Управление электрическим торможением генераторов для повышения устойчивости межсистемных связей тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.14.02, кандидат технических наук Коршун, Оксана Викторовна

• Коршун, Оксана Викторовна
• кандидат технических наук
• 2006

Оглавление диссертации кандидат технических наук Коршун, Оксана Викторовна

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.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Управление электрическим торможением генераторов для повышения устойчивости межсистемных связей»

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.

Заключение диссертации по теме «Электростанции и электроэнергетические системы», Коршун, Оксана Викторовна

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.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Коршун, Оксана Викторовна, 2006 год

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.