Расчет и анализ статической и динамической устойчивости электроэнергетической системы

метки: Устойчивость, Статический, Энергосистема, Динамический, Генератор, Режим, Запас, Отключение

В данной курсовой работе «Расчет и анализ устойчивости электроэнергетической системы» исследуются статическая и динамическая устойчивости электроэнергетической системы, а также устойчивость узла нагрузки при сложной связи исследуемой электростанции с приемной системой.

В первом пункте определяем параметры заданной схемы энергосистемы и основные параметры электростанций.

Во втором и третьем пунктах рассматриваем задачу определения предела передаваемой мощности и запаса апериодической статической устойчивости при различных системах автоматических регуляторов возбуждения (АРВ) на генераторах электростанций. Исследуем влияние типов АРВ на параметры генераторов и их статическую устойчивость

В четвертом пункте производим исследование и даём оценку динамической устойчивости электроэнергетической системы. В качестве возмущения рассматриваем трёхфазное короткое замыкание. Определяем предельное время отключения короткого замыкания; оцениваем устойчивость при данном времени отключения короткого замыкания.

В качестве признака нарушения динамической устойчивости используем увеличение разности между углами дij любых двух синхронных генераторов на 360? и более.

В пятом пункте определяем критическое напряжение и запас устойчивости узла нагрузки по напряжению в аварийных режимах энергосистемы с АРВ и без АРВ на генераторах. Оценку статической устойчивости узла производим по критерию . В расчетах используем типовые статические характеристики комплексной нагрузки.

Все расчеты по исследованию устойчивости системы выполняем с помощью программ Mustang, MS-Excel.

1. Разработка схемы и определение основных параметров электростанций

Исходные данные : вариант № 59, схема рис.1.1- а [1]

При исследовании схемы рис.1.1 в качестве генератора (Г) принимаем генератор типа ТГВ-300, трансформатора (Т4) — ТДЦ-400000/330, параметры линий Л1 аналогичны Л4. Паспортные данные электрооборудования схемы приведены в таблицах 1.1 — 1.4.

Таблица 1.1

Наименование показателей	Единицы измерений	Обозначение	Величина показателя
			Ст	ЭС	Ген.
Номинальная мощность	МВт	Pн	160	7000	300
Номинальный коэффициент мощности	—	сosн	0,85	0,85	0,85
Постоянная инерции	c	Тj	5,0	9,0	7
Синхронное сопротивление	%	Хd	230,0	—	—
Переходное сопротивление	%	Хd’	32,9	28	30
Сопротивление обратной последовательности	%	Х2	26,9	—	23 ,8
Номинальное напряжение	кВ	Uн	18	110	20
Количество	шт.	nГ	3	—	1

Таблица 1.2

Наименование показателя	Единицы измерения	Обозначение	Величина показателя
			Т1	Т2	Т3	Т4
Номинальная мощность	МВА	Sн	630	630	40	400
Номинальное напряжение	В Н	кВ	Uн	347 18	347 115	330 10,5	347 20
Потери мощности КЗ	кВт	Pk	1300	1300	180	810
Напряжение КЗ	%	Uк	11	11	11	11
Потери мощности ХХ	кВт	Pxx	405	405	80	365
Ток холостого хода	%	Ixx	0,35	0,35	1,4	0,4
Количество	шт.	nТ	2	3	4	1

Таблица 1.3-Параметры линий

Наименование показателя	Единицы измерения	Обозначение	Величина показателя
			Л1	Л2	Л3	Л4	Л5
Марка провода	—	—	2АС — 500/64	2АС-240/32	2АС-300/39	2АС-400/51	2АС-500/64
Длина	Км	L	135	110	95	110	95
Активное сопротивление	Ом/км	Ro	0,03	0,060	0,048	0,038	0,03
Реактивное сопротивление	Ом/км	Xo	0,320	0,331	0,328	0,323	0,320
Активная проводимость	мСм/км	go	0,0152	0,0345	0,0271	0,0202	0,0152
Реактивная проводимость	мкСм/км	bo	3,50	3,38	3,41	3,46	3,50

