на частоту тока в сети f изменения нагрузки сети.
Пусть на сеть работают два генератора мощностью Р1 и Р2.
Если генераторы работают на общую сеть, то это означает, что их частота вращения соответствует частоте тока в сети и изменяется синхронно с изменением частоты тока.
Пусть номинальная мощность каждого генератора составляет Р1ном=Р2ном=1000 МВт. Если пренебречь потерями в сети (или, что тоже самое, потери отнести к потребителям), то мощность, потребляемая из сети, Рс= Р1 + Р2. Пусть исходная частота тока в сети f составляет 50 Гц.
Пусть часть потребителей мощности – нагревательные устройства, потребляемая мощность которых Рнаг не зависит от частоты тока. Остальная часть потребителей – вращающиеся механизмы (типа насосы, вентиляторы и пр.), мощность которых зависит от частоты вращения, т.е. от частоты тока. Для простоты рассмотрения вопроса принято, что их мощность пропорциональна квадрату частоты вращения, т.е. квадрату частоты тока.
В задаче рассматривается случай увеличения нагрузки как более актуальный.
В задаче не рассматриваются переходные процессы (хотя на графиках они отражены). Расчетные значения параметров даны в установившихся режимах.
В задаче рассматривается условная сеть, работающая от двух генераторов, поэтому величины значений мощности значительно меньше мощности реальной сети. Однако, в относительных величинах эти параметры близки к реальным, поэтому значения частоты тока в различных режимах отражают реальные значения параметров сети.
Произведем увеличение нагрузки на сеть на величину Рув. Для простоты рассмотрения вопроса принято, что увеличение нагрузки произошло за счет подключения потребителей типа нагревательных устройств, т.е. потребителей, мощность которых не зависит от частоты тока. Для наглядности изменения расчетных величин увеличение нагрузки принято значительным – порядка 10 % от общей нагрузки сети и больше, что должно привести к изменению частоты тока сети f заметно больше допустимого значения ± 0.1 Гц.
В первом варианте задачи (все генераторы управляются регуляторами мощности) увеличение нагрузки на сеть приведет к уменьшению частоты тока. Это уменьшит потребление мощности ранее работавшими вращающимися механизмами. Высвободившаяся мощность должна компенсировать увеличение нагрузки на сеть. Таким образом, произойдет перераспределение неизменной генерируемой мощности между потребителями. Графически этот процесс показан на рисунке 2.1.
Рис. 2.1 Изменение частоты тока при изменении нагрузки сети
(турбоагрегаты управляются регуляторами мощности)
Так как в высвобождении мощности участвуют только вращающиеся механизмы, то можно составить пропорцию:
до увеличения нагрузки 502 ------ Р1 + Р2 - Рнаг;
после увеличения нагрузки f12 ------ Р1 + Р2 - Рнаг - Рув.
Отсюда 502 (Р1 + Р2 - Рнаг - Рув.) = f12 (Р1 + Р2 - Рнаг)
Тогда 
.
Для выяснения влияния увеличения нагрузки сети на снижение частоты тока f1 рекомендуется рассмотреть два значения увеличения нагрузки Рув (Рув1 и Рув2).
Во втором варианте задачи все исходные данные те же, но управление турбоагрегатов переведено с регуляторов мощности на регуляторы частоты вращения. Для наглядности выявления участия генераторов в первичном регулирования частоты тока принято, что регуляторы мощности генераторов в этом режиме отключены, а управляющий сигнал по частоте тока (частоте вращения) не имеет зоны нечувствительности. Тогда каждый генератор работает по статической характеристике, имеющей вид слабо наклоненной прямой (см. рисунок 2.2).
Рис. 2.2 Статическая характеристика турбоагрегата
Пусть наклон прямой составляет m. Это означает, что
fпри Р=0 - fпри Р=100% = 50 m, т.е. m – снижение частоты тока в долях от номинальной частоты в 50 Гц при возрастании мощности от 0 до 100 %.
При работе каждого турбоагрегата по своей статической характеристике снижение частоты тока в сети Δf (и соответствующее снижение частоты вращения генератора) приведет к увеличению мощности генератора на величину ΔРг (см. рисунок 2.3).
 |
Рис. 2.3 Увеличение мощности генератора при уменьшении его частоты вращения
В этом варианте задачи с увеличением нагрузки сети также произойдет снижение частоты тока. Но так как каждый генератор при этом несколько увеличивает вырабатываемую мощность, то общий дефицит мощности в сети будет уменьшен по сравнению с первым вариантом задачи. Поэтому частота тока в сети изменится в значительно меньшей мере, чем в первом варианте задачи.
