Помощь в учёбе, очень быстро...
Работаем вместе до победы

Управление электрическим торможением генераторов для повышения устойчивости межсистемных связей

Диссертация: Управление электрическим торможением генераторов для повышения устойчивости межсистемных связей
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

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 вопросаобсуждались лишь умозрительно потенциальные возможности многократного ЭТ. Количественная оценка эффективности применения… Читать ещё >

Содержание

  • 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

Управление электрическим торможением генераторов для повышения устойчивости межсистемных связей (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

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 вопросаобсуждались 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 устойчивостидать оценку эффективности различных видов ЭТ генераторов ГЭС, как средства противоаварийного управления ЭЭС.

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

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

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

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

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

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ РАБОТЫ.

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

2. Разработаны требования к закону управления однократным ЭТ Бурейской ГЭС при аварийной потере ВЛ 500 кВ Бурейская ГЭСХабаровская. Выявленная на основе качественных оценок и расчетных исследований слабая чувствительность положения координаты (эт экстремума характеристик рдпрf (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 устойчивостиопасности 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.

Показать весь текст

Список литературы

  1. .И. Автоматическое аварийное управление мощностью энергосистем. — М.: Энергия, 1974. — 415 е.: ил.
  2. 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. 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. А.В. О повышении динамической устойчивости посредством механического торможения гидрогенераторов // Электричество, 1954, № 12, с. 45−50.
  5. Д.И. Повышение пропускной способности электропередач // Электричество, 1955, № 6, с. 1−6.
  6. П.С. Вопросы устойчивости электрических систем.- М: Энергия, 1979.-456 е.: ил.
  7. А.А. Устойчивость параллельной работы электрических станций. М., Л.: ГОНТИ, 1938. — 159 е.: ил.
  8. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. Л.А. Управление электрическим торможением генераторов в схеме с применением БАПВ. // Устойчивость и надежность энергосистем СССР. М.- Л.: Энергия, 1964, с. 144−156.
  21. Я.Н. Автоматика разгрузки электропередач от мощных ГЭС при набросах активной мощности: Афтореферат дис. на соиск. учен, степени канд. техн. наук. М., 1967.
  22. С.А. Режимы электропередач 400−500 кВ. М.: Энергия, 1967.
  23. 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. В.А. Электромеханические переходные процессы в электрических системах. М.- Л.: Госэнергоиздат, 1958.
  25. И.А., Каштелян В. Е., Сирый Н. С. Электрическое торможение синхронных генераторов, работающих на дальние линии электропередач // Электричество, 1958, № 6, с.7−10.
  26. 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. Д.Е. Устойчивость гидрогенератора при электрическом торможении // Электричество, 1962, № 2, с. 27−29.
  28. В.И. Предотвращение нарушений устойчивости ЭС со слабыми связями при любых возмущениях // Труды ВНИИЭ, 1959, вып. девятый, с. 131−159.
  29. 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. В.М., Лугинский Я. Н. Применение электрического торможения и разгрузки агрегатов для повышения устойчивости энергосистем // Электричество, 1962, № 6, с.22−27.
  31. 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. В.А. Переходные электромеханические процессы в электрических системах. М.: Энергия, 1967.
  34. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. И.А., Иванов С. А., Рагозин А. А. и др. Экспериментальное исследование устройств электрического торможения гидрогенераторов мощностью 215 МВт // Электрические станции, 1981, № 11.
  42. Е.А., Новиков А. В., Мисриханов М. Ш. Электроторможение гидрогенераторов Чиркейской ГЭС // Электрические станции, 1990, № 4, с. 56−59.
  43. Е.А., Новиков А. В., Вихарев А. П. Синхронное частотное торможение двигателей генераторов ГАЭС // Изв. вузов. Энергетика, 1982, № 3.
  44. А.В. Коммутационные аппараты устройств электрического торможения генераторов //Изв. вузов. Энергетика, 1987, № 8.
  45. 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. Ю.А., Гробовой А. А. и др. Противоаварийная автоматика ОЭС Востока // Электрические станции, 1998, № 9, с. 36−42.
  50. А. Б. Системная автоматика. 4-е изд., перераб. и доп. М.: Энергоатомиздат, 1989.-444 е.: ил.
  51. 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. 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. В.П. Повышение устойчивости энергосистем воздействием на мощность энергоблока: Автореф. дис. канд. техн. наук. Санкт-Петербург: Б.и., 1985. — 16 е.: ил.
  54. 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. Ю.Е., Либова Л. Е., Окин А. А. Расчеты устойчивости и противоаварийной автоматики в энергосистемах. М.: Энергоатомиздат, 1990−390 е.: ил.
  57. П., Фуад А. Управление энергосистемами и устойчивость: Пер с англ./ Под ред. Лугинского Я. Н. М.: Энергия, 1980. — 569 с.
  58. 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. 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. Я.Н., Тихонов Ю. А. Отключение части генераторов ГЭС для повышения устойчивости энергосистем. Электричество, 1969, № 5, с. 17−20.
