 года с учётом батарей статических конденсаторов на ПС Душанбе-500 и Сугд-500

3.5 Переходный режим работы ЭЭС Республики Таджикистан в период максимальных зимних нагрузках 2013 года

3.6 Переходный режим работы ЭЭС Республики Таджикистан в период максимальных летних нагрузках 2014 года

3.7 Исследование влияние режима работы батарей статических конденсаторов на ПС Душанбе-500 и Сугд-500 на режим работы линии электропередачи Душанбе-Сугд напряжением 500 кВ

3.8 Компенсация реактивной мощности в Северной части ЭЭС Республики Таджикистан для оптимизации режимов работы

3.9 Переходный режим работы ЭЭС РТ в период максимальных зимних и летних нагрузках с учётом мощности батарей статических конденсаторов на ПС Канибадам-220

3.10 Выводы

4. МОДЕЛИРОВАНИЕ И ПРОГНОЗИРОВАНИЕ РЕЖИМОВ МАКСИМАЛЬНЫХ СУТОЧНЫХ ГРАФИКОВ НАГРУЗКИ СЕВЕРНОЙ ЧАСТИ ЭЭС РЕСПУБЛИКИ ТАДЖИКИСТАН НА ОСНОВЕ МЕТОДА ГЛАВНЫХ КОМПОНЕНТ

4.1 Применение метода главных компонент в электроэнергетике

4.2 Многомерные модели суточных графиков электрической нагрузки на основе метода главных компонент

4.2.1 Представление исходных данных наблюдений

4.2.2 Ортогональное преобразование для нецентрированных данных

4.3 Классификация и распознавание графиков электрической нагрузки в пространстве главных компонент

4.3.1 Задачи и методы классификации объектов исследования

4.3.2 Классификация суточных графиков электрической нагрузки для Северной части ЭЭС Республики Таджикистан

4.3.3 Исследование взаимосвязей главных компонент с формой суточного графика электрической нагрузки

4.4 Долгосрочное прогнозирование максимальных суточных графиков электрической нагрузки Северной части ЭЭС Республики Таджикистан в пространстве главных компонент

4.4.1 Постановка задачи и выбор метода прогнозирования

4.4.2 Прогнозирование главных компонент по методу наименьших квадратов

4.5 Программа для ЭВМ «Ортогональное разложение и прогноз графиков электрической нагрузки» - «Прогноз-МГК. Версия 1.»

4.6 Определение нормальных и предельных установившихся режимов линии электропередачи 500 кВ Душанбе-Сугд для максимальных зимних и летних нагрузок 2015 года и прогнозных на 2016 год

4.7 Выводы

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

ПРИЛОЖЕНИЕ 1. Данные о параметрах оборудования ЭЭС Республики

Таджикистан

ПРИЛОЖЕНИЕ 2. Однолинейная схема соединения Северной, Центральной и Южной части ЭЭС Республики Таджикистан на напряжениях

550/220/110

ПРИЛОЖЕНИЕ 3. Максимальные и минимальные зимние и летние нагрузки подстанций на напряжениях 220-500 кВ ЭЭС Республики Таджикистан в период

2011-2014 годы

ПРИЛОЖЕНИЕ 4. Нормативные показатели устойчивости энергосистем, время деонизации среды и пропускная способность линии электропередачи в

зависимости от напряжений 35-1150 кВ

ПРИЛОЖЕНИЕ 5. Параметры эквивалента ЭЭС Республики Таджикистан на

напряжениях 220-500 кВ

ПРИЛОЖЕНИЕ 6. Определение зарядной мощности линии электропередачи

Душанбе-Сугд на напряжении 500 кВ

ПРИЛОЖЕНИЕ 7. Зимние и летние максимальные суточные графики электрической нагрузки Северной части ЭЭС Республики Таджикистан в период с 2011 по 2015 годы и результаты прогнозирование на 2016 год

ПРИЛОЖЕНИЕ 8. Результаты определения предельных режимов ЛЭП-500 кВ

Душанбе-Сугд для зимних максимальных нагрузок 2016 года

ПРИЛОЖЕНИЕ 9. Листинг программы «Прогноз-МГК. Версия 1.»

ПРИЛОЖЕНИЕ 10. Акты внедрения, дипломы конференции

Используемые сокращения и обозначения

АПВ - Автоматическое повторное включение;

ГЭС - Гидроэлектростанция;

ЛЭП - Линия электропередачи;

АРВ - Автоматический регулятор возбуждения;

АРВ ПД - Автоматический регулятор возбуждения пропорционального действия;

АРВ СД - Автоматический регулятор возбуждения сильного действия

НГЭС - Нурекская гидроэлектростанция;

БГЭС - Байпазинская гидроэлектростанция;

ВГЭС-1 - Варзобская гидроэлектростанция №1;

ВГЭС-2 - Варзобская гидроэлектростанция №2;

ВГЭС-3 - Варзобская гидроэлектростанция №3;

СГЭС-1 - Сангтудинская гидроэлектростанция №1;

СГЭС-2 - Сангтудинская гидроэлектростанция №2;

ГГЭС - Головная гидроэлектростанция;

ГРЭС - Государственная районная электрическая станция;

ЦГЭС - Центральная гидроэлектростанция;

КГЭС - Кайраккумская гидроэлектростанция;

ДТЭЦ-1 - Душанбинская теплоэлектроцентраль №1;

ДТЭЦ-2 - Душанбинская теплоэлектроцентраль №2;

ЯТЭЦ - Яванская теплоэлектроцентраль;

БСК - Батареи статических конденсаторов;

ШР - Шунтирующие реакторы;

КЗ - Короткое замыкание;

РЗ - Релейная защита;

УВ - Управляющие воздействие;

ВИЭ - Возобновляемые источники энергии;

МГЭС - Малые гидроэлектростанции;

РТ - Республика Таджикистан;

ОАХК - Открытое Акционерная Холдинговая Компания;

ПАА - Противоаварийная автоматика;

ПАУ - Противоаварийная управления;

ПО - Программное обеспечение;

ПК - Программный комплекс;

ПР - Предельный режим;

ПС - Подстанция;

СГ - Синхронный генератор

СУ - Статическая устойчивость;

СССР - Союз Советских Социалистических Республик

СВРП - Синхронизированная векторная регистрации параметров

СМПР - Система мониторинга переходных режимов;

УР - Установившийся режим;

УУН - Уравнений узловых напряжений;

ПР - Переходный режим;

ШБМ - Шин бесконечной мощности;

ЭЭС - Электроэнергетическая система;

ЭВМ - Электронная вычислительная машина;

ДАКАР - Диалоговый Автоматизированный Комплекс Анализа Режимов; МГК - Метод главных компонент;

ЦАЭС - Центрально-Азиатская экономическая сообщества; FACTS - Технологии Flexible AC Transmission System; PSS/E - Power System Simulator for Engineering; ETAP - Electrical Transient Analyzer Program;

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «АНАЛИЗ РЕЖИМОВ РАБОТЫ И ПОВЫШЕНИЕ УСТОЙЧИВОСТИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ РЕСПУБЛИКИ ТАДЖИКИСТАН С УЧЁТОМ УВЕЛИЧЕНИЯ НАГРУЗОК В ЕЁ СЕВЕРНОЙ ЧАСТИ»

Введение

Актуальность темы исследования. Республика Таджикистан относится к странам со значительными запасами гидроресурсов, которые используются в энергетике. Свидетельством этого являются мощные гидроэлектростанции, построенные во времена СССР и после его распада [48,58]. До 2009 года электроэнергетическая система РТ была включена в ЭЭС Центрально-Азиатского экономического сообщества. Потребители Северной части энергосистемы были подключены к ЭЭС Республики Узбекистан, однако связи между Центральной и Северной частями ЭЭС Республики не было. После 2009 года ЭЭС РТ функционирует изолированно от ЭЭС ЦАЭС. В Северной части большими темпами развиваются промышленные и аграрные предприятия. Производство электроэнергии в Северной части осуществляет только Кайраккумская ГЭС мощностью 126 МВт, а потребление в максимальных режимах по замерам в зимний период 2015 г. составляет 840 МВт, а в летний - 810 МВт. Построенная в 2012 году линия электропередачи Душанбе-Сугд напряжением 500 кВ, а также Душанбинская ТЭЦ-2 мощностью 100 МВт только частично решили проблему дефицита мощности в Северной части ЭЭС РТ в зимний период [64].

Суточные графики электрической нагрузки Северной части ЭЭС РТ свидетельствуют о том, что в летний период потребители получают электроэнергию без ограничений, а в зимний период между утренним и вечерним максимумами вводятся ограничения из-за недостатка воды в водохранилищах Нурекской ГЭС и Байпазинской ГЭС [108].

Таким образом, в современных условиях функционирования ЭЭС РТ актуальными вопросами являются: исследование и повышение пропускной способности ЛЭП-500 кВ Душанбе-Сугд, исследование статических и динамических свойств Южной, Центральной и Северной частей ЭЭС РТ в изолированном режиме работы от ЭЭС соседних стран. При планировании режимов работы энергосистемы, особенно в её Северной части, необходимо выполнять прогнозирование максимальных суточных графиков нагрузки для

зимних и летних режимов на несколько лет вперед [74].

