Статична стійкість – здатність енергосистеми повертатись до усталеного режиму після малих збурень режиму, за яких зміни параметрів дуже малі проти їх середніх значень.
 

Динамічна стійкість – здатність енергосистеми повертатися до усталеного режиму роботи після значних збурень (КЗ, відключення будь якого елементу енергосистеми тощо), за яких зміни параметрів режиму у порівняні із значеннями цих параметрів без переходу до асинхронного режиму.

Розрахунок статичної та динамічної стійкості виконується для:

  • вибору основної схеми енергосистеми та уточнення розміщення основного обладнання;
  • вибору робочих режимів енергосистем;
  • вибору заходів щодо підвищення стійкості енергосистем;
  • визначення параметрів настроювання систем регулювання та керування, релейного захисту (РЗ), автоматичного повторного включення (АПВ) та ін.;
  • визначення параметрів настроювання систем ПК, призначених для підвищення стійкості енергосистем;
  • перевірки виконання нормативних показників стійкості.

Динамічна стійкість енергосистеми
При визначенні методів аналізу динамічної стійкості оператор системи передачі (ОСП) застосовує такі правила:

  1. Якщо межі статичної стійкості досягаються раніше меж динамічної стійкості, ОСП з урахуванням аварійних ситуацій із переліку аварійних ситуацій повинен виконувати аналіз динамічної стійкості лише на основі результатів розрахунків динамічної стійкості, виконаних для довгострокового планування.
  2. Якщо при плануванні відключень межі динамічної стійкості досягаються раніше меж статичної стійкості, ОСП з урахуванням аварійних ситуацій із переліку аварійних ситуацій повинен провести аналіз динамічної стійкості на етапі оперативного планування на день наперед, поки ці режими існують. ОСП повинен підготувати коригувальні дії, які будуть використовуватися у разі необхідності під час роботи в реальному часі.
  3. Якщо мережа в режимі реального часу перебуває в ситуації "N", а межі динамічної стійкості досягаються раніше меж статичної стійкості, ОСП з урахуванням аварійних ситуацій із переліку аварійних ситуацій повинен проводити аналіз динамічної стійкості на всіх етапах оперативного планування і бути здатним якнайшвидше повторно оцінювати межі динамічної стійкості після істотної зміни режиму.

Якщо аналіз динамічної стійкості вказує на порушення меж стійкості, ОСП повинен розробити, підготувати і активізувати коригувальні дії з метою підтримки стійкості системи передачі. Ці коригувальні дії можуть охоплювати користувачів системи передачі/розподілу.

ОСП повинен налаштувати обладнання, релейний захист та протиаварійну автоматику таким чином, щоб час ліквідації порушень, здатних призвести до широкомасштабної втрати стійкості системи, був меншим ніж критичний час усунення пошкоджень, обчислений ним під час аналізу динамічної стійкості.

Об'єктом дослідження динамічної стійкості є розрахунок реакції системи на конкретний набір аварій, зазвичай однофазних або трифазних КЗ, які можна усунути шляхом вимкнення ліній електропередачі. Виконується перевірка реакції генераторів для того, щоб переконатися, що все обладнання функціонує синхронно, згасання коливань в енергосистемі залишаються на допустимому рівні і відновлення напруги після аварії відбувається належним чином.
Моделювання перехідних процесів повинно враховувати всі відповідні впливи в часових рамках, що становлять інтерес, зазвичай кілька секунд після виникнення аварії, що є об'єктом аналізу перехідних режимів. Також необхідно точно відтворити реакцію системи з огляду на частоту зафіксованих коливань. Зазвичай, коливання в енергосистемі виникають в діапазоні від 0,2 до 2 Гц. Також дуже важливим є моделювання здатності (або нездатності) станції контролювати напругу в цих часових рамках.
Приклад однофазного короткого замикання на ПЛ 150 кВ тривалістю 500 мс наведено нижче.

динамічна стійкість
 
Статична стійкість енергосистеми
Запас статичної стійкості для усталеного режиму роботи енергосистем визначається його близькістю до межі області стійкості. Цей запас характеризується коефіцієнтами запасу. За умовами статичної стійкості енергосистем нормують мінімальні коефіцієнти запасу з активної потужності в перетинах і мінімальні коефіцієнти запасу з напруги у вузлах навантаження. Крім того, встановлюють групи нормативних збурень, за яких повинні забезпечуватись як динамічна стійкість, так і нормативні запаси статичної стійкості в післяаварійних режимах.
Для визначення коефіцієнта запасу статичної стійкості з активної потужності в перетині схеми виконуються обважнення режиму шляхом збільшення перетоку потужності в перетині до отримання граничного за стійкістю режиму.
Під час експлуатації для контролю за дотриманням нормативних запасів статичної стійкості слід, як правило, використовувати значення перетоків активної потужності. За необхідності задають як функції перетоків у інших перетинах максимально допустимі та аварійно допустимі перетоки. Такі перетоки та напругу слід вважати контрольованими параметрами. Залежно від конкретних умов як контрольовані можна використовувати інші параметри режиму енергосистеми, зокрема значення кутів між векторами напруги на кінцях лінії електропередавання. Допустимі значення контрольованих параметрів, за яких забезпечується нормативний коефіцієнт запасу з активної потужності, встановлюють на основі розрахунків відповідних режимів роботи енергосистем.
Для контролю дотримання нормативних запасів з напруги в експлуатаційній практиці можна використовувати напругу в будь-яких вузлах енергосистеми. Допустимі значення напруги в контрольованих вузлах встановлюють за розрахунками режимів роботи енергосистем.
Для отримання повної картини щодо статичної стійкості режимів роботи енергоблоків електростанцій ОЕС України, необхідно здійснити перевірку вихідних нормальних, ремонтних та післяаварійних режимів на коливну стійкість з врахуванням відповідних математичних моделей як самих генераторів, так і їх систем збудження з АРЗ.
Нижче показано ковзання роторів генераторів та напруг на виході АРЗ 57 генераторів електростанцій України. Як видно з цих залежностей – вихідний режим роботи всіх генераторів статично стійкий на коливну стійкість.
 
Значення показників стійкості залежно від перетоку в перетині, схеми мережі та нормативних збурень повинні бути не нижче наведених в таблиці.

Перетік у перетині Мінімальний коефіцієнт запасу з активної потужності Кр Мінімальний коефіцієнт запасу з напруги Кu    Групи збурень, за яких повинна забезпечуватись стійкість у перетині
при нормальній схемі при ремонтній схемі
Нормальний 0,20 0,15 І, ІІ, ІІІ І, ІІ*, ІІІ**
Обважнений 0,20 0,15 І, ІІ І
Вимушений (післяаварійний) 0,08 0,10 - -

Примітка:

*- крім однофазного КЗ з відмовою вимикача та дією ПРВВ в мережі напругою 110 – 220 кВ.

**- тільки для багатофазного КЗ з успішним і неуспішним АПВ в мережі напругою 750 кВ.

Розрахунки стійкості енергосистем і розрахункова перевірка заходів щодо її забезпечення є обов’язковою частиною робіт з проектування та експлуатації енергосистем.

Прості рішення складних завдань