SYSTEM пишет:Допустим, что Анадырская ТЭЦ мощн. 25 МВт работает автономно (не параллельно по КЛ или ВЛ с другими электростанциями) на определённую нагрузку не превышающую ном. мощность генераторов данной ТЭЦ.
Хотелось бы уточнить, какие должны возникнуть условия (ориентировочно, без подробных расчётов), нарушающие статическую и динамическую устойчивость работы данной ТЭЦ?
Если станция работает, автономно и нужно исследовать ДУ станции? - этот вопрос, мягко говоря, не много некорректен, так как нарушение устойчивости - это аварийное нарушение синхронной работы как минимум между двумя генераторами одной станции. Поэтому, нарушение устойчивости на одном генераторе не возможно по определению!
Но возвращаясь к вашему первому вопросу, и судя по последнему .... по подробней.
На ГзМЭС 5 генераторов по 5 МВт, на АТЭЦ 2 агрегата по 32 МВт, но генераторы по 25 МВт.
Системообразующие связи образованы кольцом КЛ 35 кВ трёхфазным кабелем. В связи с вводом ГзМЭС и старением агрегатов, один постоянно выведен в ремонт. Летом тепла не нужно и работает только ГзМЭС. Зимой запускается на параллельную работу обе станции.
Для больших ЭС, как правило не существует аварий с нарушениями ДУ, за исключением ДУ устойчивости станций к близким или затяжным КЗ, но это отдельный вопрос.
В этой же мизерной ЭС любое КЗ вызывает нарушение ДУ и какими-либо средствами удержать параллельную работу станций не удастся. Но ничего печального для узла не происходит, ну нарушается и ладно: ЭС делится на две части примерно на сбалансированную нагрузку, ГъМЭС переходит автоматически в островной режим. Суть заключается в том, что постоянные инерции Tj обоих станций маленькие: для АТЭЦ порядка 2,5 с, а для ГзМЭС и того меньше - 1,5 с, поэтому при любом КЗ за время его отключения они "убегают". Причём не спасает то обстоятельство, что ГзМЭС работает в параллельном режиме, при котором она сопровождает значения частоты и напряжения от АТЭЦ.
При расчётах первым делом нужно найти все данные агрегатов и генераторов: модель агрегата, АРС, АРВ, а это бывает серьёзной проблемой, особенно с иностранным оборудованием.
Собственно провести расчёты.
По статике проблем обычно не бывает, это всё уже описано. Поставил нормальную схему, назначил сечения, и систематично отключаешь линии. Например, в RastWin запустил макрос "вариантные расчёты", по результатам будут видны слабые места, если надо переназначил сечения, тяжишь и определяешь предельные перетоки по сечениям и т.д.
С ДУ не много сложнее.
Если нарушается ДУ, то есть эквивалентные углы генераторов разбегаются в разные стороны для нормативных возмущений при вводе нормальных значений времени КЗ, отключения выключателя и времени действия УРОВ, то ищется критическое время КЗ при котором ещё ДУ сохраняется. Найденное время может оказаться не столь малым, тогда рекомендуется ставить быстрые защита, например 25...30 мс и выключатель с 45-60 мс. и/или время УРОВ-а уменьшить до 0,25...0,3 с. Для Анадырского узла оказалось всего 0,025 с, то есть ни одна РЗ вместе с быстрым выключателем не успеет отключить до момента нарушения устойчивости.
Как правило, единственно средство управления от ПА, для таких условий - это деление или отделение станции.