Степень разработанности темы исследования. По проблемам развития ЭЭС Республики Таджикистан за последние годы проведены диссертационные исследования, в результате которых получены данные анализа статической и динамической устойчивости ЭЭС РТ, работающей параллельно с ЭЭС ЦАЭС (Касобов Л.С.); рассмотрены вопросы регулирования качества электроэнергии и установки батарей статических конденсаторов на подстанциях Центральной части ЭЭС РТ (Назиров Х.Б.).

Однако вопросы статической и динамической устойчивости ЭЭС в условиях изолированности ЭЭС РТ относительно ЭЭС ЦАЭС, а также вопросы компенсации реактивной мощности в Северной части не исследовались. Не рассматривались вопросы прогнозирования максимальных режимов работы ЭЭС, функционирующей в условиях ввода ограничений потребителей в зимний период.

Объектом исследования является электроэнергетическая система Республики Таджикистан.

Предметом исследования являются режимы работы электроэнергетической системы Республики Таджикистан в условиях вынужденной, временной изолированности от ЭЭС ЦАЭС.

Целью диссертационной работы является повышение устойчивости ЭЭС РТ и надежности электроснабжения потребителей в её Северной части при существующих и перспективных нагрузках.

Для достижения поставленной цели в данной работе ставятся и решаются следующие задачи:

1. Создать расчетную схему в программном комплексе MUSTANG для выполнения моделирования в установившихся и переходных режимах работы ЭЭС РТ.

2. Исследовать нормальные установившиеся и предельные режимы работы ЭЭС РТ в зависимости от периода потребления нагрузки (зимою и летом), а также при прогнозных нагрузках Северной части на 2016 год.

3. Исследовать переходные режимы работы ЭЭС РТ, а также провести

анализ динамической устойчивости параллельной работы Южной, Центральной и Северной частей ЭЭС РТ.

4. Провести анализ влияния режимов работы БСК на ПС Душанбе-500, Сугд-500 и на ПС Канибадам-220 на установившиеся и переходные режимы работы ЭЭС РТ.

5. Разработать математическую модель и методику прогнозирования максимальных электрических нагрузок для Северной части ЭЭС РТ.

6. Исследовать максимальные летние и зимние нагрузки, определить мощности и места установки БСК на ПС в Северной части ЭЭС РТ.

7. Выполнить оценку запаса перетока активной мощности по ЛЭП-500 кВ Душанбе-Сугд для максимальных зимних и летних режимов 2015 г. и прогнозных максимальных режимов 2016 г. при изменении мощности БСК на ПС Душанбе-500, Сугд-500 и на ПС Канибадам-220.

Новизна результатов проведенных исследований заключается в следующем:

1. Впервые для условий изолированной работы ЭЭС Республики Таджикистан с ограничениями потребителей в зимний период выполнено компьютерное моделирование и комплексное исследование режимов работы и влияния реактивной мощности батарей статических конденсаторов на подстанциях Душанбе-500, Сугд-500 и Канибадам-220 на повышение статической устойчивости линии связи Юг-Север и ее пропускной способности, а также на напряжения в узлах сети и потери электроэнергии в линиях 220-500 кВ в Северной части.

2. Результаты компьютерного моделирования и исследований установившихся и переходных режимов работы электроэнергетической системы Республики Таджикистан, а также динамической устойчивости генераторов Кайраккумской ГЭС при возмущениях на шинах подстанций напряжением 220500 кВ, отличающиеся тем, что выполнены для условий изолированного режима работы от энергосистем соседних стран и позволившие дать практические рекомендации по оптимизации реактивной мощности и выбору мест установки

батарей статических конденсаторов в Северной части энергосистемы.

3. Методика моделирования, классификации и прогнозирования максимальных зимних и летних суточных графиков электрической нагрузки потребителей на примере Северной части электроэнергетической системы Республики Таджикистан, отличающаяся тем, что моделирование и прогнозирование выполняются в пространстве главных компонент, что позволяет повысить точность прогнозирования.

4. Установленные зависимости максимумов нагрузки суточного графика с главными компонентами ортогонального разложения, позволяющие повышать точность прогнозирования электропотребления с использованием аналитических методов и экспертных оценок.

Теоретическая значимость диссертационной работы заключается в следующем:

- Разработана новая методика прогнозирования максимальных электрических нагрузок на основе метода главных компонент.

- Установленные зависимости главных компонент ортогонального разложения суточных графиков электрической нагрузки с максимумами нагрузки (утренняя и вечерняя) позволяют повышать точность прогнозирования.

Практическая значимость диссертационной работы заключается в следующем:

- Разработаны предложения по установке БСК на ПС Канибадам в Северной части ЭЭС РТ.

- Выполнена оценка эффекта влияния компенсирующих устройств, установленных на ПС Сугд-500 и Душанбе-500, на увеличение пропускной способности ЛЭП-500 Душанбе - Сугд, стабилизацию напряжения на шинах ПС Северной части и устойчивость генераторов Кайраккумской ГЭС.

- Разработана методика прогнозирования максимальных электрических нагрузок для Северной части, которую можно использовать при прогнозировании нагрузки для Центральной и Южной частей ЭЭС РТ в Открытой Акционерной Холдинговой Компании «БАРКИ ТОЧИК».

- Разработана программа для ЭВМ «Ортогональное разложение и прогноз графиков электрической нагрузки» - «Прогноз-МГК. Версия 1.» по прогнозированию электропотребления Северной части ЭЭС РТ на основе МГК и подана заявка на регистрацию.

Внедрение результатов. Полученные результаты работы используются:

- при планировании развития генерации и электрических сетей для Северной части, а также для всей энергосистемы Республики Таджикистан в ОАХК «БАРКИ ТОЧИК» (документ от ОАХК «БАРКИ ТОЧИК» об использование результатов диссертационной работы №11/194-20067 от 15.01.16

г.);

- в учебном процессе ЮРГПУ(НПИ) при проведении лекционных, практических и семинарских занятий для подготовки магистров по направлению «Электроэнергетика и электротехника» (акт внедрения);

-в учебном процессе Таджикского технического университета при проведении лекционных, практических и семинарских занятий для подготовки магистров и бакалавров по направлению «Электроэнергетика и электротехника» (акт внедрения).

Методология и методы исследования. При решении поставленных задач были использованы: методы численного и математического моделирования, метод главных компонент для прогнозирования электрических нагрузок, методы наименьших квадратов, кластерного анализа, анализа установившихся и переходных режимов, элементы теории устойчивости ЭЭС.

Основные положения, выносимые на защиту:

1. Компьютерная модель ЭЭС РТ, созданная с помощью ПК MUSTANG для расчетов установившихся и переходных зимних и летних режимов работы.

2. Методика долгосрочного прогнозирования максимальных зимних и летних нагрузок для Северной части ЭЭС РТ на основе метода главных компонент.

3. Рекомендации по определению мощности БСК на ПС Канибадам в Северной части ЭЭС РТ.

4. Оценки запаса пропускной способности ЛЭП-500 кВ Душанбе-Сугд для зимних и летних нагрузок на основе исследований существующих и прогнозных максимальных электрических нагрузок в Северной части на 2016 год.

Степень достоверности полученных результатов обеспечивается корректностью использования математических методов и моделей (методов расчета установившихся и переходных режимов, теории устойчивости и метода главных компонент). Для компьютерного моделирования использовался апробированный в энергосистемах России программный комплекс MUSTANG. Статистические данные фактического электропотребления получены с помощью сертифицированных систем телемеханики и коммерческого учета, эксплуатирующихся в ЭЭС РТ. Результаты прогнозирования сопоставлялись с фактическими данными, предоставленными ОАХК «БАРКИ ТОЧИК».

Апробация работы. Основные положения и результаты работы докладывались и обсуждались на следующих конференциях и семинарах:

- XXXV и XXXVII сессии Всероссийского научного семинара Академии наук Российской Федерации «Кибернетика электрических систем» (ЮРГПУ, г. Новочеркасск), 2013, 2015 гг.

- XI, XII и XIII Международные научно-технические конференции «Современные энергетические системы и комплексы и управление ими» (ЮРГПУ, г. Новочеркасск), 2013, 2014 и 2015 гг.

- VI Международная научно-техническая конференция «Электроэнергетика глазами молодежи» ((ИГЭУ, г. Иваново) 9-13 ноября 2015 г).

- «Научно-техническая конференция и выставка инновационных проектов» (ЮРГПУ, г. Новочеркасск) 14-16 декабря 2014 г.

- XXXIV-XXXV Международная заочная научно-практическая конференция «Научная дискуссия: Вопросы технических наук» г. Москва, 2015г.

Публикации. Результаты диссертационного исследования опубликованы в 10 научных работах общим объемом 2,92 п.л., вклад соискателя составляет 2,21 п.л., из них 3 публикации в рецензируемых научных журналах из перечня ВАК. Подана заявка на свидетельство о регистрации программы для ЭВМ

«Ортогональное разложение и прогноз графиков электрической нагрузки» -«Прогноз-МГК. Версия 1.»

