Содержание к диссертации
Введение
Обзор литературы и постановка задачи 10
1.1. Основные причины нарушения синхронизма дефицитных энергосистем 10
1.2. Способы обеспечения устойчивости электропередачи "Энергообъединение - дефицитная энерго-система"при аварийных возмущениях 13
1.3. Алгоритмы формирования законов аварийного управления 23
1.4. Постановка задачи настоящей работы 28
Анализ работы саон в ОЭС Казахстана 32
2.1. Постановка задачи 32
2.2. Общая характеристика ОЭС Казахстана 32
2.2.1. Характеристика структурной*схемы энергообъединения '. 32
2.2.2. Оценка эффективности1*отключения нагрузки в ОЭС Казахстана 34
2.3. Оценка действия устройств САОН 4U
2.3.1. Основные предпосылки нарушений устойчивости, вызывающие работу устройств САОН 40
2.3.2. Анализ принципов действия устройств САОН в ОЭС Казахстана 43
2.3.3. Основные достоинства и недостатки устройств САОН 57
3. Выбор дозировки воздействия саон по параметрам переходного процесса 63
3.1. Постановка задачи 63
3.2. Выбор дозировки воздействия САОН 63
3.2.1. Объект и методика исследования 63
3.2.2. Оценка влияния интенсивности короткого замыкания на характер протекания электромеханических переходных процессов 67
3.2.3. Определение интенсивности управляющего воздействия АНМ по параметрам переходного процесса 70
3.2.4-. Выбор управляющих воздействий АНМ по заранее рассчитанным параметрам 84-
3.2.5. Определение интенсивности управляющего воздействия САОН по параметрам переход ного процесса с однократным воздействием на нагрузку 88
3.3. Учет промежуточного отбора мощности при выборе уставки срабатывания САОН 99
3.3.1. Оценка фиксации перегрузки электропередачи по току 99
3.3.2. Приведение зависимости тока в линии от тока нагрузки к виду, удобному для расчета
на ЭВМ 108
3.1. О совместной работе устройств, предотвра щающих нарушение устойчивости дефицитных ЭЭС при различных по виду возмущениях . НО
3.5. Выводы III
4. Исследование возможбости сокращения перерывов электроснабжения у потребителей, отключенных САОН 112
4.1. Постановка задачи 112
4.2. Выявление возможности управления электроприемником в послеаварийном режиме 113
4.2.1. Объект и методика исследования ИЗ
4.2.2. Оценка возможности включения, отключенной САОН, нагрузки до восстановления нормальной схемы 115
4.2.3. Влияние кратковременных перерывов электроснабжения на характеристику мощности электроприемников 118
4.3. Принципы настройки устройств АПВн 131
4.4. Выводы 140
Заключение 142
Литература
- Основные причины нарушения синхронизма дефицитных энергосистем
- Характеристика структурной*схемы энергообъединения
- Оценка влияния интенсивности короткого замыкания на характер протекания электромеханических переходных процессов
- Выявление возможности управления электроприемником в послеаварийном режиме
Введение к работе
Современный этап развития отечественной энергетики характеризуется объединением на параллельную работу энергосистем страны и созданием Единой энергетической системы Советского Союза (ЕЭС СССР).