Таблица 1.4-Величины нагрузок

Наименование показателя	Единицы измерения	Обозначение	Величина показателя
			S1	S2	S3
Нагруз-ка	Активная	МВт	Pн	115	110	115
	Реактивная	МВар	Qн	95	85	75

Расчет параметров схемы замещения, Параметры генераторов:

Синхронное сопротивление генераторов станции Ст:

;

Переходное сопротивление генераторов станции Ст:

;

Сопротивление обратной последовательности генераторов станции Ст:

;

Переходное сопротивление генераторов энергосистемы:

;

Переходное сопротивление генератора Г:

;

Сопротивление обратной последовательности генератора Г:

• где Uн — номинальное напряжение генератора, кВ;
• Рнг — номинальная активная мощность генератора, МВт;
• cos — номинальный коэффициент мощности генератора;

Параметры трансформаторов:

Трансформаторы представляются в схеме замещения Г-образной схемой.

Трансформатор №1

Активное сопротивление:

;

Реактивное сопротивление:

;

Активная проводимость:

;

Реактивная проводимость:

• где Uн — номинальное напряжение высшей обмотки трансформатора, кВ;
• Рк — потери короткого замыкания активной мощности трансформатора, МВт;
• Uк% — напряжение короткого замыкания, %;
• ДРxx — потери холостого хода активной мощности трансформатора, МВт;
• Ixx% — ток холостого хода, %;
• Sн — номинальная мощность трансформатора, МВА;
• nт — количество трансформаторов, шт.

Трансформатор №2

Активное сопротивление

;

Реактивное сопротивление:

;

Активная проводимость:

;

Реактивная проводимость:

Трансформатор №3:

Активное сопротивление:

;

Реактивное сопротивление:

;

Активная проводимость:

;

Реактивная проводимость:

Трансформатор №4:

Активное сопротивление:

;

Реактивное сопротивление:

;

Активная проводимость:

;

Реактивная проводимость:

Сопротивления и проводимости ЛЭП

Линии электропередач представляются П-образной схемой замещения, параметры которой вычисляются с использованием удельных значений сопротивления и проводимости . Сопротивления и проводимости ЛЭП вычислим по следующим формулам:Rл=Rол?Lл;

• Xл=Xол?Lл;
• gл=gол?Lл;
• bл=bол?Lл.

где Roл и Хол — удельные активное и индуктивное сопротивления линии, Ом/км;

• goл и bол — удельные активная (потери на корону) и емкостная (зарядная мощность) проводимости линии, См/км;
• L — длина линии, км.

Линия Л1

R1=0,030135=4,05 Ом;

• X1=0,320135=43,2 Ом;
• g1=0,015210-6135=2,052 мкCм;
• b1=3,510-6135=472,5 мкCм.

Линия Л2:

• R2=0,331110=36,41 Ом;
• X2=0,331110=36,41 Ом;
• g2=0,034510-6110=3,795 мкCм;
• b2=3,3810-6110=371,8 мкCм.

Линия Л3:

• R3=0,04895=4,56 Ом;
• X3=0,32895=31,16 Ом;
• g3=0,027110-695=2,574 мкCм;
• b3=3,4110-695=323,9 мкCм;

Линия Л4:

• R4=0,038110=4,18 Ом;
• X4=0,323110=35,53 Ом;
• g4=0,020210-6110=2,222 мкCм;
• b4=3,4610-6110=380,6 мкCм;

Линия Л5:

• R5=0,03095=2,85 Ом;
• X5=0,32095=30,4 Ом;
• g5=0,015210-695=1,444 мкCм;
• b5=3,510-695=332,5 мкCм;

Постоянная механической инерции станции Ст:

• Tjст=TjPнnт=51603=2400 МВтс;

Постоянная механической инерции генератора Г:

Tjг=TjPнnт=73001=2100 МВтс.