Графически процесс изменения мощности и частоты тока при участии генераторов тока в первичном регулировании частоты тока показан на рисунке 2.4.
Для составления выражения частоты тока в сети необходимо располагать уравнением статической характеристики турбоагрегата. Это уравнение наклонной прямой в осях f- Р имеет вид f = а1Рг + в1.
Рис. 2.4 Изменение мощности генераторов и частоты тока при изменении нагрузки сети (генераторы управляются регуляторами частоты вращения)
Составим уравнение характеристики для первого генератора, т.е. определим значения коэффициентов а1 и в1.
При Р = Р1 f = 50 (исходное состояние сети);
при Р = 0 f = в1 (из уравнения статической характеристики);
при Р =1000 МВт (номинальный режим работы) f = а1•1000 + в1.
Так как fпри Р=0 - fпри Р=100% = 50m1, то в1-(а1•1000 + в1) = 50 m1.
Следовательно а1 = -(50 m1/1000) = -0,05• m1.
Для стационарного (исходного) режима работы 50 = -0,05• m1•Р1+ в1.
Отсюда в1 = 50 + 0,05• m1•Р1.
Тогда уравнение статической характеристики для первого генератора в осях координат f- РГ1 принимает вид
f2 =-0,05• m1•РГ1+50+0,05• m1•Р1.
Аналогично можно записать для второго генератора
f2 =-0,05• m2•РГ2+50+0,05• m2•Р2.
Из этих выражений можно получить значения мощностей генераторов при изменении частоты тока f2.
РГ1=Р1+(50- f2)/ (0,05• m1);
РГ2=Р2+(50- f2)/(0,05• m2).
Для расчета значения сниженной частоты тока f2 при увеличении нагрузки сети Рув и при участии генераторов в первичном регулировании частоты тока можно записать пропорцию:
до увеличения нагрузки 502 ------ Р1 + Р2 - Рнаг;
после увеличения нагрузки f22 ------ Рг1 + Рг2 - Рнаг - Рув.
Отсюда: f22•(Р1 + Р2 - Рнаг) = 502 •(Рг1+ Рг2 - Рнаг - Рув).
Если в это равенство подставить значение Рг1 и Рг2 из уравнений их статических характеристик, то получим
.
Или:
f22•(Р1 + Р2 - Рнаг) - f2•502(-1/0,05 m1 - 1/0,05 m2) - 502(Р1 + Р2 - Рнаг- Рув)-
-502•1000(1/m1+1/m2) = 0.
Это квадратное уравнение вида аf22 + в f2 + с = 0.
Где: а = Р1 + Р2 - Рнаг;
в = 50000(1/m1+1/m2);
с = -2500(Р1 + Р2 - Рнаг- Рув) – 2500000(1/m1+1/m2).
Решение уравнения 
.
Для выяснения влияния перевода обоих генераторов на регуляторы частоты вращения можно ограничиться рассмотрением только одного значения мощности РувI, но для выяснения влияния степени наклона статической характеристики генераторов следует рассмотреть три сочетания наклонов статических характеристик:
(m1)I (m2)I
(m1)I (m2)II
(m1)II (m2)II
Третий вариант задачи.
Пусть на регулятор частоты вращения переводится только второй турбоагрегат, а первый турбоагрегат остается на регуляторе мощности. Тогда можно записать пропорцию:
до увеличения нагрузки 502 ------ Р1 + Р2 - Рнаг;
после увеличения нагрузки f32 ------ Р1 + Рг2 - Рнаг - Рув.
Отсюда
;
тогда
В этом квадратном уравнении
Решение уравнения аналогично решению во втором варианте
.
В третьем варианте задачи можно ограничиться расчетом случая увеличения нагрузки РувI и угла наклона статической характеристики второго генератора m2 для первого режима.
Примечания:
1. При определении значений f2 и f3 перед корнем квадратным принимаем только знак “+”, так как при знаке “–“ значение f не имеет физического смысла;
2. Для удобства расчетов во втором и в третьем вариантах рекомендуется значения коэффициентов a, b, c умножить на 0.001.
После выполнения расчетов необходимо произвести анализ полученных результатов.