Объединение энергосистем дает огромные технические и экономические преимущества, существенно повышает надежность электроснабжения. К основным преимуществам объединения электроэнергетических систем (ЭЭС) следует отнести: взаимопомощь при авариях и ремонте; уменьшение необходимой установленной мощности генераторов вследствие снижения суммарного максимума нагрузки из-за поясного сдвига во времени; уменьшение общего резерва мощности; возможность увеличения единичной мощности агрегатов; возможность экономичного распределения нагрузки между электростанциями; повышения качества электроэнергии. Однако, с объединением энергосистем усложняется проблема обеспечения устойчивости параллельной работы частей энергосистем в нормальных и переходных режимах. Во-первых, эти связано с ухудшением электромеханических параметров вновь вводимых агрегатов большой единичной мощности с форсированным охлаждением обмоток ротора и статора, имеющих увеличенные реактивные сопротивления и уменьшенные инерционные постоянные времени (,по сравнению с агрегатами старой конструкции с косвенным охлаждением обмоток); во-вторых, становится довольно обычной загрузка электропередач и мощных межсистемных связей, близкой к пределу статической устойчивости в нормальном режиме. Необходимость решения проблемы устойчивости диктуется еще и тем обстоятельством, что наиболее крупные по своим последствиям аварии, сопровождаемые тяжелым расстройством электроснабжения, а в отдельных случаях и полным обеспечением потребителей, имеют место чаще всего в результате нарушения устойчивости параллельной работы, Особенно опасны также аварии в объединенных энергосистемах, в которых при определенных условиях возможно цепочное развитие аварий с появлением лавины частоты и напряжения и распространением аварийного состояния на все объединение в целом. Об этом, в частности, свидетельствуют аварии в северо-анериканских энергосистемах, происшедшие за последние несколько лет. В связи с этим на повестку дня поставлен вопрос о разработке и внедрении автоматизированной системы диспетчерского управления (АСДУ) ЕЭС СССР, включающий несколько уровней территориальной и временной иерархии. Работы по созданию АСДУ ЕЭС СССР ведутся в ВЭИ, ВНИИЭ, СЭЙ, ВГПИ и НИИ Энергосетьпроекте, НИЖІТЕ , ИЭД АН УССР, ЭНИНе, ЦДУ ЕЭС СССР, иргРЭСе, МЭЙ, ЛИИ, а также во всех объединенных диспетчерских управлениях энергосистем. Проблема создания АСДУ -требует исследования широкого круга вопросов, связанных с анализом установившихся и переходных режимов, выбором средств и законов управления энергосистемами /59-62/. Значительный вклад в развитие этих направлений внесли работы П.С.Жданова, И.М.Марковича, И.А.Сыромятникова, Л.В.Цукерника, В.А.Ве-никова, Л.Г.Мамиконянца, Н.И.Соколова.и других советских ученых.
Одна из основных функций АСДУ состоит в осуществлении про-тивоаварийного управления мощностью энергосистем с целью повышения ее устойчивости. Для этих целей используются различные противоаварийные мероприятия /I, 2/, в числе которых аварийное управление мощностью нагрузки посредством САОН (специальной автоматики отключения нагрузки) /3-18/ и аварийное управление мощностью паровых турбин - АУМПТ. При этом задача АУМПТ решается путем экстренной импульсной разгрузки турбоагрегатов на определенную величину с последующим набором мощности до задан ного значения. В отличие от этого управление устройством САОН осущзствляется с меньшей точностью, а в послеаварийном режиме отключенная нагрузка включается не автоматически, а вручную, часто с заметной для потребителей задержкой по времени. К тому же при АУМПТ воздействие происходит на турбоагрегаты, а при действии САОН - на электроприемники. В этой связи к настройке устройств САОН предъявляются повышенные требования, для разрешения которых необходимо дальнейшее развитие существующих и разработка новых оптимальных или близких к ним законов управления. На пути создания таких законов стоят трудности как технического, так и методологического характера: высокие скорости протекания переходных процессов, сложности измерения взаимных параметров, большая размерность и нелинейность . - равпений, описывающих переходные процессы и ряд других /73/. Поэтому желательным является принцип противоаварийного управления, реализация которого основана на минимальном количестве подводимых параметров к вычислительному устройству САОН и достаточно простой зависимости дозировки воздействия от этих параметров /63/.
В настоящее время имеется ряд теоретических исследований, посвященных выбору оптимальных воздействий, обеспечивающих минимизацию заданного критерия качества переходного процесса /12, 19, 43/, использующих методы вариационного исчисления, принцип максимума Понтрягина, методы динамического программирования. Однако практические результаты этих работ применимы для АУМПТ. Поэтому в данной работе ставится задача разработки методов автоматического выбора дозировки воздействия САОН для различных возмущений, а также автоматического включения нагрузки отключенной САОН. АЛЯ достижения этой цели используются дифференциальные уравнения движения энергосистем, правило площадей динамической устойчивости, эксперементально снятые характеристики нагрузки после кратковременных перерывов электроснабжения и др.
Диссертация состоит из четырех глав.
В первой главе излагается современное состояние вопроса и ставится задача управления мощностью нагрузки как для повышения устойчивости дефицитных энергосистем, так и для сокращения перерывов электроснаожения у электроприемников после воздействия САОН.