Личный вклад автора состоит в формулировании и доказательстве основных научных положений, в непосредственном участии на всех этапах исследования, в получении теоретических и экспериментальных данных, в разработке компьютерной модели в программном комплексе MUSTANG для расчетов и анализа установившихся и переходных режимов работы ЭЭС РТ и в разработке программы для ЭВМ «Ортогональное разложение и прогноз графиков электрической нагрузки» - «Прогноз-МГК. Версия 1.».

Соответствие паспорту специальности. Диссертационная работа соответствует формуле научной специальности 05.14.02 - «Электрические станции и электроэнергетические системы» и следующим областям исследований:

- п. 6 «Разработка методов математического и физического моделирования в электроэнергетике» (создана математическая модель ЭЭС РТ, включая её Северную часть в ПК MUSTANG для расчетов установившихся и переходных режимов);

- п. 13 «Разработка методов использования ЭВМ для решения задач в электроэнергетике» (разработана программа для прогнозирования электрических нагрузок на основе МГК; для моделирования режимов работы ЭЭС РТ использовался ПК MUSTANG).

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения, списка литературы из 134 источников и приложений. Работа иллюстрирована 41 таблицами и 66 рисунками. Общий объем диссертации 198 страниц из них основного текста 161 страниц.

Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю заведующему кафедрой «Электроснабжения и электропривод», доктору технических наук, профессору И.И. Надтоку за постоянную поддержку и помощь в работе, а также другим сотрудникам кафедр «Электроснабжение и

электропривод» и «Электрические станции и электроэнергетические системы» за внимание и критические замечания, высказанные при обсуждении работы, руководству Южно-Российского государственного политехнического университета (НПИ) имени М.И. Платова, Министерству образования и науки Российской Федерации, Министерству образования и науки Республики Таджикистан, Центру международных программ «Дурахшандагон» за оказанную помощь и выделение президентской квоты на обучение в аспирантуре ЮРГПУ(НПИ).

1. ХАРАКТЕРИСТИКА ЭЭС РЕСПУБЛИКИ ТАДЖИКИСТАН.

ОБЗОР ЛИТЕРАТУРЫ И ПОСТАНОВКА ПРОБЛЕМЫ

1.1 Описание ЭЭС Республики Таджикистан. Состояние и перспективы развития электрических станций и сетей

В Республики Таджикистан практически нет углеводородного топлива: нефти, газа, конденсата, а имеющиеся большие запасы угля расположены на больших высотах в труднодоступной местности в горах и вдали от обжитых районов. Освоение их потребует огромных капиталовложений, в том числе и дорог для доставки угля, из-за чего стоимость электроэнергии на этих углях будет чрезвычайно высокой [121].

Однако, РТ имеет Памир, на котором расположены истоки реки Амударьи. Это ледники Федченко, Медвежий и множество малых ледников, это Сарезское озеро глубиной почти 500 метров.

Крупные реки протекают по многим территориям РТ, такие как Пяндж, Вахш, Сыр-Дарья, Аму-Дарья, Обихингоу, Сурхоб, Кафарниган, Варзоб. Основную роль среди них играет река Вахш, с которой и началось освоение водно-энергетических ресурсов республики. Река Вахш дает порядка 40% объема воды и до 60%, пограничная с Афганистаном, река Пяндж.

Отсюда и огромный энергетический потенциал РТ. Имея всего 7% равнинных земель (93% - это горы), РТ располагает 9% гидроресурсов всего бывшего СССР. Российская Федерация имеет 80%, и все остальные бывшие Республики СССР 11%. Запасы гидроэнергоресурсов реки Вахш с её притоками составляет около 15 млн. кВт установленной мощности с выработкой 54 млрд. кВт.час электроэнергии в год. Еще большие мощности можно получить на реке Пяндж. Здесь имеется 13 потенциальных створов с общей мощностью ГЭС 17,7 млн.кВт и выработкой электроэнергии 82 млрд.кВт.час в среднемноголетний по водности год. Среди них проект Даштиджумской ГЭС мощностью 4 млн.кВт.

Высота плотины 320 м, выработка электроэнергии 15,6 млрд.кВт.час [121]. Распределение запасов гидроресурсов на территории РТ показано на рисунке 1.1

Рисунок 1.1 - Распределение водно-энергетических ресурсов на территории РТ

Потенциал водно-энергетических ресурсов РТ с учетом запасов ледников, больших и малых рек, составляют 527,05 млрд.кВт.ч. Потенциальные гидроэнергоресурсы основных рек бассейна Вахша оцениваются в 8,6 млн.кВт. по среднегодовой мощности. В настоящее время освоение гидроресурсов составляет

16,354 млрд.кВт.ч. Это 9,5% от технически возможных к использованию, объем которых составляет 172,341 млрд.кВт.ч. В середине 50-х годов двадцатого века началось строительство Вахшского каскада ГЭС. Каскад Вахских ГЭС дает возможность каждому кубометру воды «отработать» несколько раз (на каждой ГЭС), отдавая свою энергию, а создание водохранилищ, например Нурекского, позволяет не только увеличить выработку электроэнергии, но и создать запасы воды для ирригации, накопив ее во время паводка и использования воды для орошения летом, когда на реке мало воды, а потребность в ней велика, для промывных и влагозарядковых поливов, перед посевом сельхозкультур [53]. 600

500

400

300

200

100

0

В 1936 году была построена первая Варзобская ГЭС в ЭЭС РТ, мощностью 7,44 МВт на реке Варзоб. Последняя построенная ГЭС в 2013 году является Сангтудинская ГЭС-2 мощностью 220 МВт [55,108]. Состав генерирующего оборудования на территории РТ приведен в таблице 1.1.

527,05

Весь потенциал гидроресурсов Технически возможны Освоенный гидроресурс

освоеннию гидроресурс

■ Млрд.кВт.ч. В процентах % Рисунок 1.2 - Потенциал водно-энергетических ресурсов РТ

Суммарная установленная мощность тепловых электростанции 418 МВт, что составляет 7,82 %, а установленная мощность ГЭС 4926,41 МВт что составляет92,18 %. В настоящее время ЭЭС РТ испытывает проблемы в электроснабжении потребителей в зимний период. Из-за нехватки электроэнергии в зимний период ограничиваются потребители в некоторых районах страны.

Таблица 1.1

Наименования и мощность электростанций ЭЭС РТ

№ п/п Наименование электростанций Общая установленная мощность, тыс.кВт Годовая выработка электроэнергии, млрд.кВт.ч

Гидроэлектростанции

1. НГЭС 3000 11,2

2. БГЭС 600 2,5

3. СГЭС-1 670 2,73

4. СГЭС-2 220 1,93

5. ГГЭС 240 1,15

6. ПГЭС 29,95 0,18

7. ЦГЭС 15,1 0,03

8. КГЭС 126 0,6

9. ВГЭС-1 7,44 0,03

10. ВГЭС-2 14,4 0,07

11. ВГЭС-3 3,52 0,02

Тепловые электростанции

1. ДТЭЦ-1 198 1,04

2. ДТЭЦ-2 100 0,96

3. ЯТЭЦ 120 0,63

Итого 5344,41 23,07

Это объясняется тем, что в зимние месяцы уменьшается таяние снега и ледников, от которых зависит объем воды в реке Вахша. А в летний период в водохранилище НГЭС невозможно накапливать необходимое для зимнего периода количество воды из-за дефицита объема водохранилища, вследствие чего вода летом сбрасывается. Ранее дефицит электроэнергии покрывался за счет

экспорта из соседних стран. Географическое расположение ЭЭС РТ и ее связи с ЭЭС ЦАЭС показано на рисунке 1.3 [48].

Рисунок 1.3 - Географическое расположение объектов ЭЭС РТ и ее связи с ЭЭС ЦАЭС

До декабря 2009 года ЭЭС РТ была соединена по ЛЭП 220 и 500 кВ с Объединенной энергосистемой Центральной Азии, и Северная часть (область Сугд) получала электроэнергию от Республики Узбекистан и Республики Киргизстан. С декабря 2009 года РТ начала эксплуатацию своей энергетической системы в изоляции от других стран ЦАЭС, и как следствие, в настоящее время отсутствует возможность обеспечения бесперебойного энергоснабжения потребителей в зимние месяцы. Это создает значительные объемы недоотпуска

электроэнергии, что приводит к негативным социальным последствиям и экономическим убыткам. В ЭЭС РТ можно выделить три части: Северную, Центральную и Южную части [64]. В сложившийся ситуации правительство РТ приняло решение соединить Северную часть ЭЭС с Центральной и Южной частями. Была построена ЛЭП-500 кВ Душанбе-Сугд, параметры которой приведены в таблице 1.2.

Таблица 1.2

Параметры ЛЭП Душанбе - Сугд напряжением 500 кВ

Название Класс Марка и Длина, км Кол-во Макс.