I) В первом варианте задачи при увеличении нагрузки на сеть турбоагрегаты остаются на регуляторах мощности, т.е. мощность их генераторов остается прежней. Поэтому в сети происходит снижение частоты тока (синхронно с этим происходит снижение частоты вращения генератора), а стационарный режим (при котором ΣРпотр=ΣРгенер) наступает за счет синхронного снижения частоты вращения вращающихся потребителей (а значит и их мощности). Таким образом, происходит перераспределение нагрузки между потребителями. При этом частота тока в сети снижается значительно. Особенно при увеличении дополнительной нагрузки Рув.
II) При переводе турбоагрегатов в режим регулирования регуляторами частоты вращения увеличение нагрузки сети также приводит к уменьшению частоты тока сети. Однако, снижение частоты тока приводит не только к перераспределению нагрузки между потребителями, но и к некоторому увеличению мощности генераторов. Возникший дефицит мощности в сети значительно уменьшается. В результате снижение частоты тока от 50 Гц до f2 будет значительно меньшим.
Увеличение мощности турбоагрегата при его участии в первичном регулировании частоты зависит от крутизны его статической характеристики. Чем круче характеристика (большее значение m), тем меньше увеличение мощности генератора. В результате уменьшается вклад турбоагрегата в поддержание частоты тока, в большей мере проявляется эффект перераспределения нагрузки между потребителями, что приводит к несколько большему снижению частоты тока.
Если турбоагрегаты имеют разные степени наклона статических характеристик, то тот турбоагрегат, у которого более пологая статическая характеристика, дополнительно загружается больше. При одинаковых наклонах статических характеристик дополнительные загрузки генераторов одинаковы.
В режимах, в которых оба турбоагрегата управляются своими регуляторами частоты вращения, за счет некоторого снижения частоты тока суммарная нагрузка сети (она равна сумме мощностей генераторов Рс = Рг1 + Рг2) все же несколько меньше суммы исходных мощностей генераторов и увеличения нагрузки на сеть Р1 + Р2 + Рув.
III) При переводе на регулятор частоты вращения только второго турбоагрегата (первый остается на регуляторе мощности) эффективность первичного регулирования частоты тока снижается поэтому значение f3 меньше, чем f2, хотя больше, чем f1. При этом дополнительная нагрузка второго генератора увеличивается. Как уже отмечалось, этот режим особенно актуален для энергосети Украины, где генераторы АЭС (около половины генерируемой мощности) практически не участвуют в первичном регулировании частоты тока.
Варианты задания
| № Вар. задан. | Р1 МВт | Р2 МВт | Рнаг МВт | Рув МВт (два вар.) | m1 m2 (три варианта) |