Во второй главе дается качественная и количественная оценка раооты GAOH в ОЭС Казахстана. Исследования проводятся на основе расчетов на ЭВМ, ретроспективных телеизмерений, снятых в аварийных ситуациях, используются данные оперативных журналов диспетчерских служб. В наиболее интересных и показательных случаях прилагаются регистрограммы изменения параметров процесса.На основе собранной информации хорошо прослеживаются некоторые недостатки в принципах пуска GAOH.
В главе 3 разработы методы автоматического выбора дозировки воздействия САиН в случае возникновения аварийного небаланса мощности и при ослаблении электропередачи в результате короткого замыкания.
Кроме тиго в главе разработан способ автоматического учета промежуточного отбора мощности на электропередаче "энергосистема - дефицитный энергиузел", позволяющий с достаточно высокой точностью фиксировать превышение предела статической устойчивости, что исключает излишнее срабатывание САОН.
В главе 4- на основе количественной оценки работы GAOH В ОЭС Казахстана, исследуется возможность управления электропри-приемниками посредством автоматического пивтирного включения нагрузки после работы САОН с восстановлением и без восстанов ления доаварийнои схемы. Б этой связи эксперементальным путем и путем наблюдений посредством ретроспективной программы телеизмерений определяется чувствительность потребителей к кратковременным перерывам электроснабжения, куда входит определение остаточной величины нагрузки после перерывов электроснабжения и времени набора доаварийного значения мощности потребления. В соответствии с полученными зависимостями разработана методика настройки автоматики повторного включения нагрузки - АПВн.
Основные причины нарушения синхронизма дефицитных энергосистем
В практике эксплуатации из-за недостаточного развития сетей и отставания в сооружении линий электропередач сложились условия, когда приходится допускать режимы, при которых аварийное отключение одной из параллельных линий ведет к нарушению устойчивости по оставшейся связи. При этом для сохранения устойчивости необходимо автоматически снижать переток активной мощности по электропередаче в послеаварийном режиме Д/. Автоматическое отключение (разгрузка) генераторов передающей энергосистемы, являясь во многих случаях действенным мероприятием по обеспечению устойчивости электропередачи, может оказаться неэффективным в случаях, когда приемная энергосистема связана с энергообъединением значительно, большей мощности, поскольку при этом в передающей энергосистеме может потребоваться отключение генерирующей мощности или разгрузка агрегатов на величину, во много раз превосходящую величину снижения перетока /3/.
Разделение энергосистемы в ряде случаев приводит к существенному снижению надежности основной сети энергообъединения и чревато опасностью распространения нарушения в случае отказа или поломки включателей, которыми производится деление, тем более, что при разделении обычно приходится отключать целую группу выключателей /12/.
При наличии нескольких параллельных связей между передающей и приемной системами, а также при текущем изменении точки (сечения) деления с изменением режима энергообъединения эта задача требует весьма сложных мероприятий.
Другим недостатком способов отключения (разгрузки) генераторов передающей энергосистемы или ее разделения является следующее. Во многих случаях эти мероприятия, ооеспечив устойчивость электропередачи и энергоснаожение основной части потребителей приемной энергосистемы, сопровождаются снижением частоты от АЧР части потребителей. При этом срабатывает частотная разгрузка не только приемной, но и в передающей части энергообъединения, чего в принципе не должно быть. поэтому в настоящее время более эффективным, технически и экономически целесообразным признано кратковременное отключение части нагрузки в приемной энергосистеме /4/. Отключение небольшой части нагрузки позволяет уменьшить переток до допустимого значения в послеаварийном режиме и предотвратить отделение энергосистемы с погашением большого объема потребителей, примерно равного величине перетока.
Как видно из /3/, чем меньше мощность приемной энергосистемы по сравнению с передающей, тем больше эффективность этого мероприятия. К примеру, эффективность от отключения нагрузки на Урале для защиты межсистемной электропередачи Ср.Волга-Урал будет заметно ниже, чем отключение нагрузки в Сибири для защиты электропередачи Казахстан-Сибирь. Это в свою очередь предъявляет особые требования к выбору места расположения отключаемой нагрузки.
С технической точки зрения реализация этого способа разгрузки наиболее благоприятна, когда действие САОН направлено на отключение минимально-возможного количества выключателей,что можно обеспечить, когда в приемной части имеется энергоемкий потребитель. С другой стороны отключение потребителя не должно сопровождаться существенным ущербом, или серьезным растройством технологических процессов.