ЛЭП напряжения, сечение цепей допустимый

кВ провода ток, А

Душанбе- 500 3хАС-400 213 1 2000

Сугд

Таблица 1.3

Связи между Северной, Центральной и Южной частями ЭЭС РТ

ПС Душанбе-500 ПС Сугд-500

ЛЭП напряжением 220 кВ ЛЭП напряжением 500 кВ ЛЭП напряжением 500 кВ ЛЭП напряжением 220 кВ

Новая - Душанбе НГЭС - Регар -1 Душанбе - Сугд Сугд - Айни

Новая - Душанбе НГЭС - Регар -2 Сугд-Ходжент-КГЭС

Джангал - Душанбе Регар - Душанбе Сугд - Бустон-КГЭС

ДТЭЦ-2 - Душанбе Сугд - КНС-1

Ордж-2-Душанбе Сугд - КНС-2

Сугд - Узловая

Электрическая связь между Северной, Центральной и Южной частями осуществляется через ПС Душанбе-500 и Сугд-500. ПС Душанбе-500 находится в Центральной части, а ПС Сугд-500 в Северной части ЭЭС РТ. Связи указанных ПС с ЭЭС на напряжениях 220, 500 кВ показаны в таблице 1.3.

Для повышения надежности связи Юг-Север в Центральной части ЭЭС РТ была построена Душанбинская ТЭЦ-2 мощностью 200 МВт. Первая очередь теплоэлектроцентрали мощностью 100 МВт, была сдана в эксплуатацию 13-го сентября 2014 года. Стратегией государства РТ для решения сложившийся проблемы в условиях вынужденной, временной изолированности ЭЭС от других энергосистем соседних стран, является построение Рогунской (3600 МВт) и Шуробской (800 МВт) ГЭС в Южной части ЭЭС страны, на реке Вахш. Со строительством Рогунской плотины появляется возможность многолетнего регулирования стока реки Вахш, то есть набирать воду в оба вышеуказанных водохранилища в многоводные и подавать ее на ирритацию в маловодные годы. Кроме того, Рогунское водохранилище позволяет оросить в Республике Туркмения и Республики Узбекистан 320 тыс.га новых земель и улучшить водообеспеченность одного миллиона га земель в низовьях Амударья. Всего на Вахшком каскаде уже построено шесть гидроэлектростанций общей мощностью около 4706 тыс.кВт и выработкой около 18 млрд.кВт.час, т.е освоено всего порядка 30% мощности.

Рогунская ГЭС, створ плотины которой должен быть расположен в 100 км выше НГЭС, имеет следующие основные параметры [72]:

- высота плотины - 335 м;

- мощность - 3600 тыс.кВт., шесть агрегатов по 600 тыс.кВт. каждый;

- выработка электроэнергии - 13,3 млрд. кВт.час;

- объем водохранилища - 13,3 млрд. куб. м., в том числе полезный объем 8,6 млрд. куб. м.

В Северной части ЭЭС планируется построить ТЭС мощностью 600 МВт, а также ГЭС на реке Зарафшан. Модифицируется также и схема соединения ЭЭС. Будут построены новые ПС и ЛЭП связи. Перспективы развития ЭЭС РТ обусловлены соединением с другими ЭЭС, такими как ЭЭС России, Узбекистана, Кыргызстана, Афганистана, Казахстана, Ирана, Китая и Пакистана [72,121]. Проект CASA-1000, который в ближайшем будущем должен быть реализован, поможет ЭЭС РТ соединиться с соседними странами и в летний период

передавать активную мощность, а в зимнем периоде получать электроэнергию по линиям связи из ЭЭС соседних стран [48].

1.2 Анализ диссертационных работ по ЭЭС Республики Таджикистан

Анализ статической и динамической устойчивости ЭЭС РТ был выполнен в диссертационной работе Касобова Л.С. [51]. В его работах получены следующие наиболее важные результаты: определена область статически апериодически устойчивых режимов энергосистемы; выполнена оценка запасов статической устойчивости; для повышения динамической устойчивости ЭЭС РТ предложен алгоритм управления на основе отключения части генераторов НГЭС во время больших возмущений [49,50,51,52,53]. Моделирование режимов ЭЭС выполнялось численными методами с использованием математических пакетов Matlab, Mathcad [54,56], профессиональных пакетов программ MUSTANG и TKZ 3000 [113,114].

Исследования Касобова Л.С. были сделаны в 2009 году с учётом параллельной работы ЭЭС РТ с ЭЭС Республики Узбекистан. В качестве шин бесконечной мощности была принята ГРЭС Республики Узбекистан. В настоящее время проблема обеспечения статической и динамической устойчивости ЭЭС РТ имеет другой характер, потому что ЭЭС вынужденно, временно работает изолированно от других ЭЭС соседних стран.

Проблемы обеспечения качества электроэнергии рассмотрены в диссертационной работе Назирова Х.Б. [46,81,122]. Основные результаты данной диссертационной работы состоят в следующем: выполнен анализ электромагнитной обстановки; рассмотрены возможности регулирования напряжения в узлах, разработана методика выбора и размещения конденсаторных батарей на некоторых ПС Центральной части ЭЭС; предложены мероприятия по обеспечению КЭ. Моделирование и оценки показателей КЭ в ЭЭС РТ, произведены с помощью программ Mathcad и Rastrwin [122].

В настоящее время все большее внимание уделяется возобновляемым источникам энергии, для покрытия дефицита активной мощности в автономных районах. Некоторые районы РТ находятся в горах, где нет связи посредством ЛЭП с основной ЭЭС. В диссертационной работе Исмоилов Ф.О. [47] приводятся сведения о том, что РТ очень богата солнечными и гидроресурсами. Примененяя ВИЭ в качестве МГЭС, солнечных фотоэлектрических станций, ветроэнергетических установок, можно решить проблему покрытия дефицита активной мощности.

Выполненный анализ диссертационных работ за последнее десятилетие указывает на необходимость исследований по расчетам и анализу статической и динамической устойчивости ЭЭС РТ в новых условиях работы. Основные изменения в ЭЭС РТ после 2009 года [48,64]:

- отключены две ЛЭП Л-20-С-1, Л-20-С-2 напряжением 220 кВ, протяжённостью 5 км, которые соединяли ПС Сугд-220 ЭЭС РТ с Сырдарьеинской ГРЭС Республики Узбекистан и вся нагрузка Северной части ЭЭС РТ покрывалось от ЭЭС Республики Узбекистан;

- отключена ЛЭП напряжением 500 кВ, Л-507 с протяжённостью 255 км, которая соединяла ПС Регар-500 ЭЭС РТ с ПС Гузар-500 ЭЭС РУ;

- отключена ЛЭП напряжением 500 кВ, Л-508 с протяжённостью 162,3 км, которая соединяла ПС Регар-500 ЭЭС РТ с ПС Сурхан-500 ЭЭС Республики Узбекистан;

- на реке Вахш построена и сдана в эксплуатацию СГЭС-2 мощностью 220

МВт;

- в Центральной части ЭЭС РТ построена и сдана в эксплуатацию первая очередь ДТЭЦ-2, мощностью 100 МВт;

- построена и сдана в эксплуатацию ЛЭП Л-518, напряжением 500 кВ Душанбе - Сугд, протяжённостью 213 км;

- построены и сданы в эксплуатацию ПС Душанбе-500 в Центральной части и ПС Сугд-500 в Северной части (области Сугд);

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Махмадджонов Фируз Додарджонович, 2016 год

источников в узле;

Рнг, От - активная и реактивная мощность нагрузки в узле ¡;

р, - вытекающие сетевые активные и реактивные мощности из

узла i в сеть.

2.5 Статическая апериодическая устойчивость ЭЭС Республики Таджикистан в условиях изолированности от других ЭЭС

2.5.1 Основные методы утяжеления режимов

Методы исследования статической устойчивости современных сложных электрических систем можно разделить на две группы. К первой группе относятся приближенные методы исследования, позволяющие определять условия

апериодической статической устойчивости системы, т. е. определять режимы, устойчивость которых не может нарушаться апериодически [33,61]. Методы второй группы предназначены для анализа статической устойчивости с учетом самораскачивания и требуют адекватного учета переходных процессов во всех динамических элементах системы, включая устройства регулирования. Методы этих двух групп взаимно дополняют друг друга. Применение упрощенных методов позволяет существенно сузить диапазон режимов системы, для которых следует проводить уточненные расчеты и, тем самым, существенно уменьшить объем исследования. Таким образом, вопросы анализа апериодической статической устойчивости ЭЭС представляются весьма актуальными. Обычно исследование апериодической статической устойчивости того или иного режима системы состоит из двух этапов: 1) расчета исследуемого УР и 2) расчета

свободного члена характеристического уравнения n по результатам первого этапа [34]. В ряде отечественных работ [44,45] предлагается полностью или в значительной степени совместить эти два этапа с целью упрощения и ускорения расчетов.