| 1 – 150 2 - 200 | 1–0,03; 0,03. 2–0,03; 0,04. 3–0,04; 0,04 | ||||
| 1 – 150 2 – 200 | 1–0,03; 0,03. 2–0,03; 0,04. 3–0,04; 0,04 | ||||
| 1 – 150 2 – 200 | 1–0,03; 0,03. 2–0,03; 0,04. 3–0,04; 0,04 | ||||
| 1 – 150 2 – 200 | 1–0,03; 0,03. 2–0,03; 0,04. 3–0,04; 0,04 | ||||
| 1 – 150 2 – 200 | 1–0,03; 0,03. 2–0,03; 0,04. 3–0,04; 0,04 | ||||
| 1 – 150 2 - 200 | 1–0,03; 0,03. 2–0,03; 0,04. 3–0,04; 0,04 | ||||
| 1 – 150 2 - 200 | 1–0,03; 0,03. 2–0,03; 0,04. 3–0,04; 0,04 | ||||
| 1 – 150 2 – 200 | 1–0,03; 0,03. 2–0,03; 0,04. 3–0,04; 0,04 | ||||
| 1 – 150 2 – 200 | 1–0,03; 0,03. 2–0,03; 0,04. 3–0,04; 0,04 | ||||
| 1 – 150 2 – 200 | 1–0,03; 0,03. 2–0,03; 0,04. 3–0,04; 0,04 | ||||
| 1 – 150 2 – 200 | 1–0,03; 0,03. 2–0,03; 0,04. 3–0,04; 0,04 | ||||
| 1 – 150 2 - 200 | 1–0,03; 0,03. 2–0,03; 0,04. 3–0,04; 0,04 | ||||
| 1 – 200 2 - 250 | 1–0,03; 0,03. 2–0,03; 0,04. 3–0,04; 0,04 | ||||
| 1 – 200 2 – 250 | 1–0,03; 0,03. 2–0,03; 0,04. 3–0,04; 0,04 | ||||
| 1 – 200 2 – 250 | 1–0,03; 0,03. 2–0,03; 0,04. 3–0,04; 0,04 | ||||
| 1 – 200 2 – 250 | 1–0,03; 0,03. 2–0,03; 0,04. 3–0,04; 0,04 | ||||
| 1 – 200 2 – 250 | 1–0,03; 0,03. 2–0,03; 0,04. 3–0,04; 0,04 | ||||
| 1 – 200 2 - 250 | 1–0,03; 0,03. 2–0,03; 0,04. 3–0,04; 0,04 | ||||
| 1 – 200 2 – 250 | 1–0,03; 0,03. 2–0,03; 0,04. 3–0,04; 0,04 | ||||
| 1 – 200 2 – 250 | 1–0,03; 0,03. 2–0,03; 0,04. 3–0,04; 0,04 | ||||
| 1 – 200 2 – 250 | 1–0,03; 0,03. 2–0,03; 0,04. 3–0,04; 0,04 |
| № Вар. задан. | Р1 МВт | Р2 МВт | Рнаг МВт | Рув МВт (два вар.) | m1 m2 (три варианта) |
| 1 – 200 2 – 250 | 1–0,03; 0,03. 2–0,03; 0,04. 3–0,04; 0,04 | ||||
| 1 – 200 2 – 250 | 1–0,03; 0,03. 2–0,03; 0,04. 3–0,04; 0,04 | ||||
| 1 – 200 2 - 250 | 1–0,03; 0,03. 2–0,03; 0,04. 3–0,04; 0,04 | ||||
| 1 – 150 2 - 200 | 1–0,04; 0,04. 2–0,04; 0,05. 3–0,05; 0,05 | ||||
| 1 – 150 2 – 200 | 1–0,04; 0,04. 2–0,04; 0,05. 3–0,05; 0,05 | ||||
| 1 – 150 2 – 200 | 1–0,04; 0,04. 2–0,04; 0,05. 3–0,05; 0,05 | ||||
| 1 – 150 2 – 200 | 1–0,04; 0,04. 2–0,04; 0,05. 3–0,05; 0,05 | ||||
| 1 – 150 2 – 200 | 1–0,04; 0,04. 2–0,04; 0,05. 3–0,05; 0,05 | ||||
| 1 – 150 2 - 200 | 1–0,04; 0,04. 2–0,04; 0,05. 3–0,05; 0,05 | ||||
| 1 – 150 2 - 200 | 1–0,04; 0,04. 2–0,04; 0,05. 3–0,05; 0,05 | ||||
| 1 – 150 2 – 200 | 1–0,04; 0,04. 2–0,04; 0,05. 3–0,05; 0,05 | ||||
| 1 – 150 2 – 200 | 1–0,04; 0,04. 2–0,04; 0,05. 3–0,05; 0,05 | ||||
| 1 – 150 2 – 200 | 1–0,04; 0,04. 2–0,04; 0,05. 3–0,05; 0,05 | ||||
| 1 – 150 2 – 200 | 1–0,04; 0,04. 2–0,04; 0,05. 3–0,05; 0,05 | ||||
| 1 – 150 2 - 200 | 1–0,04; 0,04. 2–0,04; 0,05. 3–0,05; 0,05 | ||||
| 1 – 200 2 - 250 | 1–0,04; 0,04. 2–0,04; 0,05. 3–0,05; 0,05 | ||||