Исходная активная нагрузка:

• генераторы станции Ст:
• генераторы Г:

Расчёт будем производить в программе Mustang, поэтому перевод в относительные единицы не требуется.

Комплексная схема замещения электрической системы представлена на рисунке 1.2.

2. Составление комплексной схемы замещения и расчет 3-х установившихся режимов электрической системы (нормальная схема с АРВ и без АРв генераторов, ремонтная схема с арв на генераторах)

Под статической устойчивостью электрической системы понимается ее способность возвращаться в исходное состояние или режим, весьма близкий к исходному, после малого его возмущения. Поскольку в электрической системе постоянно происходят малые возмущения, то статическая устойчивость является необходимым условием ее функционирования. Поэтому расчеты статической устойчивости выполняются при перспективном и рабочем проектировании, разработке и внедрении специальных устройств автоматического регулирования, ввода в эксплуатацию новых элементов системы, изменение условий эксплуатации.

Многие задачи, преследующие практические и учебные цели, могут быть решены с использованием практического критерия статической устойчивости

гдеPi — активная мощность исследуемой i-й станции(генератора).

ij — угол сдвига векторов ЭДС i-й и j-й станции(генератора).

По результатам вычислений строятся характеристики, по которым определяется предел системы, критический угол и коэффициент запаса статической устойчивости.

Коэффициент запаса:

Полученный коэффициент запаса сопоставляется с нормативным. Нормативный коэффициент запаса принимается равным:

• для нерегулируемой системы — 0,2;
• для АРВ пропорционального и сильного действия — 0,15;
• в послеаварийных режимах этот коэффициент принимается равным 0,075.

Если условие выполняется, то система считается статически устойчивой с соответствующим коэффициентом запаса.

2 .1 Нормальная схема без АРВ генераторов

Таблица 2.1.1 -Массив узлов программы MUSTANG 2000

Таблица 2.1.2 -Массив ветвей программы MUSTANG 2000

Расчетные значения мощностей и токов в ветвях схемы представлены в таблице 2.1.3.

Таблица 2.1.3 — Массив мощностей и токов в узлах

Таблица 2.1.4 — Массив мощностей и токов в ветвях

2.2 Нормальная схема с АРВ генераторами

Таблица 2.2.1 -Массив узлов программы MUSTANG 2000

Таблица 2.2.3 -Массив ветвей программы MUSTANG 2000

Таблица 2.2.4 — Массив мощностей и токов в узлах

Таблица 2.2.5 — Массив мощностей и токов в ветвях

В данном режиме работы напряжения в узлах энергосистемы находятся в допустимых пределах, следовательно, режим является устойчивым.

2.3 Ремонтная схема с АРВ на генераторах

Результаты расчетов аварийного режима при отключенной линии Л5 представлены в таблицах 2.3.3-2.3.4.

Таблица 2.3.1 -Массив узлов программы MUSTANG 2000

Таблица 2.3.2 -Массив ветвей программы MUSTANG 2000

Таблица 2.3.3 — Массив мощностей и токов в узлах

Таблица 2.3.4 — Массив мощностей и токов в ветвях

В данном режиме работы напряжения в узлах энергосистемы находятся в допустимых пределах, следовательно, режим является устойчивым.

3 . Построение 3-х угловых характеристик, определение предела передаваемой мощности для нормальной и ремонтно-аварийной схем энергосистемы по условиям статической устойчивости

Угловые характеристики для каждого режима строятся в результате серии расчетов установившегося режима при изменении мощности генератора от 0 до некоторого максимального значения, называемого пределом передаваемой мощности. При этом нужно записывать соответствующие значения углов при постоянной ЭДС. Дальнейшее увеличение мощности генератора приведет к расхождению режима. Расчет режима также следует прекратить в случае нарушения условия статической устойчивости ().