Поэтому отключение нагрузки, как средство обеспечения устойчивости, экономически оправдано там, где есть потребитель, допускающий кратковременный (до 10-20 мин) перерыв питания. В настоящее время для указанных целей используются в основном предприятия черной, цветной металлургии и химической промышленности, представляющие наиболее стабильную и достаточную по объему нагрузку.
В связи с тем, что объем нагрузки, управляемой САОН, продолжает расти и достиг 20000 і ІВт /II/, к первоочередным задачам на сегодняшний день следует отнести задачу минишзации величины отключаемой нагрузки и времени обесточения потребителей.
Характеристика структурной*схемы энергообъединения
Создание энергообъединений в ЕЭС СССР, охватывающих большую территорию привело к тому, что ряд энергосистем или отдельных энергорайонов практически все время работают в рениме потребления значительной части мощности из ОЭС. Как показывает приведенный в главе I анализ, наибольшая часть случаез нарушения устойчивости приходится именно на энергосистемы структуры: крупное энергообъединение - дефицитный энергорайон. В связи с этим предотвращение нарушений синхронизма и обеспечение надежной работы потребителей дефицитных энергосистем является одной из важнейших задач проектирования и эксплуатации.
В настоящее время для защиты электропередач, указанной выше структуры, широко используются устройства САОН, которые имеют свои достоинства и недостатки. Для выявления последних, а также эффективности работы САОН в главе исследуется влияние места расположения управляемой нагрузки, анализируются причины пуска САОН, предлагается некоторая систематизация принципов пуска этих устройств. Представленный в главе материал помогает конкретизировать задачи по выбору управляющих воздействий САОН.
Способы анализа устойчивости энергосистем и выбор мероприятий для повышения устойчивости в значительной степени зависят от структуры энергосистемы. Классификация энергосистем по их структуре при решении задач устойчивости производилась в /3, 57, 58, 67/.
На практике схема энергообъединения обычно представляется достаточно сложной, иднако, во многих случаях эти схемы можно рассматривать в первом приближении как простые. Утверждать это позволяет опыт эксплуатации, экспериментальные исследования и расчеты электромеханических переходных процессов, проведенных для ОЭС Казахстана. К особенностям ОЭС следует отнести ее расположение между объединениями, мощность которых намного превышает ее собственную, при слабых внешних связях. Помимо этого ОЭС характеризуется (на 1981г.): а) большой протяженностью ЛЭП; б) перетоками мощности, почти всегда направленными в ОЭС Казахстана; в) близостью векторов напряжения большинства узлов ОЭС в нормальном режиме; г) отсутствием глубоких качаний внутри ОЭС при внешних возмущениях; д) сосредоточением 70% генерирующей мощности в восточной части ОЭС и наличием на электропередаче с ЕЭС промежуточных подстанций, нагрузка которых питается от отправной системы;
е) тем, что при отключении одной из межсистемных связей или источника мощности выше 300 МВт характер электромеханичес ких переходных процессов почти полностью определяется поведени ем генераторов приемной системы, т.е. ОЭС Казахстана.
На рис. 2.1. изображена структурная схема ОЭС Казахстана, на которой ЕЭС СССР представляет собой источник мощности приблизительно с Pr- OQ относительных единиц мощности, ОЭС Казахстана - Рг-5,5 , а ОЭС Сибири - Рг Z0 единиц. ОЭС Казахстана соединена слабыми межсистемными связями JI-I и Л-5 соответственно с ЕЭС и ОЭС Сибири. При этом пропускная способность по Л-І составляет R 1 , а по Л-ь - f = OJ .
При сопоставлении потребляемой и генерируемой мощности внутри объединения становится очевидным режим потребления активной мощности иус с очень низкими запасами по статической устойчивости на электропередаче как с ЕЭС, так и с ОЭС Сибири.
Учитывая то, что при перегрузке электропередачи Л-І генераторы ОЭС двинутся синхронно, структурную схему на рис.2.1 можно привести к упрощенному, более удобному для анализа, виду (рис.2.2.).
Таким образом, можно классифицировать схему связи ОЭС Казахстана с ЕЭС как типичную структурную схему "Шины бесконечной мощности (ШБМ) - дефицитная энергосистема" (рис.2.3.), считая, что покрытие аварийных небалансов мощности будет осуществляться за счет ЕЭС СССР.
Оценка влияния интенсивности короткого замыкания на характер протекания электромеханических переходных процессов
Существенное влияние на характер переходных процессовв ЭЗС с дефицитом мощности оказывает вид и место возникновения короткого замыкания.