При расчете на ЭВМ УР сложных ЭЭС широкое применение нашел метод Ньютона [41]. На каждом шаге вычислительного процесса по методу Ньютона вычисляется матрица коэффициентов линеаризованных уравнений УР (матрица

Якоби). Поскольку n является определителем системы линеаризованных

уравнений переходных процессов в исследуемой системе при p = 0, при определенных условиях он может совпадать с определителем матрицы Якоби. Расчеты УР, как правило, ведутся при предположениях и способах задания исходных данных, отличных от используемых при анализе статической

устойчивости. Поэтому важной является оценка an при расчете УР, а также допустимых и оптимальных режимов сложных ЭС с помощью программ, реализующих метод Ньютона. Такая оценки при расчете УР по методу Ньютона -Рафсона реализована в программном комплексе MUSTANG, широко применяемый

на практике. Использование этих программ позволяет достаточно просто и обоснованно определить параметры предельного по апериодической устойчивости режима по якобиану, вычисляемому при расчете УР и

соответствующему ап . [63]

Решения задачи проверки статической устойчивости УР требует:

1) Составление линеаризованных дифференциальных уравнений малых колебаний для всех элементов системы и их регулирующих устройств;

2) Составление характеристического уравнения и проверки знаков его корней, проверки знаков действительных корней и действительных частей корней характеристического уравнения.

Система устойчива, если все действительные части комплексных корней характеристического уравнения отрицательны. Один комплексный корень с положительной действительной частью вызывает самораскачиванию, колебательного процесса с нарастающими амплитудами. Анализ статической апериодической устойчивости показывает, что в ЭЭС не может возникнуть самораскачивание, не должно быть комплексных корней характеристического уравнения с положительной действительной частью. Анализ знаков корней характеристического уравнения требует вычисления и создает трудности. Такой анализ состоит в определении изменения знака свободного члена при утяжеления режима, который начиняется с устойчивого режима [66]. Прохождение свободного члена характеристического уравнения через ноль соответствует пределу статической апериодической устойчивости. При расчете УР должны выполнятся важные три условия [33,39,45,69]:

1) Для генерирующих узлов в качестве независимых переменных должны быть заданы Р и и;

2) Узлы нагрузок вводятся теми же статическими характеристиками, что и при расчете статической устойчивости;

3) В качестве базисно балансирующего узла выбирается узел, напряжение которого не изменяется по модулю по частоте.

Предельный по апериодической устойчивости режим ЭЭС определяется последовательным изменением (утяжелением) исходного устойчивого режима . Известны следующие способы утяжеления режима [33]:

- увеличение общей нагрузки (и генерации) ЭЭС в заданных узлах сети;

- перераспределение нагрузки между генерирующими узлами;

- снижение напряжения в заданных узлах ЭЭС.

Определение предельных по апериодической устойчивости режимов можно выполнять на каждом шаге метода Ньютона. Результаты соответствуют методу последовательных интеревалов или в общем случае методу расчетуа по параметру, что показывает, что выбор параметра соответсвует выбору шага утяжеления [91,94].

В исследовании УР работы ЭЭС РТ в современных условиях рассмотрено несколько вариантов нагрузки потребителей в максимальных и минимальных режимах [64,65,66], которые приведены в таблицах П.3.1, П.3.2 Приложения 3. Эти сведения о максимальных и минимальных нагрузок ПС Центральной, Южной и Северной части ЭЭС РТ на напряжении 220-500 кВ, в период 2011-2014 годов, были предоставлены ОАХК «БАРКИ ТОЧИК», Министерства энергетики и водных ресурсов РТ [48]. Схема соединения ЭЭС РТ на напряжениях 220-500 кВ, а также электростанций, подстанций, ЛЭП, БСК, Южной, Центральной и Северной части ЭЭС показаны на рисунке 2.4.

Душанбе

500 кВ 5003

5004 С

уг^

ш

■< со

х со

220 кВ

Регар

АТ-1,2,3 )3х(3х267) МВА

Т

Н1

СШ^

ОРДЖ-2

2038 Бостон

т

220 кВ

Кайраккумская ГЭС

Ходжент

V0 6х335 МВт

Г\)

Нурекская ГЭС 3х335 МВт

Канибадам

Джангал

4х150 МВт

(2Н2>

-►в

220 кВ

Лолазор

Байпазинская ГЭС

в

в

6х21 МВт

2010

в

в

в

в

в

в

в

в

Рисунок 2.4 - Схема соединения электростанций и ПС между Северной, Центральной и Южной частями ЭЭС РТ на напряжениях 220-500 кВ

Исследование предельных режимов ЛЭП-500 кВ Душанбе-Сугд произведено утяжелением по активной мощности нагрузки на ПС в Северной части, в зависимости от потребляемой максимальной нагрузки на этих ПС.

Таблица 2.1

Потребляемая активная и реактивная мощности нагрузки ЭЭС РТ

Время года Центральная часть ЭЭС РТ Южная часть ЭЭС РТ Северная часть ЭЭС РТ

МВт Мвар МВт Мвар МВт Мвар

Максимальный режим Зима - 2011 1347 486 988,1 469,6 483,2 193

Максимальный режим Лето - 2012 858 309 641,6 228,1 572,4 247,9

Максимальный режим Зима - 2013 924 310 424,4 130,3 648 245,5

Максимальный режим Лето - 2014 691 250 397,1 127,4 703 315,5

Главная схема соединений электростанций с ПС Северной, Центральной и Южной частей на напряжениях 220-500 кВ показаны на рисунке 2.4. Потребляемая активная и реактивная мощности нагрузки ПС приведены в таблицах П.2.1, П.2.2 Приложения 2. Моделирование в ПК MUSTANG выполнено на основания реальных данных, сведения о которых приведены в таблицах приложений (ЛЭП - в таблице П.1.1 Приложения 1, соединяющие все части ЭЭС, трансформаторов и автотрансформаторов ПС - в таблице П.1.2 Приложения 1, генераторов электрических станций - в таблице П.1.3 Приложения 1) на напряжениях 220-500 кВ, которые также были предоставлены ОАХК «БАРКИ ТОЧИК» [48,85,105]. Созданная расчетная схема для расчета УР в ПК MUSTANG для периода зимнего максимума 2011 года имеет 64 узла и 84 ветвей.

Особое внимание при расчете УР уделено перетоку активной и реактивной мощности ЛЭП-500 кВ Душанбе-Сугд, а также вырабатываемой активной и реактивной мощностям гидроэлектростанции КГЭС, которая является единственном источником электрической энергии в Северной части ЭЭС РТ. В качестве ШБМ принят узел шин 500 кВ НГЭС-1. Учтены в схеме все генераторы электростанций, а также все трансформаторы, автотрансформаторы ПС на напряжениях 220-500 кВ. После строительства ЛЭП-500 кВ Душанбе-Сугд в 2012

году и сдачи в эксплуатацию двух ПС Душанбе-500 и Сугд-500 напряжением 500 кВ, влияния режимов работы БСК на ПС и ШР линии, еще не рассматривались при анализе установившихся и переходных режимов ЭЭС РТ [65]. В диссертационной работе БСК на ПС и ШР линии 500 кВ учитывались в созданной модели электрической схемы ЭЭС РТ и в зависимости от режима потребителей реактивной мощности в Северной части включались и отключались на ПС Душанбе-500 и Сугд-500, схема соединения которых показана на рисунке 2.5 [79].

ПС Душанбе-500

ШР 3х40 МВар

ШР 3х40 МВарПС Сугд-500

3хАС-400

213 км

ЛЭП-500 кВ Душанбе-Сугд

БСК

АТ-1 3х167 МВА

3х40 МВар

АТ-2 2х(3х167) МВА

БСК

8х40 МВар

Рисунок 2.5 - Схема соединений БСК на ПС Душанбе-500, Сугд-500 и ШР ЛЭП-500 кВ

Душанбе-Сугд

2.5.2 Определение предельных режимов линии электропередачи 500 кВ Душанбе-Сугд при максимальных нагрузках зимнего периода 2011 года

Моделирование предельных режимов ЛЭП-500 кВ Душанбе-Сугд произведено увеличением нагрузки в Северной части ЭЭС РТ. Данные нагрузок в зависимости от характера потребления, а также сезонности в период 2011-2012 годов приведены в таблице П.3.1 Приложения 3. Для определения предельных режимов использованы максимальные нагрузки потребителей. Моделирования выполнено следующим образом[65,79]:

1. В расчетной схеме для определения предельных режимов ШР ЛЭП-500 кВ Душанбе-Сугд, а также БСК на ПС Душанбе-500 и Сугд-500 не учитывались,

так как данные за период 2011-2012 годах не были получены от ОАХК Барки Точик;

2. В расчетной схеме для определения предельных режимов ШР ЛЭП-500 кВ Душанбе-Сугд, а также БСК на ПС Душанбе-500 и Сугд-500 учитывались в связи с тем, что данные были получены от ОАХК Барки Точик.

Результаты моделирования нормальных и утяжеленных режимов для максимальных зимних нагрузок 2011 года без учёта ШР ЛЭП-500 кВ Душанбе-Сугд БСК на ПС Душанбе-500 и Сугд-500 приведены в таблице 2.2.

Таблица 2.2.

