В любой момент времени в электроэнергетической системе может возникнуть резкое нарушение квазиустановившегося режима работы, из-за короткого замыкания, включения или отключения линий электропередачи, генерирующего оборудования или электроустановок потребителя и т.п. Следствием возникшего возмущения является отклонение скоростей вращения роторов генераторов от синхронной, в результате в энергосистеме возникают качания роторов генераторов станций, что ведет к возникновению качаний перетоков активной и реактивной мощности, а также напряжений и токов. Если возникающие колебания затухают, то считается, что динамическая устойчивость сохраняется, в противном случае – динамическая устойчивость нарушается.
Под понятием динамической устойчивости понимают способность энергосистемы переходить от исходного устойчивого режима к другому, также устойчивому режиму либо вернуться к установившемуся режиму, близкому к исходному, после больших изменений ее параметров.
Основным методом исследования динамической устойчивости электрических систем на современном этапе является численное интегрирование дифференциальных уравнений, описывающих поведение системы. Но существует более простой и наглядный метод, основанный на энергетическом подходе к анализу динамической устойчивости, который называется методом площадей. В данном методе кинетическая энергия системы определяется по площади графика переходного процесса. Задача исследования заключается в сравнении площадей ускорения и торможения, то есть сравнения кинетической энергии, полученной в процессе ускорения ротора генератора с той энергией, которая расходуется в процессе торможения ротора.
В качестве примера рассмотрим короткое замыкание с отключением параллельной линии электропередачи в простейшей схеме сети, которая состоит из генератора, работающего через силовой трансформатор и двухцепную линию электропередачи на шины бесконечной мощности (см. рис.1).
Рис.1. Расчетная схема сети
Если сделать допущение о том, что на генераторе установлено АРВ СД, которое контролирует напряжение на стороне генераторного напряжения, а также пренебречь активными сопротивлениями в расчетной схеме сети, то электромагнитная мощность, которая передается от генератора, определяется следующим выражением:
В записанном выражении переменная 
представляет собой модуль линейного напряжения на шинах станции, приведенный к стороне ВН, а переменная 
- модуль линейного напряжения в точке шин бесконечной мощности.
Рис.2. Векторная диаграмма напряжений
Взаимный угол между вектором напряжения и вектором напряжения обозначается через переменную - 
, для которого в качестве положительного направления принимается направление против часовой стрелки от вектора напряжения 
.
В доаварийном режиме работы генератор работает в режиме, который соответствует точке «а», расположенной на угловой характеристике для нормального режима работы (Н.Р.). В рассматриваемом примере мощность турбины принимается неизменной за всё время переходного процесса 
, так как регулятор скорости не успевает за это время изменить мощность, развиваемую турбин.
В некоторый момент времени возникает короткое замыкание, которое вызывает снижение напряжение в сети. Короткое замыкание в расчетной сети, моделируется шунтом короткого замыкания на землю. В зависимости от вида короткого замыкания (однофазное, двухфазное, двухфазное с землей или трехфазное) величина шунта меняется.
Рис.3. Угловая характеристика в нормальном (I), аварийном (II) и послеаварийном (III) режимах
В результате короткого замыкания отдаваемая мощность в сеть уменьшается: происходит переход электромагнитной мощности из точки «а» характеристики нормального режима в точку «b» характеристики аварийного режима (А.Р.). Такое скачкообразное изменение активной мощности между двумя характеристиками происходит из-за того, что угол δ мгновенно измениться не может вследствие инерции ротора. В результате на валу системы турбина-генератор возникает избыточный ускоряющий момент, обусловленный разностью моментов (мощностей) турбины и электромагнитной мощности генератора. Под влиянием ускоряющего момента ротор генератора начнет ускоряться относительно энергосистемы (вектор напряжения будет перемещаться относительно вектора напряжения ). В результате взаимный угол будет увеличиваться и величина электромагнитной мощности перейдет из точки «b» в точку «c».
В точке «с» происходит отключение поврежденной линии электропередачи действием устройств РЗА. После отключения КЗ электромагнитная мощность переходит на характеристику послеаварийного режима (П.А.Р.): происходит переход электромагнитной мощности из точки «c» характеристики аварийного режима (А.Р.) в точку «d» характеристики послеаварийного режима (П.А.Р.). В рассматриваемом примере в точке «d» электромагнитная мощность меньше мощности турбины, поэтому на ротор будет продолжать действовать ускоряющий момент (частота вращения ротора будет расти).