| 1 – 200 2 – 250 | 1–0,04; 0,04. 2–0,04; 0,05. 3–0,05; 0,05 | ||||
| 1 – 200 2 – 250 | 1–0,04; 0,04. 2–0,04; 0,05. 3–0,05; 0,05 | ||||
| 1 – 200 2 – 250 | 1–0,04; 0,04. 2–0,04; 0,05. 3–0,05; 0,05 | ||||
| 1 – 200 2 – 250 | 1–0,04; 0,04. 2–0,04; 0,05. 3–0,05; 0,05 | ||||
| 1 – 200 2 - 250 | 1–0,04; 0,04. 2–0,04; 0,05. 3–0,05; 0,05 | ||||
| 1 – 200 2 – 250 | 1–0,04; 0,04. 2–0,04; 0,05. 3–0,05; 0,05 |
| № Вар. задан. | Р1 МВт | Р2 МВт | Рнаг МВт | Рув МВт (два вар.) | m1 m2 (три варианта) |
| 1 – 200 2 – 250 | 1–0,04; 0,04. 2–0,04; 0,05. 3–0,05; 0,05 | ||||
| 1 – 200 2 – 250 | 1–0,04; 0,04. 2–0,04; 0,05. 3–0,05; 0,05 | ||||
| 1 – 200 2 – 250 | 1–0,04; 0,04. 2–0,04; 0,05. 3–0,05; 0,05 | ||||
| 1 – 200 2 – 250 | 1–0,04; 0,04. 2–0,04; 0,05. 3–0,05; 0,05 | ||||
| 1 – 200 2 - 250 | 1–0,04; 0,04. 2–0,04; 0,05. 3–0,05; 0,05 | ||||
| 1 – 150 2 - 200 | 1–0,05; 0,05. 2–0,05; 0,06. 3–0,06; 0,06 | ||||
| 1 – 150 2 – 200 | 1–0,05; 0,05. 2–0,05; 0,06. 3–0,06; 0,06 | ||||
| 1 – 150 2 – 200 | 1–0,05; 0,05. 2–0,05; 0,06. 3–0,06; 0,06 | ||||
| 1 – 150 2 – 200 | 1–0,05; 0,05. 2–0,05; 0,06. 3–0,06; 0,06 | ||||
| 1 – 150 2 – 200 | 1–0,05; 0,05. 2–0,05; 0,06. 3–0,06; 0,06 | ||||
| 1 – 150 2 - 200 | 1–0,05; 0,05. 2–0,05; 0,06. 3–0,06; 0,06 | ||||
| 1 – 150 2 - 200 | 1–0,05; 0,05. 2–0,05; 0,06. 3–0,06; 0,06 | ||||
| 1 – 150 2 – 200 | 1–0,05; 0,05. 2–0,05; 0,06. 3–0,06; 0,06 | ||||
| 1 – 150 2 – 200 | 1–0,05; 0,05. 2–0,05; 0,06. 3–0,06; 0,06 | ||||
| 1 – 150 2 – 200 | 1–0,05; 0,05. 2–0,05; 0,06. 3–0,06; 0,06 | ||||
| 1 – 150 2 – 200 | 1–0,05; 0,05. 2–0,05; 0,06. 3–0,06; 0,06 | ||||
| 1 – 150 2 - 200 | 1–0,05; 0,05. 2–0,05; 0,06. 3–0,06; 0,06 | ||||
| 1 – 200 2 - 250 | 1–0,05; 0,05. 2–0,05; 0,06. 3–0,06; 0,06 | ||||
| 1 – 200 2 – 250 | 1–0,05; 0,05. 2–0,05; 0,06. 3–0,06; 0,06 | ||||
| 1 – 200 2 – 250 | 1–0,05; 0,05. 2–0,05; 0,06. 3–0,06; 0,06 | ||||
| 1 – 200 2 – 250 | 1–0,05; 0,05. 2–0,05; 0,06. 3–0,06; 0,06 | ||||
| 1 – 200 2 – 250 | 1–0,05; 0,05. 2–0,05; 0,06. 3–0,06; 0,06 |
| № Вар. задан. | Р1 МВт | Р2 МВт | Рнаг МВт | Рув МВт (два вар.) | m1 m2 (три варианта) |
| 1 – 200 2 - 250 | 1–0,05; 0,05. 2–0,05; 0,06. 3–0,06; 0,06 | ||||
| 1 – 200 2 – 250 | 1–0,05; 0,05. 2–0,05; 0,06. 3–0,06; 0,06 | ||||
| 1 – 200 2 – 250 | 1–0,05; 0,05. 2–0,05; 0,06. 3–0,06; 0,06 | ||||
| 1 – 200 2 – 250 | 1–0,05; 0,05. 2–0,05; 0,06. 3–0,06; 0,06 | ||||
| 1 – 200 2 – 250 | 1–0,05; 0,05. 2–0,05; 0,06. 3–0,06; 0,06 | ||||
| 1 – 200 2 – 250 | 1–0,05; 0,05. 2–0,05; 0,06. 3–0,06; 0,06 | ||||
| 1 – 200 2 - 250 | 1–0,05; 0,05. 2–0,05; 0,06. 3–0,06; 0,06 |
Пример расчета
Исходные данные:
Частота тока сети f =50 Гц;
Р1 = 600 МВт; Р2 = 700 МВт; Р наг = 150 МВт.