После для каждого из режимов нужно определить коэффициент запаса статической устойчивости по формуле:

и сравнить его с нормативным значением.

При расчётах схемы с АРВ ПД мы получаем угол д’, а не угол д. Фактический угол равен:

• где — угол сдвига вектора ЭДС относительно вектора напряжения системы U;
• дополняющий угол, равный:

где и мощности станции, замеренные в узле .

В качестве примера покажем расчёт схемы при значении генерируемой мощности станции, равном предельной передаваемой мощности системы.

3.1 Построение угловой характеристики мощности для энергосистемы с генераторами без АРВ

В таблице 3.1.1 представлен режим работы станции с нулевой мощностью, а в таблице 3.1.2 представлен режим работы станции с предельной мощностью.

Таблица 3.1.1 — Режим с нулевой мощностью станции Ст

Таблица 3.1.2 — Режим с предельной мощностью станции Ст

В таблице 2.1.3 представлены результаты расчета по программе MUSTANG 2000, зависимость мощности генератора от .

Таблица 2.1.3 — Зависимость мощности генератора от

Pг,МВт	0	20	40	60	80	100	120	160	180
0	-0,9	1,2	3,4	5,5	7,6	9,8	11,9	14,1	16,3
200	240	280	320	380	460	480	500	520	540
20,8	25,4	30,2	35,2	35,2	56,8	60,9	65,7	71,6	80,7

Характеристика мощности имеет вид, представленный на рисунке. 3.1.4

Рисунок 3.1.4 — Характеристика мощности электростанции электроэнергетической системы при работе генераторов без АРВ

Рассчитаем коэффициент запаса мощности:

Систему можно считать статически устойчивой, так как

3.2 Построение угловой характеристики мощности электрической системы при работе генераторов с АРВ

В таблицах 3.2.1 и 3.2.2 приведены результаты вычислений для узлов при мощности станции Ст равной 0 и равной предельной мощности, т. е. 1642 МВт.

Таблица 3.2.1 — Режим с нулевой мощностью станции Ст

Таблица 3.2.2 — Режим с предельной мощностью станции Ст

Таблица 3.2.3 — Зависимость мощности генератора от

P, МВт	0	Qг,МВар	Дд’, °	д, °
0	-0,8	191,8	0	-0,8
100	2,9	190,8	9,77	12,67
200	6,6	196,3	18,837	25,437
300	10,3	208,3	26,631	36,931
400	14,0	227,0	32,957	46,957
500	17,8	252,6	37,887	55,687
600	21,6	285,5	41,614	63,214
700	25,6	326,3	44,342	69,942
800	29,7	375,5	46,264	75,964
900	33,9	434,2	47,518	81,418
1000	38,4	503,6	48,217	86,617
1100	43,1	585,7	48,428	91,528
1200	48,2	683,5	48,186	96,386
1300	53,9	801,8	47,487	101,387
1400	60,4	949,6	46,264	106,664
1500	68,5	1148,5	44,275	112,775
1600	81,8	1500,7	40,24	122,04
1619	89,2	1704,5	37,704	126,904
1620	Разошелся	Разошелся	Разошелся	Разошелся

При мощности генераторов Р=1620 МВт режим разошелся

Коэффициент запаса статической устойчивости:

Т. к. , то в данном случае обеспечивается устойчивая работа всей системы.

Угловая характеристика мощности для данного режима работы представлена на рисунке 3.2.4 :

Рисунок 3.2.4 — Статическая характеристика генераторов станции с АРВ ПД

P, МВт	Q, Мвар	д’, °	Дд’, °	д, °
0	257,4	0,9	0	0,9
100	247,0	4,7	8,922	13,622
200	253,3	8,5	17,271	25,771
300	266,2	12,3	24,57	36,87
400	285,9	16,2	30,618	46,818
500	312,8	20,1	35,431	55,531
3600	347,2	24,2	39,143	63,343
700	389,7	28,3	41,918	70,218
800	441,1	32,6	43,909	76,509
900	502,6	37,1	45,238	82,338
1000	575,6	41,8	46,004	87,804
1100	662,6	46,9	46,262	93,162
1200	767,3	52,4	46,039	98,439
1300	896,2	58,7	45,306	104,006
1400	1063,0	66,1	43,936	110,036
1445	1159,0	70,2	43,011	113,211

Т. к. , то в данном случае обеспечивается устойчивая работа всей системы.