При коротком замыкании вблизи приемного конца электропередачи или в приемной ЭЭС генераторы последней могут оставаться в синхронизме, тормозиться или даже ускоряться /3/, в зависимости от снижения потребляемой нагрузкой мощности при снижении напряжения. При ускорении - рис. 3.2а противоаварийным мероприятием может являться кратковременная форсировка возбуждения генераторов.
При незначительной зависимости мощности нагрузки от напряжения - рис. 3.2.6 сохранения устойчивости ЭЭС можно добиться отключением части неответственных потребителей.
Таким образом, при близких коротких замыканиях, связанных с понижением напряжения, генераторы приемной ЭЭС могут нахидиться в более благоприятных условиях с точки зрения сохранения устойчивости.
Наибольшую опасность для генераторов приемной ЭЭС представляют короткие замыкания на передающем конце электропередачи, поскольку при этом происходит полный или частичный сброс передаваемой по линии мощности. Кроме того, удаленные короткие замыкания не вызывают сколько-нибудь существенного снижения напряжения в приемной ЭЭС, то есть величина собственной мощности остается, практически, неизменной при существенном уменьшении величины взаимной. Для исследуемой ЭЭС (рис.3.1) были проведены расчеты электромеханических переходных процессов при следующих возмуще ниях: а) однофазное короткое замыкание; б) двухфазное короткое замыкание; в) простое отключение ВЛ. Короткие замыкания на электропередаче рассматривались: двухфазное - вблизи приемного конца и однофазное - на передающем конце электропередачи.
В таблице 3.2. приведены предельные значения времени возмущенного состояния по условиям сохранения динамической устойчивости. В расчетах варьировалась величина мощности нагрузки, подключенной к шинам генераторного напряжения при неизменной суммарной мощности, ТО ЄСТЬ ПрИ Ни Рнг Рнз- Const
Как видно из таблицы 3.2, предельное время возмущенного состояния ЭЭС зависит, главным образом, от места подключения нагрузки. Так при возмущениях, вызывающих незначительное снижение напряжения в приемной части ( однофазное короткое замыкание и отключение линии) приближение нагрузки к шинам генераторного напряжения снижает предельное время на 12%. При возмущениях, связанных с глубоким снижением напряжения (2-х фазное короткое замыкание) предельное время уменьшается на 26-32%. Меньшее значение предельного времени соответствует большему сопротивлению линий Л-І и Л-2 (табл. 3.2). Сопротивление линий электропередачи варьировалось в пределах от Z до 3% . Указанное изменение предельного времени в зависимости от сопротивления линий объясняется тем, что при 2-х фазном коротком замыкании потери активной мощности в линии от токов короткого замыкания превышают снижение потребляемой нагрузкой мощности при снижении напряжения. Качественно иная картина наблюдается при присоединении всей нагрузки к шинам высокого напряжения. В этом случае предельное время при двухфазном коротком замыкании на 10-20% выше предельного времени при однофазном коротком замыкании и простом отключении линии. Здесь существенное влияние на характер протекания электромеханических переходных процессов оказывает глубина снижения напряжения в узле нагрузки: снижение потребляемой нагрузкой активной мощности превышает потери в линии, что способствует сохранению динамической устойчивости.
Анализируя недостатки в принципах действиях устройств АНМ, описанные в главе 2, становится очевидным необходимость в определении как исходной загрузки электропередачи, так и фактически возникшей интенсивности возмущения, что и будет способствовать выбору точной дозировки воздействия.
Для перехода к определению интенсивности возмущения обратимся к известному выражению /73/, определяющему суммарную интенсивность возмущения - ZH& в виде условной суммы двух наиболее влияющих на переходный процесс составляющих: где Иб- интенсивность непосредственно возникшего на передаче возмущения (например, к.з. с отключением линии), Зам- доаварийный режим мощности электропередачи.
Таким образом, определение ІИі сведем к нахождению п и Зэл Если измерение доаварийной мощности по электропередаче не вызывает принципиальных трудностей, то определение Ие достаточно сложно. Для дальнейших рассуждений уместно провести некоторую аналогию действий устройств САОН и АЧР (автоматической частотной разгрузки).