Результаты моделирования нормальных и предельных режимов ЛЭП-500 кВ Душанбе-Сугд

при максимальных зимних нагрузках 2011 года

Переток активной и Активные и

№ узла ПС в расчетной схеме Напряжение, кВ реактивной мощности по ЛЭП-500 кВ Ток, кА реактивные потери ЛЭП-500 кВ

МВт Мвар МВт, Мвар,

Нормальный режим

5003 487,6 358,1 -21,9 0,42 2,90 36,48

5004 476,8 -355,2 -121,1 0,45

Предельный зимний режим

5003 441,6 661,4 362 0,99 16,69 210,09

5004 380,8 -644,7 -283,1 1,07

Примечание: узлы 5003 и 5004 в расчетной схеме начало и конец ЛЭП-500 кВ Душанбе-Сугд.

Предельный режим должен соответствовать нормативами устойчивости [68], которые приведены в таблице П.4.2 Приложения 4. Для этого необходимо определить коэффициенты запаса по активной мощности и по напряжению. Коэффициент запаса по активной мощности:

Р - Р 6614-358 1

пр г -»-Д», А Л СО/

ЗР =~~Т~= 661,4 = 45%. (214)

пр

Коэффициент запаса по напряжению:

U476,8-380,8 U ~ 476,8

......= 20°%- (2.15)

Коэффициенты запаса по активной мощности и по напряжению соответствуют нормам требований по статической устойчивости [68].

2.5.3 Определение предельных режимов линии электропередачи 500 кВ Душанбе-Сугд при максимальных нагрузках летнего периода 2012 года

На первых этапах исследований из-за отсутствия исходных данных о ШР и БСК моделирование нормальных и предельных режимов для максимальных летних нагрузок 2012 года выполнялось без учёта ШР ЛЭП-500 кВ Душанбе-Сугд и БСК на ПС Душанбе-500 и Сугд-500. Результаты моделирования УР приведены в таблице 2.3.

Таблица 2.3

Результаты моделирования нормальных и предельных режимов ЛЭП-500 кВ Душанбе-Сугд при

максимальных летних нагрузках 2012 года

Переток активной и Активные и

№ узла ПС в расчетной схеме Напряжение, кВ реактивной мощности по ЛЭП-500 кВ Ток, кА реактивные потери ЛЭП-500 кВ

МВт Мвар МВт, Мвар,

Нормальный режим

5003 499,6 482,2 115,9 0,57 5,76 72,48

5004 470,8 -476,4 -225,2 0,65

Предельный режим

5003 466,1 700,6 460,5 1,05 18,76 236,15

5004 393,1 -681,8 -367,8 1,14

Для этого режима также определены коэффициенты запаса по активной мощности и по напряжению для ЛЭП-500 кВ Душанбе-Сугд. Коэффициент запаса по активной мощности:

= Р^ = 7006-4822 = 3 Р„р 700,6

Коэффициент запаса по напряжению:

и-и 470 8-393 1

Кт =-кр = 470,8 393,1 = 16,5%.

и 470,8

Коэффициенты запаса по активной мощности и по напряжению соответствуют нормам требований по статической устойчивости [68].

После получения данных о ШР ЛЭП-500 кВ Душанбе-Сугд и БСК на ПС Душанбе-500 и Сугд-500 в 2014 году расчетная схема была изменена следующим образом:

- в расчетной схеме подключены в начале и конце ЛЭП-500 кВ Душанбе-Сугд ШР мощностью Q = 3х40 Мвар;

- подключены БСК на ПС Душанбе-500 мощностью Q = 3х40 Мвар;

- подключены БСК на ПС Сугд-500 мощностью Q = 8х40 Мвар. Моделирование УР при максимальных зимних нагрузках 2011 года

произведено для следующих трех вариантов мощности БСК ПС Сугд-500 [64,66]:

а) установлены БСК на ПС Душанбе-500 мощностью Q = 3х40 Мвар и БСК на ПС Сугд-500 мощностью Q = 4х40 Мвар. Результаты моделирования УР для варианта а) приведены в таблице 2.4.

Таблица 2.4

Результаты моделирования нормальных и предельных режимов ЛЭП-500 кВ Душанбе-Сугд

при максимальных зимних нагрузках 2011 для варианта а)

№ узла ПС в расчетной схеме Напряжение, кВ Переток активной и реактивной мощности по ЛЭП-500 кВ Ток, кА Активные и реактивные потери ЛЭП

МВт Мвар МВт, Мвар,

Нормальный режим

5003 485,8 358,1 -57,7 0,43 2,84 35,71

5004 479,9 -355,2 -86,5 0,44

Предельный режим

5003 440 678,1 326,6 0,99 16,61 209,08

5004 384,6 -661,5 -249,3 1,06

б) установлены БСК на ПС Душанбе-500 мощностью Q = 3х40 Мвар и БСК на ПС Сугд-500 мощностью Q = 6х40 Мвар. Результаты моделирования УР для варианта б) приведены в таблице 2.5.

Таблица 2.5

Результаты моделирования нормальных и предельных режимов ЛЭП-500 кВ Душанбе-Сугд

при максимальных зимних нагрузках 2011 для варианта б)

Переток активной и Активные и

№ узла ПС в расчетной схеме Напряжение, кВ реактивной мощности по ЛЭП Ток, кА реактивные потери ЛЭП

МВт Мвар МВт, Мвар,

Нормальный режим

5003 497,8 357,9 -158,3 0,45 2,76 34,71

5004 504,6 -355,1 -1 0,41

Предельный режим

5003 447,8 740,5 259,4 1,01 17,09 215,11

5004 403,8 -723,4 -184,6 1,07

в) установлены БСК на ПС Душанбе-500 мощностью Q = 3х40 Мвар и БСК на ПС Сугд-500 мощностью Q = 8х40 Мвар. Результаты моделирования УР для варианта в) приведены в таблице 2.6.

Таблица 2.6

Результаты моделирования нормальных и предельных режимов ЛЭП-500 кВ Душанбе-Сугд

при максимальных зимних нагрузках 2011 для варианта в)

Переток активной и Активные и

№ узла ПС в расчетной схеме Напряжение, кВ реактивной мощности по ЛЭП Ток, кА реактивные потери ЛЭП

МВт Мвар МВт, Мвар,

Нормальный режим

5003 510,3 358,4 -316,2 0,54 3,48 43,8

5004 536,4 -355 148,5 0,41

Предельный режим

5003 450,7 806,2 210,7 1,07 18,7 235,32

5004 415,4 -787,5 -120,1 1,11

Результаты расчетов коэффициентов запаса для трех вариантов в зависимости от режима работы БСК ПС, рассчитаны по формулам (2.14), (2.15) и приведены в таблице 2.7. На рисунке 2.5 показаны зависимости коэффициентов запаса по активной мощности и по напряжению от мощности батареи статических конденсаторов ПС Душанбе-500 и Сугд-500. Из рисунка видно, что при увеличении мощности БСК на ПС Сугд-500 коэффициенты запаса по активной мощности и по напряжению увеличиваются, и тем самим увеличивается статическая устойчивость ЛЭП-500 кВ Душанбе-Сугд.

Таблица 2.7

Расчетные коэффициенты запаса по активной мощности и по напряжению для ЛЭП-500 кВ в зависимости от мощности БСК на ПС Душанбе-500 и Сугд-500

Мощность БСК на ПС, Мвар Коэффициент запаса по активной мощности, % Коэффициент запаса по напряжению, %

Душанбе-500 Сугд-500

0 = 3х40 0 = 4х40 47 19

0 = 3х40 0 = 6х40 51 19,9

0 = 3х40 0 = 8х40 55,5 22,5

60

10

«

0

250 270 290 310 330 350 370 390 410 430 450 Мощность БСК ПС Душанбе-500 и Сугд-500

Рисунок 2.6 - Влияние БСК на ПС Душанбе-500 и Сугд-500 на повышение статической

устойчивости ЛЭП-500 кВ Душанбе-Сугд

Коэффициенты запаса по активной мощности и по напряжению соответствуют нормам требований по статической устойчивости [68]. Как показано на рисунке 2.6 при увеличении мощности БСК на ПС Сугд-500 коэффициенты запаса по активной мощности и по напряжению увеличиваются, тем самим, повышается статическая устойчивость связи ЮГ-Север.

В связи с тем, что для Q = 4х40 Мвар на ПС Сугд режим не балансируется то для режима летних нагрузок 2012 года выполнено два варианта расчета.

Моделирование максимальных летних режимов 2012 года произведено следующим образом [77]:

1. Установлены БСК на ПС Душанбе-500 мощностью Q = 3х40 Мвар и БСК на ПС Сугд-500 мощностью Q = 6х40 Мвар. Результаты моделирования УР для первого варианта приведены в таблице 2.8.

Таблица 2.8

Результаты моделирования нормальных и предельных режимов ЛЭП-500 кВ Душанбе-Сугд

при максимальных летних нагрузках первого варианта

Переток активной и Активные и

№ узла ПС в расчетной схеме Напряжение, кВ реактивной мощности по ЛЭП-500 кВ Ток, кА реактивные потери ЛЭП-500 кВ

МВт Мвар МВт, Мвар,

Нормальный режим

5003 505,1 481,2 -20,2 0,55 4,82 60,71

5004 493,9 -476,4 -111,6 0,57

Предельный режим

5003 467,8 784,7 366,4 1,07 19,38 243,94

5004 409,8 -765,3 -271,7 1,14

2. Установлены БСК на ПС Душанбе-500 мощностью Q = 3х40 Мвар и БСК на ПС Сугд-500 мощностью Q = 8х40 Мвар. Результаты моделирования УР для второго варианта приведены в таблице 2.9.