Совмещенные угловые характеристики даны на рисунке 3.3.5

Рисунок 3.3.5 — Совмещенная угловая характеристика мощности

Из полученных результатов делаем вывод, что применение генераторов без АРВ ПД приводит к нарушению устойчивой работы системы в моделируемой ситуации. Использование генераторов станции с АРВ ПД позволяет избежать возникновение нестабильности в системе

4 . Расчет предельного времени отключения короткого замыкания

Предельное время отключения короткого замыкания — один из важнейших параметров, определяемых при исследовании динамической устойчивости энергосистем. Нахождение предельного времени отключения короткого замыкания (в нашем случае — трехфазного) фактически является исследованием заданной схемы на динамическую устойчивость. Для расчета динамической устойчивости воспользуемся программой MUSTANG. В качестве возмущения примем короткое замыкание на линии Л5 (участок 2-7) вблизи узла 7.

Производя расчет установившегося режима. Введем параметры динамических данных согласно таблиц 4.1 и 4.2 и произведем расчет динамической устойчивости системы с шагом интегрирования h=0,01 с в интервале времени от 0 до 5 с при следующих возмущениях: в момент времени t = 0,1 с происходит КЗ в узле 7 и продолжается до момента времени tК, после чего происходит отключение поврежденной линии Л5. Задача состоит в экспериментальном подборе времени tК. Это такое время при котором система еще сохраняет синхронизм, но если добавить к нему бесконечно малую величину, то система выпадет из синхронизма.

Рисунок 4.1 — Параметры генераторов схемы для расчета динамической устойчивости

Далее в разделе «Автоматика» моделируем желаемый процесс. Считаем, что в момент времени 0,2 с на линии Л4 вблизи 2-го узла произошло 3-х фазное КЗ. Через 0,2 с сработала автоматика, которая отключила линию (рисунок 4.2).

Рисунок 4.2 — Ввод действий автоматики

Затем заполним раздел «Генераторы» в именованных единицах (рисунок 4.3).

Рисунок 4.3 — Ввод данных о генераторах системы

Выберем необходимые для вывода данные в разделе «Контролируемые параметры» (рисунок 4.4).

Рисунок 4.4 — Ввод контролируемых параметров

Задаёмся временем расчёта 5 с, шагом печати 0,05 с. В результате неоднократных расчётов с последовательным увеличением времени отключения линии, получим значение предельного времени отключения tо.пр.=0,41 с, при котором устойчивость ещё сохраняется. При tо.=0,415 с устойчивость системы нарушается.

Далее на рисунках 4.5 — 4.7 покажем графики зависимостей Рг10, U6, U4, д10-1, д10-1, д10-9 от времени для tо.пр.=0,411 с и tо.=0,412 с соответственно.

Рисунок 4.5 — Графики зависимостей Рг6 от времени для tо.пр.=0,411 с и tо.=0,412 с

Рисунок 4.6 — Графики зависимостей U6 и U8от времени для tо.пр.=0,411 с и tо.=0,412 с

Рисунок 4.7 — Графики зависимостей д10-1, д10-1 и д10-9 от времени для tо.пр.=0,411 с и tо.=0,412 с

Определим точность расчёта ТОТКЛ. ПРЕД.:

Заданная точность соблюдается.

Таким образом, в случае возникновения трёхфазного короткого замыкания на лини Л4 вблизи шин станции, для сохранения устойчивости системы необходимо произвести отключение линии за время, меньшее tо.пр.=0,411 с, иначе устойчивость системы будет нарушена.