Как известно, устройства АЧР срабатывают по параметру текущего процесса - по частоте - с большим числом очередей, и, что особенно важно, с небольшими по объему мощностями. Это обеспечивает равенство возникшего дефицита мощности и объема, отключаемой АЧР нагрузки, то есть обеспечивается минимально необходимая дозировка воздействия.
В отличии от АЧР устройства САОН действуют однократно и без последующего контроля режима, что как указывалось выше, может приводить к излишнему отключению потребителя.
Таким образом, шагом к минимизации величины отключаемой САОН нагрузки можно считать ее "размельчение",то есть распространение действия САОН на несколько ступеней разгрузки. Причем эти воздействия, по аналогии с работой АЧР, для выявления реально возникшей интенсивности возмущения должны осуществляться с момента фиксации перегрузки по параметрам переходного процесса.
Выявление возможности управления электроприемником в послеаварийном режиме
За последние годы наблюдается рост использования специальной автоматики отключения нагрузки - САОН, что выражается не только в увеличении числа пусковых и исполнительных органов, а и в увеличении объема отключаемой нагрузки. К примеру, в ОЭС Казахстана по сравнению с 1977 годом к 1982 году объем нагрузки САОН увеличился приблизительно на 100%. Поэтому сохранение устойчивости ЭЭС все же нельзя считать конечной целью в действии противоаварийной автоматики (даже если она становится более совершенной) поскольку ликвидация аварий связана с отключением нагрузки и возможным нанесением ущерба потребителю от перерыва электроснабжения /68/. Если таковой имеет место и достаточно заметно влияет на технологический процесс предприятия -регулятора, то необходимо за возможно короткий срок интервал времени - исходя из условий устойчивости - подать напряжение отключенному потребителю. Для этого следует выяснить остаточную величину нагрузки после различных кратковременных (согласно А/ перерыв питания после работы САОН не должен превышать 20 мин) перерывов электроснабжения, а также времени полного набора нагрузки, ибо ее включением можно вторично перегрузить электропередачу, вызвать работу САОН /бб/. Во избежание этого необходимо увязать принципы автоматического включения с характеристикой восстанавливающейся мощности отключенных электроприемников. С этой целью в главе приводится анализ натурных экспериментов,который проводился персоналом предприятий-регуляторов (замеры характеристик нагрузки после кратковременных перерывов электро снабжения). В заключении главы предлагаются принципы реализации автоматического включения нагрузки, отключенной САОН.
Для всестороннего рассмотрения поставленной задачи в течение трех лет изучалось поведение электроприемников ОЭС Казахстана, отключаемых устройствами САОН.
Одним из основных средств наблюдения за поведением нагрузки в аварийных ситуациях стали ретроспективные телеизмерения, позволяющие через 6-секундный интервал оценить режим изменения мощности во всех основных узлах энергообъединения. Указанное средство сбора информации помогло уточнить и скорректировать большинство характеристик нагрузки, которые были сняты персоналом предприятий-регуляторов путем непосредственного замера мощности у электроприемников после их отключения при повторной подачи напряжения. Кроме того, широко использовались данные, взятые из оперативных журналов диспетчерской службы ОДУ Казахстана. Это, в частности, позволило выявить для большинства случаев работы САОН возможность включения нагрузки до восстановления доаварийной схемы.
Для выявления возможности включения нагрузки (всей или частично) после работы САОН было собрано и проанализировано два различных статистических материала. В таблице 4-.3. приведены данные первого материала. В него входит количество включений нагрузки после различных перерывов электроснабжения до восстановления нормальной схемы и после восстановления нормальной схемы, од восстановлением нормальной схемы сети подразумеваются включение тех элементов сети, в результате отключения которых работала САОН. Нетрудно заметить, что включение нагрузки в течение I минуты произошло всего 3 раза и то после восстановления доаварийной схемы., Основную часть включенной нагрузки диспетчер ОЭС произвел в интервалах от I до 10 мин и от 10 до 20 минут, когда сумел разобраться в режиме и восстановил нормальную схему. В четырех случаях нагрузка была включена до восстановления нормальной схемы. Это случилось после того как поврежденными оказались генераторы небольшой мощности, связанные с передающей системой сетью 220 кВ, запас по мощности на которой позволял включить часть нагрузки. При анализе этой статистики возник вопрос о том, сколько разно можно было бы включить нагрузку всю или частично до восстановления доаварийной схемы, если контролировать послеаварийный режим будет не диспетчер энергообъединения или энергосистемы, а автоматика.