Таблица 2.9

Результаты моделирования нормальных и предельных режимов ЛЭП-500 кВ Душанбе-Сугд

при максимальных летних нагрузках второго варианта

Переток активной и Активные и

№ узла ПС в Напряжение, реактивной мощности Ток, кА реактивные потери

расчетной схеме кВ по ЛЭП-500 кВ ЛЭП-500 кВ

МВт Мвар МВт, Мвар,

Нормальный режим

5003 521,9 480 -210,5 0,58 4,59 57,80

5004 533,8 -475,4 53,2 0,52

Предельный режим

5003 469 946,4 338,7 1,24 25,32 318,60

5004 419,3 -921,1 -172,8 1,29

Коэффициенты запаса по активной мощности и по напряжению для первого и второго вариантов расчетов летних режимов в зависимости от режима работы БСК на ПС Сугд-500, приведены в таблице 2.10. На рисунке 2.7 показаны зависимости коэффициентов запаса по активной мощности и по напряжению от мощности батареи статических конденсаторов ПС Душанбе-500 и Сугд-500. Из рисунка видно, что при увеличении мощности БСК на ПС Сугд-500 коэффициенты запаса по активной мощности и по напряжению увеличиваются, и тем самим увеличивается статическая устойчивость ЛЭП-500 кВ Душанбе-Сугд. Коэффициенты запаса по активной мощности и по напряжению приведенные в таблице 2.10 соответствуют нормам требований по статической устойчивости [68].

Таблица 2.10.

Расчетные коэффициенты запаса по активной мощности и по напряжению для ЛЭП-500 кВ зависимости от мощности БСК на ПС Душанбе-500 и Сугд-500

Мощность БСК на ПС, Мвар Коэффициент запаса по активной мощности, % Коэффициент запаса по напряжению, %

Душанбе-500 Сугд-500

0 = 3х40 0 = 6х40 38,6 17

0 = 3х40 0 = 8х40 49 21,4

60

10

о

0

350 370 390 410 430 450

Мощность БСК на ПС Душанбе-500 и Сугд-500, Мвар

Рисунок 2.7 - Влияние БСК на ПС Душанбе-500 Сугд-500 на повышение статической

устойчивости ЛЭП-500 кВ Душанбе-Сугд

Как показано на рисунке 2.6, при увеличении мощности БСК на ПС Сугд-500 коэффициенты запаса по активной мощности и по напряжению увеличиваются, тем самим, повышается статическая устойчивость связи ЮГ-Север.

2.5.4 Определение предельных режимов линии электропередачи 500 кВ Душанбе - Сугд при максимальных нагрузках зимнего периода 2013 года и

летнего периода 2014 года

Данные о максимальных нагрузках потребителей ЭЭС РТ в зависимости от сезонности потребления в период 2013-2014 годов, приведены в таблице П.3.2. Приложения 3. Сравнение потребления электроэнергии потребителями в период 2011-2014 показывает, что наблюдается рост потребления как активной, так и реактивной мощности, особенно в Северной части ЭЭС РТ [79,83].

Результаты моделирования нормальных и предельных режимов для максимальных зимних нагрузок в период 2013 года, приведены в таблице 2.11.

Таблица 2.11

Результаты моделирования нормальных и предельных режимов ЛЭП-500 кВ Душанбе-Сугд

при максимальных зимних нагрузках 2013 года

№ узла ПС в расчетной схеме Напряжение, кВ Переток активной и реактивной мощности по ЛЭП-500 кВ Ток, кА Активные и реактивные потери ЛЭП-500 кВ

МВт Мвар МВт, Мвар,

Нормальный режим

5003 479,6 531,7 -102,4 0,65 6,37 80,16

5004 481,2 -525,4 4,4 0,63

Предельный режим

5003 445,7 689,1 199,5 0,95 14,37 180,84

5004 409,1 -674,8 -159,9 0,98

Результаты моделирования нормальных и предельных режимов для максимальных летних нагрузок в период 2014 года, приведены в таблице 2.12.

Таблица 2.12

Результаты моделирования нормальных и предельных режимов ЛЭП-500 кВ Душанбе-Сугд

при максимальных летних нагрузках 2014 года

Переток активной и Активные и

№ узла ПС в Напряжение, реактивной мощности Ток, реактивные потери

расчетной схеме кВ по ЛЭП-500 кВ кА ЛЭП-500 кВ

МВт Мвар МВт, Мвар,

Нормальный режим

5003 531,3 585,7 -344,2 0,74 7,31 92

5004 559,4 -578,4 206,6 0,63

Предельный режим

5003 488,1 890,9 138,9 1,07 18,41 231,76

5004 462,7 -872,5 -81,7 1,09

Коэффициенты запаса по активной мощности и напряжения для ЛЭП-500 кВ Душанбе-Сугд в зависимости от режима работы БСК на ПС Душанбе-500 и Сугд -500 для максимальных летних и зимних режимов в период 2013-2014 годов приведены в таблице 2.13.

Таблица 2.13

Расчетные коэффициенты запаса по активной мощности и по напряжению для ЛЭП-500 кВ в зависимости от мощности БСК на ПС Душанбе-500 и Сугд-500

Мощность БСК на ПС, Мвар Коэффициент запаса по активной мощности, % Коэффициент запаса по напряжению, %

Душанбе-500 Сугд-500

0 = 3х40 0 = 8х40 22,8 15,1

0 = 3х40 0 = 8х40 34 17,1

Коэффициенты запаса по активной мощности и по напряжению, для ЛЭП-500 кВ Душанбе-Сугд приведенные в таблице 2.13 соответствуют нормам требований по статической устойчивости [68]. В максимальных зимних и летних режимах 2013-2014 годов в расчетной схеме для определения предельных режимов мощность БСК на ПС Сугд-500 и Душанбе-500, была принята максимальная реактивная мощность БСК на этих подстанциях.

2.6 Выводы

1. Выполнено моделирование и исследования установившихся режимов работы ЭЭС РТ в условиях вынужденной, временной изолированности от энергосистем соседних стран с помощью программного комплекса MUSTANG WIN. Впервые создана компьютерная модель для расчета УР, особенностью которой является, учеты всех ЛЭП, трансформаторов ПС, генераторов с трансформаторами электростанций на напряжениях 220-500 кВ., ШР на ЛЭП-500 кВ, а также батарей статических конденсаторов на напряжения 35 кВ ПС Душанбе-500 и Сугд-500.

2. Исследования предельных режимов работы ЛЭП-500 кВ Душанбе-Сугд ЭЭС РТ выполнено с учётом и без учёта батареи статических конденсаторов ПС Душанбе-500 и Сугд-500. Результаты моделирования, показывают, что компенсирующие устройства этих ПС увеличивают итерационный процесс при определении предельных режимов методом утяжеления по активной мощности на ПС Северной части энергосистемы.

3. Рассмотрены режимы максимальных зимних (2011-2013) и летних (20122014) нагрузок и определены нормальные и предельные режимы в которых, статическая устойчивость ЛЭП-500 кВ Душанбе-Сугд не нарушается и коэффициенты запаса по активной мощности и по напряжению соответствуют нормам требований по статической устойчивости.

4. Результаты моделирования и расчетов УР, приведённые в таблицах показывают, что увеличивается потребляемая нагрузка Северной части, запас пропускной способности по статической устойчивости ЛЭП-500 кВ Душанбе-Сугд год за годом уменьшается, необходимо строительство электростанций в Северной части или строительство параллельной ЛЭП для увеличения надежной и устойчивой связи Юг - Север.

5. Компенсирующие устройства на ПС Душанбе-500 и Сугд-500 разгружают ЛЭП-500 кВ Душанбе-Сугд от передаваемой реактивной мощности, тем самим увеличивают предел передаваемой активной мощности. Следует отметить необходимость внедрения управляемых устройств FACTS, таких как СТАТКОМ,

СТК на данных ПС, так как эти устройства изменяют величину вырабатываемой реактивной мощности при резких изменениях режимов сети.

6. Изменение мощности БСК на ПС Сугд-500 в зависимости от режимов потребляемых нагрузок, увеличивает предел передаваемой мощности ЛЭП-500 кВ Душанбе-Сугд и обеспечивает повышение напряжения на ПС Сугд-500, тем самим, увеличивает коэффициенты запаса по активной мощности и по напряжению.

7. В созданной расчетной схеме для моделирования установившихся режимов без учёта мощности батареи статических конденсаторов на ПС Душанбе-500 и Сугд-500 коэффициенты запаса для зимних максимальных нагрузок 2011 года составили: по активной мощности 45 % и по напряжению 20 %. При учёте мощности компенсирующих устройств на этих ПС увеличились коэффициенты запаса по активной мощности до 55,5 % и по напряжению до 22,5%, как показано на рисунках 2.5, 2.6.