Далее проанализируем влияние АПВ на динамическую устойчивость системы. На рисунке 4.8 показана последовательность действий автоматики при успешном АПВ. На рисунках 4.9 — 4.11 представлены изменения основных параметров во времени при успешном АПВ.

Рисунок 4.8 -Последовательность действий автоматики при успешном АПВ

Рисунок 4.9 — График зависимости Рг6 от времени для tАПВ.пр.= 0,595 с

При включении связи через 0,264с предельное время отключения КЗ увеличивается на 0,05 по сравнению со временем в системе без АПВ. Из этого можно сделать вывод, что АПВ эффективное.

На рисунке 4.12 рассмотрен алгоритм действия автоматики при возникновении и отключении короткого замыкания с неуспешным АПВ. На рисунках 4.13 — 4. 15 представлены изменения основных параметров во времени при неуспешном АПВ.

Рисунок 4.10 — График зависимостей U6 и U4от времени для tАПВ.пр.=0,595 с

Рисунок 4.11 — Графики зависимостей д10-1, д10-1 и д10-9 от времени для tАПВ.пр.=0,595 с

Рисунок 4.12 -Последовательность действий автоматики при неуспешном АПВ

Рисунок 4.13 — График зависимости Рг6 от времени для tАПВ. неусп.= 0,612 с

Рисунок 4.14 — График зависимостей U6 и U4от времени для tАПВ.неусп.=0,612 с

Рисунок 4.15 — Графики зависимостей д10-1, д10-1 и д10-9 от времени для tАПВ.неусп.=0,612 с

5. Определение критического напряжения и запаса устойчивости узла нагрузки по напряжению в аварийных режимах энергосистемы с АРВ и без АРВ на генераторах

Исходные данные для трех установившихся режимов с АРВ :

Рисунок 5.1 — Исходные данные для режима с АРВ ПД

Таблица 5.2- Результаты расчета режима

					ДQ
1,05	10,5	188,815	84,788	-193,9	-278,68
1	10,0	115,0	75,0	302,3	227,3
0,95	9,5	111,455	67,538	396,0	328,5
0,9	9,0	108,18	62,4	475,2	412,8
0,85	8,5	105,176	59,588	539,9	480,3
0,8	8,0	102,442	59,1	590,3	531,2
0,75	7,5	99,978	60,938	626,3	565,4
0,7	7,0	97,784	65,1	648,0	582,9
0,65	6,5	95,861	71,588	655,3	583,7
0,6	6,0	94,208	80,4	648,4	568,0
0,55	5,5	92,825	91,538	627,1	535,5
0,5	5,0	91,712	105,0	591,5	486,5
0,45	4,5	90,87	120,788	541,6	420,8
0,4	4	90,298	138,9	477,3	308,4
0,35	3,5	89,996	159,338	398,7	239,4
0,3	3	89,965	182,1	305,7	123,6
0,25	2,5	90,203	207,188	198,3	8,88
0,2	2	90,712	234,6	-76,5	-311,1

По данным таблицы построим необходимую характеристику

Рисунок 5.3 — Характеристики реактивной и активной мощностей в узле 4

Из графика видно что Uкр= 6,5 кВ,

Степень статической устойчивости узла нагрузки оценивается с помощью расчета коэффициента запаса по напряжению:

Где U0 — напряжение, при котором Qг = 0. Обычно U0 = Uрасч (определяемое в MUSTANG или лежащее в близких пределах Uрасч).

Для обеспечения устойчивости нагрузки данный коэффициент при аварийном режиме работы системы должен быть не менее 0,1. Значит, устойчивость нагрузки соблюдается.