  63. .И., Чекаловец Л. Н., Лугинский Я. Н. Автоматическое регулирование мощности паровых турбин для повышения устойчивости. Электричество, 1969, № 2, с. 9−16.
  64. 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. 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. 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. 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. 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. 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. Н.П. Автоматическое регулирование гидротурбин. Л.: Энергия, 1967. — 292 е.: ил.
  78. Ю.Е. Регулирование гидротурбин. М.- Л.: Машгиз, 1954. — 347 е.: ил.
  79. Н.К. Автоматизация мощных гидротурбин / Барков Н. К. М.- Л.: Машиностроение, 1964.-255 е.: ил.
  80. Г. С. Гидротурбины и их регулирование: Учеб. для техникумов / Г. С. Щеголев, Ю. Е. Гаркави. М.- Л.: Машгиз, 1957. — 350 е.: ил.
  81. В.Н. Автоматическое регулирование паровых турбин / Веллер В. Н. 2-е изд., перераб. и доп. — М.: Энергия, 1977 — 406 с.
  82. 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. А.В. Регулирование паровых турбин. М.- Л.: Энергоиздат, 1962.-256 е.: ил.
  85. И.И. Регулирование паровых и газовых турбин: Учеб. пособие для втузов. М.- Л.: Энергоиздат, 1952. — 427 е.: ил.
  86. Г. И. Автоматическое регулирование гидротурбин. М.- Л.: Энергия, 1964. — 287 е.: ил.
  87. В.П. Регулировочный диапазон тепловых электростанций. -Л.: Энергоатомиздат: Ленингр. отд-ние, 1990. 167 е.: ил.
  88. А.А. Переходные процессы синхронной машины. М., Л: Госэнергоиздат, 1950.- 551 с.
  89. А.А. Избранные труды по вопросам устойчивости электрических систем. М., Л.: Госэнергоиздат, I960.- 260 с.
  90. В.К., Федоров Б. Ф. Пути развития бесщеточных систем возбуждения мощных турбогенераторов // Электротехника, 1986, № 1, с. 1619.
  91. И.А., Шахаева О. М. Системы автоматического регулирования возбуждения синхронных генераторов. Учебное пособие. -Л.: ЛПИ, 1978. -78 с.
  92. А.Х. Противоаварийное управление возбуждением генератора при глубоких изменениях мощности турбины: Автореф. дис. канд. техн. наук.-Л., 1986.-20 с.
  93. И.М. Режимы электрических систем, изд 4-е, перераб. и доп. М.: Энергия, 1969.
  94. В.А. Вывод достаточных условий устойчивости в большой системе синхронных машин. // Передача энергии постоянным и переменным током. Л.: Госэнергоиздат, 1958.
  95. 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. В.А., Герценберг Г. Р., Совалов С. А., Соколов Н. И. Сильное регулирование возбуждения. М., Л.: Госэнергоиздат, 1963, 152 с.
  97. Г. Р., Штрафуй Я. Н. Автоматический регулятор возбуждения гидрогенераторов Куйбышевской гидростанции // Вестник электропромышленности, № 5, 1965.
  98. 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. А.С. Оценка качества регулирования и методика настройки стабилизации АРВ генераторов // Электричество, 1988, № 5, с. 15−21.
  100. 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. С.Г., Смолицкий Х. Л. Приближенные методы решения дифференциальных и интегральных уравнений. М.: Наука, 1965.
  102. О.П., Казанский В.Е, Козис В. Л. и др. Автоматика электроэнергетических систем. М.: Энергоиздат, 1981. — 480 с.
  103. 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. Ю.А. Параметры и характеристики вентильных систем возбуждения мощных синхронных генераторов, М.: Энергия, 1976. -153 с.
  105. А.А., Абдель Хамид М.А., Масленников В. А. Условия самораскачивания в нерегулируемой двухмашинной системе // Электричество, № 12, 1991, с. 64 67.
  106. В.А. Электрические системы, т.1. М.: Высшая школа, 1970.
  107. В.И. Пример анализа существования и единственности решения уравнений установившегося режима ЭЭС //Электричество, 1983. № 6, с. 56−59.
  108. В.А., Совалов С. А. Анализ статической устойчивости . электроэнергетических систем по собственным значениям матриц //
  109. Электричество, 1983, № 2, с. 8−15.
  110. Ю.В., Устинов С. М., Черноруцкий И. Г. Численные методы решения жестких систем обыкновенных дифференциальных уравнений / Учеб. пособие. Ленинград: ЛПИ, 1977.
  111. Н.С. Численные методы (анализ, алгебра, обыкновенные дифференциальные уравнения). М.: Наука, 1975, 630 с.
  112. .П., Марон И. А., Шувалова Э. З. Численные методы (приближение функций, дифференциальные и интегральные уравнения). -М.: Наука, 1963.
  113. В.П., Абраменкова И.В. Matlab 5.0/5.3. Система символьной математики. -М.: Нолидж, 1999,640 с.
  114. Дж., Ван Дж. Современные численные методы решения обыкновенных дифференциальных уравнений. М.: Мир, 1979, 312 с.
  115. 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. 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=4×335 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=4×335 МВт, Рэт0, 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=4×335 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:=4×335 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=4×335 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~4×335 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=4×335 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=4×335 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=4×335 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=4×335 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=4×335 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=4×335 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=4×335 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=4×335 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-4×335 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=4×335 МВт, РЭт=0,ЗРном, 1Эт=1,2 с, 2 ОГ ЗГЭС, tOi-=0, САОН (280 МВт), to*r=0,3 с.
Заполнить форму текущей работой

Пора сдавать?