3. РАСЧЕТ И АНАЛИЗ ПЕРЕХОДНЫХ РЕЖИМОВ ЭЭС РЕСПУБЛИКИ

ТАДЖИКИСТАН

3.1 Математические модели для расчета переходных режимов ЭЭС

Моделирование переходных режимов ЭЭС РТ произведено в ПК MUSTANG. В созданной компьютерной модели ЭЭС РТ для моделирования переходных режимов учтены все параметры генераторов, регуляторов скорости, регуляторов возбуждения, возбудители генераторов электростанций и трансформаторы ПС, ШР, БСК на ПС, а также все ЛЭП на напряжениях 220-500 кВ, данные о которых приведены в таблицах П.1.1, П.1.2, П.1.3 Приложения 1. Данные о параметрах оборудования были предоставлены ОАХК «Барки Точик» [48,85,104,105].

Рассчитаны постоянные инерции T j турбин для каждого генератора

электростанций ЭЭС. Для турбин НГЭС TJ определена следующим образом [32,33]:

^ 2,74-106 • GD2 - n1 2,74-106-16250 • 2002 T =-=-= 5,3сек „ л.

J P 335 (3 1)

ном

На НГЭС имеется одна турбина, отличающаяся от остальных номинальной мощностью, поэтому отдельно для нее определяем T .

г 2,74-106 - GD1 - n2 2,74-106-16250- 2002 „^

T =-=-= 5,56сек

P 320

1 ном 320

T - турбин других электростанций ЭЭС РТ рассчитаны аналогично и приведены в таблице 3.1.

Таблица 3.1.

Расчетные значения постоянных инерции турбин электростанций ЭЭС РТ

Наименование электростанции Постоянная инерция турбины Tj , сек

НГЭС 5,3

НГЭС 5,56

БГЭС 2,97

КГЭС 6,12

СГЭС-1 10,63

СГЭС-2 7,11

ГГЭС 8,8

ДТЭЦ-2 3,2

Для моделирования КЗ в ПК MUSTANG необходимо рассчитывать шунты КЗ. Эквивалентные данные о сопротивлениях прямой и нулевой последовательностей ЛЭП на напряжениях 220-500 кВ были получены от отдела релейной защиты и автоматики ОАХК «Барки Точик», которые представлены в таблице П.5.[48].

Расчет сопротивления шунта КЗ на шинах ПС Душанбе-500 заключается следующем [1,15,32,33,39]:

1) При трехфазном КЗ сопротивления шунта равняется нулю;

= 0. (3.2)

2) При двухфазном КЗ сопротивления шунта равняется сопротивлению обратной составляющей;

Zi2) = Х2 = X1 = 8,1Ом. (3.3)

3) При однофазном КЗ сопротивления шунта равняется сумме сопротивлений обратной и нулевой составляющих;

Z® = X + X = 8,1 + 8,667 = 16,777Ом. (3.4)

4) При двухфазном КЗ на землю сопротивления шунта равняется;

X. • X. 8,1 • 8,677

* """" (3.5)

Z(11) = 2 0 = ■ = 4,189Ом.

X. + X, 8,1 + 8,677

-2 1

Расчёты сопротивлений прямой и нулевой последовательностей шунтов для других шин ПС ЭЭС РТ на напряжениях 220-500 кВ приведены в таблице 3.2.

Таблица 3.2.

Расчетные сопротивления шунтов КЗ для шин ПС ЭЭС РТ

Наименование шин ПС Сопротивление шунта КЗ, Ом

Z(1) кз Z(2) кз Z(11) кз

Душанбе-500 16,777 8,1 4,189

Сугд-500 26,212 14,117 6,51

Регар-500 11,334 6,83 2,71

НГЭС-500 6,699 4,779 1,37

НГЭС-220 7,436 5,402 1,48

КГЭС-220 42,33 23,417 10,46

Лолазор-220 19,814 8,406 4,84

СГЭС-1-220 13,877 8,326 3,33

СГЭС-2-220 18,23 9,73 4,53

БГЭС-220 13,635 8,281 3,251

Ходжент-220 45,716 24,491 11,37

Джангал-220 41,986 27,338 9,54

Новая-220 25,164 13,99 6,21

Душанбе-220 21,314 12,61 5,15

Сугд-220 23,039 15,831 4,952

Моделирования КЗ в ПК MUSTANG произведено следующим образом [21,78,73,84]:

1) Выполняется расчет УР;

2) Формируется набор контролируемых параметров для последующего получения результатов расчета ПР;

3) Моделирование автоматики;

4) Расчет переходных режимов.

Моделирование автоматики служит для отображения возмущений в схеме во время расчета ПР, а также для моделирования работы комплектов устройств ПАА [21,73]. Вся информация об автоматике представляет из себя набор отдельных автоматик. Каждая автоматика содержит: собственный номер, последовательно записанный набор факторов запуска, блокировки и контроля предшествующего режима с логическими связями между ними, а также последовательно записанный набор действий данной автоматики. Ограничений на

количество автоматик, а также на количество факторов и действий в них нет, но в каждой автоматике минимум должен присутствовать один фактор запуска и одно действие. Пример моделирования автоматики однофазного КЗ в начале ЛЭП-500 кВ Душанбе-Сугд приведены в таблице 3.3.

Таблица 3.3

Моделирование КЗ в ПК MUSTANG на шин ПС Душанбе-500 для расчета ПР

№ Фактор Номер узала Номер узала Уставка, Параметр 2,

начала ЛЭП конеца ЛЭП параметр 1, с Ом

Действие

1 Время 0,1

1 Включение шунта КЗ 5003 16,777

2 Время 0,18

2 Отключение шунта КЗ 5003 -16,777

2 Отключить связь 5003 5004

3 Время 0,68

3 Включить связь 5003 5004

В цикле АПВ ЛЭП некоторое время находится без напряжения. С точки зрения потребителей, а также устойчивой параллельной работы ЭЭС, время отключенного состояния ЛЭП желательно иметь наименьшим [27,60,68,80,126]. Для этого повторное включение должно осуществляться быстрее [20,30,31]. Одним из путей повышения динамической устойчивости ЭЭС, является применение на ПС и на электростанциях быстродействующих выключателей [69,70,85,93,96,103,130]. В тоже время длительность отключенного состояния ЛЭП должно быть достаточным для деионизации среды в месте повреждения. Опытным путем установлено, что минимальное время деионизации электрической дуги при снятом напряжении с ЛЭП зависит от класса напряжения сети, которые приведены в таблице П.4.3. В соответствии с таблицей П.4.3 Приложения 6 в автоматике при моделировании КЗ учтено время деионизации электрической дуги ЛЭП на напряжениях 220-500 кВ [1,3,9,16,27,60,66,103,104].

В качестве ШБМ приняты шины генераторов НГЭС, то есть основная мощность в ЭЭС РТ покрывается за счет этой гидроэлектростанции. Созданная расчетная схема для данного расчета имеет 52 узлов и 72 ветвей. В исследования ПР особое внимание уделено связи ЮГ-Север и электростанции, которые

передают производимую мощность в эту связь. БСК ПС и ШР линии не включены в расчетной схеме максимальных и минимальных зимних и летних режимов нагрузок 2011-2012 годы, так как технические данные об них не были предоставлены ОАХК «Барки Точик».

3.2 Переходный режим работы ЭЭС Республики Таджикистан в период

зимних нагрузок 2011 года

3.2.1 Минимальный зимний режим 2011 года ЭЭС Республики Таджикистан

Моделирование переходного режима работы ЭЭС РТ в период минимальных зимних нагрузок 2011 года выполнен для следующих возмущений: 1. Однофазное КЗ на шинах ПС Душанбе-500.

^ град

160 140 120 100 80 60 40 20 0 -20 -40 -60 -80 -100 -120 -140

0 2 4 6 8 с

Рисунок 3.1 - Изменение во времени углов роторов генераторов 8() на электростанциях ЭЭС РТ относительно ШБМ НГЭС при однофазном КЗ на шинах ПС

Душанбе-500 и успешном АПВ

2. Двухфазное КЗ на землю на шинах ПС Сугд-500. Результаты моделирования двухфазных КЗ на землю на ПС Сугд-500 приведены в таблице 3.4.

3.2.2 Максимальный зимний режим 2011 года ЭЭС Республики Таджикистан

град

140 - А 120 / \| 100 80 60 40 20 О -20 -40 -60

О 2 4 6 8 с

Рисунок 3.2 - Изменение во времени углов роторов генераторов ö(t) на электростанциях ЭЭС РТ относительно ШБМ НГЭС при двухфазном КЗ на землю на шинах ПС

Сугд-500 и успешном АПВ На рисунках 3.1, 3.2 показаны результаты моделирования переходных режимов минимальных и максимальных зимних нагрузок 2011 года. На этих рисунках показаны изменения углов роторов электростанций относительно ШБМ НГЭС при однофазном и двухфазном КЗ на землю на шинах ПС Душанбе-500 и Сугд-500, и успешным АПВ без учёта БСК и ШР на ПС Душанбе-500 и Сугд-500. Как выдно из рисунков 3.1, 3.2 углы роторов КГЭС при КЗ имеют большие значения по отношению к углам других станций.

Результаты моделирования ПР при однофазном КЗ на шинах ПС Душанбе-500 приведены в таблице 3.4.