Нагрузка сети Рс = Р1 + Р2 = 1300 МВт.
Увеличение нагрузки сети Рув (два варианта):
1) – 150 МВт; 2) – 200 МВт.
Наклон статических характеристик m (три варианта)
1) m1= 0,04; m2= 0,04;
2) 0,04 0,05
3) 0,05 0,05
I) Расчет значений частоты тока в сети f1 при регулировании генераторов регуляторами мощности:
1) 
=
= 46,625235 Гц;
2) 
= 45,444663 Гц.
II) Расчет значений частоты тока в сети f2 и мощности генераторов Рг1, Рг2 при регулировании турбоагрегатов регуляторами частоты вращения (ограничимся рассмотрением задачи только для первого варианта увеличения нагрузки Рув1 = 150 МВт).
Расчет частоты тока сети:
f2 = 
,
Решение задачи представлено для трех сочетаний углов наклона статических характеристик.
1, 2, 3) a = 0,001(Р1 + Р2 - Рнаг) = 0,001(600 + 700 – 150) = 1,15;
1)в = 0,001 • 50000 (1/m1 +1/m2)= 50(1/.04 + 1/0,04) = 2500;
2) в = 50(1/0,04 +1/0,05) = 2250;
3)в = 50(1/0,05 +1/0,05) = 2000;
1) с = 0,001[-2500 (Р1+ Р2 _- Рнаг - Рув)- 2500000(1/m1 +1/m2)]=
=0,001 [-2500 (600+700 _- 150 - 150)- 2500000(1/0,04+1/0,04)] = -127500;
2) с = 0,001 [-2500 (600+700_- 150 - 150)- 2500000(1/0,04 +1/0,05)]=-115000;
3) с =0,001 [-2500 (600+700_- 150 - 150)- 2500000(1/0,05+1/0,05)]= -102500;
1)f2 = 
= 49,856565 Гц;
2)f2 = 
= 49,841391 Гц;
3)f2 = 
= 49,822652 Гц;
Расчет мощности генераторов:
РГ1=Р1+(50- f2)/(0,05• m1);
РГ2=Р2+(50- f2)/(0,05• m2);
1)РГ1= 600+(50-49,856565)/(0,05•0,04)=671,7175 МВт;
РГ2= 700+(50-49,856565)/(0,05•0,04)=771,7175 МВт;
2)РГ1= 600+(50-49,841391)/(0,05•0,04)=679,3045 МВт;
РГ2= 700+(50-49,841391)/(0,05•0,05)=763,4436 МВт;
3)РГ1= 600+(50-49,822652)/(0,05•0,05)=670,9392 МВт;
РГ2= 700+(50-49,822652)/(0,05•0,05)=770,9392 МВт;
Расчет мощности сети:
Рс = РГ1+РГ2
1)Рс= 671,7175+771,7175=1443,435 МВт (вместо Р1+Р2+Рув=600+700+150=1450 МВт);
2)Рс= 679,3045+763,4436=1442,7481 МВт (вместо 1450 МВт);
3)Рс= 670,9392+770,9392=1441,8784 МВт (вместо 1450 МВт);
III) Расчет значения частоты f3 и мощности второго генератора Pг2 при регулировании первого турбоагрегата регулятором мощности, а второго – регулятором частоты вращения.
Расчет частоты тока сети:
a = 0,001(Р1 + Р2 - Рнаг) = 0,001(600 + 700 – 150) = 1,15;
в = 0,001 • 50000 • 1/m2= 50 • 1/0.04 = 1250;
с = - 0,001 • 2500 • (Р1 + Р2 +1000/m2_- Рнаг - Рув) =
= - 0,001 • 2500 • (600+700 + 1000/0.04- 150 - 150) = - 65000;
f3 = 
= 49.7252 Гц;
Расчет мощности генераторов:
РГ1= Р1 = 600 МВт;
РГ2= Р2+(50 - f3)/(0,05• m2) = 700+(50-49.7252)/(0,05•0,04)=837.4 МВт;
Расчет мощности сети:
Рс = РГ1+РГ2 = 600 + 837.4 = 1437.4 МВт
(Вместо Р1+Р2+Рув=600 + 700 + 150 = 1450 МВт).