В точке «e» выдаваемая мощность в сеть становится равной мощности турбины, однако в связи с тем, что ротор приобрел некоторую избыточную кинетическую энергию, он продолжит увеличивать скорость вращения. В случае, когда выдаваемая мощность генератора в сеть становится больше мощности турбины, на валу системы турбина-генератор возникает избыточный тормозящий момент, который снижает скорость вращения ротора. В некоторой точке «i» генератор израсходует запасенную кинетическую энергию и ротор начнет перемещаться в обратном направлении. После нескольких колебаний с постепенно затухающей амплитудой относительное движение ротора прекратится и генератор перейдёт в новый установившийся режим работы. Если же ротор пройдёт за точку, соответствующую углу 
, то избыточный момент вновь станет ускоряющим и генератор выйдет из синхронизма.
Работа сил на пути ускорения выражается интегралом:
Заштрихованная площадь криволинейной фигуры «abcde», называется площадью ускорения, и соответствует (эквивалентна) энергии, запасаемой ротором в процессе ускорения.
Работа сил на пути торможения выражается интегралом, аналогично:
Заштрихованная площадь криволинейной фигуры «efghij», называется площадью торможения, и соответствует (эквивалентна) энергии, теряемой ротором в процессе торможения.
Таким образом, система будет сохранять устойчивость тогда, когда возможная площадь торможения 
будет больше площади ускорения 
. Если площадка ускорения будет превышать площадь торможения, то генератор выпадет из синхронизма с приемной системой. Приведенный метод оценки динамической устойчивости электроэнергетической системы получил название метода площадей.
Мероприятия по повышению динамической устойчивости
1. Снижения длительности короткого замыкания, которая обеспечивается с помощью применения современных устройств РЗА и выключателей. Время отключения короткого замыкания (работа устройств РЗА и время отключения выключателя) может достигать 40-50 мсек.
2. Форсировка возбуждения на генераторах, также способствует повышению устойчивости. Форсировка возбуждения вводится в работу при глубоком снижении напряжения генератора вследствие короткого замыкания. Форсировка повышает ЭДС генераторов и напряжение на шинах электростанции, что приводит к уменьшению сброса электрической мощности.
Рис.4. Изменение напряжения возбуждения при форсировке возбуждения
Важными технические характеристики системы возбуждения генераторов являются: быстродействие, определяемое скоростью нарастания напряжения на обмотке ротора при форсировке, и кратность форсировки, которая определяется отношением потолочного напряжения к номинальному напряжению возбуждения.
3. Эффективным средством повышения устойчивости являются все виды автоматического повторного включения (АПВ). Успешное АПВ увеличивает площадку торможения.
4. Отключение части генерирующего оборудования в передающей части энергосистемы. Данное мероприятие приводит к снижению мощности турбины от исходной мощности, что приводит к увеличению максимальной площадки торможения. Одновременно происходит увеличение критического угла δ. Чтобы исключить нежелательное снижение частоты в энергосистеме, ограничение мощности генераторов в передающей части энергосистемы выполняется совместно с отключением части потребителей в приемной ее части.
5. Применение кратковременной импульсной разгрузки тепловых турбин (ИРТ) через систему регулирования является эффективным средством повышения устойчивости. Импульсная разгрузка турбины применяется с целью компенсации избыточной кинетической энергии, приобретенной за время короткого замыкания и бестоковой паузы БАПВ (ОАПВ).
Рис.5. Импульсная разгрузка турбины через электрогидравлический преобразователь
Для выполнения импульсной разгрузки тепловые турбины оборудуются специальными электрогидравлическими преобразователями (ЭГП), которые преобразуют электрические сигналы в гидравлические воздействия на систему регулирования частоты вращения. Электрогидравлический преобразователь обеспечивает быстрый ввод в систему регулирования сигнала разгрузки. После снятия сигнала разгрузки система регулирования восстанавливает мощность турбины до первичного значения. Глубина и скорость разгрузки зависят от параметров регулирующего импульса: амплитуды и длительности. Характеристики 1 и 2 соответствуют импульсам различной амплитуды и длительности. Снижение мощности турбины начинается с запаздывания 0,15 – 0,2 сек., обусловленным инерционностью элементов гидравлической системы регулирования. Минимальное значение мощности достигается через 0,5 – 0,7 сек. после подачи импульса регулирования.
Для снижения мощности турбины в послеаварийном режиме воздействие через ЭГП дополняется воздействием на ограничение мощности турбины (ДРТ) через механизм управления турбиной (МУТ). Характеристика 3 соответствует разгрузки турбины через ЭГП и МУТ, которая позволяет снизить мощность турбины в послеаварийном режиме до величины 
. Данное действие применяется для устранения перегрузки оборудования в послеаварийном режиме в передающей части энергосистемы.