					ДQ
1,05	10,5	129,147	84,788	-195,8	-111,01
1	10,0	125,0	75,0	305,4	230,4
0,95	9,5	121,147	67,538	400,4	334,8
0,9	9,0	117,587	62,4	481,1	418,7
0,85	8,5	114,322	59,588	547,7	488,1
0,8	8,0	111,35	59,1	600,0	540,9
0,75	7,5	108,672	60,938	638,3	577,4
0,7	7,0	106,287	65,1	662,4	597,3
0,65	6,5	104,197	71,588	672,4	600,8
0,6	6,0	102,4	80,4	668,3	587,9
0,55	5,5	100,897	91,538	650,1	558,5
0,5	5,0	99,687	105,0	617,7	512,7
0,45	4,5	98,772	120,788	571,2	450,4
0,4	4	98,15	138,9	510,6	371,7
0,35	3,5	97,822	159,338	435,7	276,4
0,3	3	97,787	182,1	346,7	164,6
0,25	2,5	98,047	207,188	243,5	36,3
0,2	2	98,6	234,6	-126,0	108,6

					ДQ
1,05	10,5	118,815	84,788	97	12,212
1,04	10,4	118,03	82,644	121,2	38,556
1,03	10,3	117,257	80,594	144,9	64,306
1,02	10,2	116,494	78,636	167,9	89,264
1,01	10,1	115,741	76,772	190,4	113,628
1	10,0	115	75	212,4	137,4
0,99	9,9	114,269	73,322	233,8	160,478
0,98	9,8	113,55	71,736	254,6	182,864
0,97	9,7	112,841	70,244	274,8	204,556
0,96	9,6	112,142	68,844	294,5	225,656
0,95	9,5	111,455	67,538	313,7	246,162
0,94	9,4	110,779	66,324	332,3	265,976
0,93	9,3	110,113	65,204	350,3	285,1
0,92	9,2	109,458	64,176	367,7	303,524

Для обеспечения устойчивости нагрузки данный коэффициент при аварийном режиме работы системы должен быть не менее 0,1. Значит, устойчивость нагрузки не соблюдается.

Заключение

электростанция замыкание напряжение

В данной курсовой работе рассмотрели вопросы статической и динамической устойчивости системы, а также устойчивости узла нагрузки при сложной связи станции и приемной системы.

В результате проведенных расчетов мы установили, что данная энергосистема является статически устойчивой во всех режимах кроме режима без АРВ.

Для нормальной схемы без АРВ ПД на генераторах Кр=5,72 , при Крн=0,2 — запас статической устойчивости достаточный;

• Для нормальной схемы с АРВ ПД на генераторах Кр=0,4 , при Крн=0,2 — запас статической устойчивости достаточный;

• Для ремонтной схемы с АРВ ПД на генераторах Кр=0,825 при Крн=0,08 — запас статической устойчивости достаточный.

Оценка динамической устойчивости системы, выполненная в программе Mustang, выявила предельное время отключения короткого замыкания tо.пр.=0,41 с.

В результате исследования устойчивости узлов нагрузки было выяснено, что узел нагрузки 4 при отсутствии АРВ на генераторах станции и с АРВ ПД обладает большим запасом устойчивости:

• без АРВ коэффициент запаса устойчивости составляет 15,6 %
• с АРВ ПД — 38,2 %.
• с АРВ ПД ПА — 38,0%

В процессе работы использовались следующие программы на ЭВМ: Mustang, текстовый редактор Microsoft Word 2010, редактор таблиц Microsoft Exel, 2010 графический редактор AutoCAD 2010.

Список использованных источников

[Электронный ресурс]//URL: https://inzhpro.ru/kursovaya/ustoychivost-energosistemyi/

Калентионок Е.В., Филипчик Ю.Д. Исследование устойчивости электроэнергетических систем на ЭВМ: Методическое пособие к курсовой работе по дисциплинам «Устойчивость электроэнергетических систем», «Переходные процессы в электроэнергетических системах»: -Мн.: БНТУ, 2010 — 85 с.

Калентионок Е.В. Устойчивость электроэнергетических систем.- Мн.: Техноперспектива, 2008. — 376 с.