Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Управляемые шунтирующие реакторы для электрических сетей . 11
1.1. Анализ отечественного и зарубежного опыта разработок УШР. 11
1.2. Принцип действия управляемого подмагничиванием шунтирующего реактора 16
1.3. Конструктивные особенности УШР 220-500 кВ . 20
1.4. Конструктивные особенности УШР 35 - 110 кВ. 27
Глава 2. Разработка имитационной модели управляемого подмагничиванием шунтирующего реактора . 32
2.1. Основные допущения. 33
2.2. Конструкция фазы УШР. 34
2.3. Разработка модели УШР в среде Simulink (Matlab). 36
2.4. Верификация модели УШР 500 кВ, созданной в среде Simulink (Matlab) 45
Глава 3. Исследование влияния УШР на процессы, протекающие в цикле однофазного автоматического повторного включения линии . 49
3.1. Упрощенная модель процессов в бестоковой паузе ОАПВ. 52
3.2. Влияние тока дуги подпитки на эффективность паузы ОАПВ. 53
3.2.1. Электростатическая составляющая тока подпитки . 53
3.2.2. Составляющая тока подпитки от шунтирующего реактора. 58
3.2.3 Составляющая тока подпитки дуги от УШР. 61
3.2.4 Электромагнитная составляющая тока подпитки 74
3.2.5 Оценка суммарного тока подпитки дуги места КЗ для ВЛ 500 кВ различной длины. 80
3.2.6 Выводы о влиянии УШР на ток подпитки дуги в цикле ОАПВ линии 85
3.3. Влияние восстанавливающегося напряжения отключенной фазы линии после погасания дуги на эффективность паузы ОАПВ. 87
3.3.1 Оценка кратности восстанавливающегося напряжения при отключении фазы УШР. 88
3.3.2 Оценка кратности восстанавливающегося напряжения при шунтировании треугольника компенсационной обмотки фазы УШР. 90
3.3.3 Оценка кратности восстанавливающегося напряжения при размыкании треугольника компенсационной обмотки УШР. 93
3.3.4. Установка компенсационного реактора сопротивлением в нейтраль УШР и обеспечение подмагничивания УШР на уровне 100-130% от номинальной мощности. 96
3.4. Выводы по разделу 3.3. 100
Глава 4. Исследования коммутационных режимов работы линии 500 кВ с УШР. Разработка мероприятий по увеличению эффективности применения УШР 101
4.1. Анализ возникающих напряжений на выводах ОУ при включении УШР в однофазном исполнении типа 3хРОДУ-60000/500-УХЛ1. 106
4.2. Анализ возникающих напряжений на выводах ОУ при включении УШР в трехфазном исполнении типа РТДУ-180000/500-УХЛ1 . 110
4.3. Разработка мероприятий по ограничению коммутационных воздействий на полупроводниковые преобразователи при включение УШР в сеть без использования предварительного подмагничивания. 115
4.4. Разработка алгоритма увеличивающего скорость набора предварительного подмагничивания. 122
4.5. Выводы по главе. 127
Глава 5. Разработка мероприятий по увеличению эффективности применения УШР 110 кВ в электрической сети 129
5.1. Разработка мероприятий, позволяющих увеличить быстродействие УШР 110 кВ. 133
5.2. Анализ напряжений, возникающих на выводах обмотки управления, при подаче напряжения на УШР 110 кВ . 147
5.3. Выводы по главе. 151
Заключение 153
Список литературы 155
- Конструктивные особенности УШР 220-500 кВ
- Электростатическая составляющая тока подпитки
- Анализ возникающих напряжений на выводах ОУ при включении УШР в трехфазном исполнении типа РТДУ-180000/500-УХЛ1
- Анализ напряжений, возникающих на выводах обмотки управления, при подаче напряжения на УШР 110 кВ
Конструктивные особенности УШР 220-500 кВ
Основным назначением управляемых шунтирующих реакторов является регулирование напряжения и реактивной мощности. В УШР с подмагничиванием для плавного регулирования потребляемой реактивной мощности, а значит и напряжения в точке подключения, используется насыщение стали магнитопрово-да постоянным потоком, создаваемым выпрямленным током в специальной обмотке управления. Фактически для мощного высоковольтного трансформаторного устройства используется принцип магнитного усилителя, когда по мере насыщения стержней магнитопровода снижается индуктивность расположенной на них сетевой обмотки, и также пропорционально снижается ее индуктивное сопротивление. По мере снижения или обратного повышения индуктивного сопротивления сетевой обмотки реактора пропорционально возрастает или уменьшается ее ток, а значит и потребляемая мощность УШР в диапазоне от холостого хода (около 1%) до номинальной мощности или допустимой перегрузки (100-120%). Таким образом, использование участков стали магнитопровода УШР в режимах от ненасыщенного состояния до глубокого насыщения, близкого к предельному, когда магнитная проницаемость приближается к магнитной проницаемости воздуха, позволяет получить диапазон плавного регулирования реактивной мощности с кратностью более 100.
Из большого числа предлагаемых ранее схемотехнических решений и конструкций подмагничиваемых реакторов – с продольным, поперечным, кольцевым подмагничиванием, с вращающимся магнитным полем и т.д., - практическое применение получили УШР трансформаторного типа с продольным подмагничива-нием стержней, на которых расположены обмотки реактора. Для того, чтобы обеспечить независимость электромагнитных процессов в обмотках СО и ОУ, расположенных на одном магнитопроводе, необходимо два условия - встречное включение секций этих обмоток (тогда на выводах обмотки управления не будет переменного напряжения) и создание отдельных путей для переменного и постоянного потоков, что обеспечивается бронестержневой конструкцией магнитопро-вода с расщепленными стержнями фаз.
На рис.1.1, а приведена схема одной фазы управляемого реактора с броне-стержневым магнитопроводом и двумя полустержнями, на которых расположены секции сетевой обмотки и обмотки управления, к которой в свою очередь подключен источник постоянного или выпрямленного напряжения для подмагничи-вания. Постоянный поток подмагничивания, создаваемый током ОУ, замыкается между центральными полустержнями, а переменный поток – через верхние и боковые ярма магнитопровода, складываясь в полустержнях с постоянным.
На рис.1.1, б на расчетных осциллограммах для реактора 500 кВ мощностью 180 МВА показан ток сетевой обмотки в зависимости от тока обмотки управления при наборе мощности от минимальной (холостой ход) до номинальной, которой соответствуют значения токов 200 А в СО и 1,9 кА в ОУ (масштабы явлений в используемой программе NRAST приводятся в левом верхнем углу каждого из выводимых явлений в кА). Зависимость между токами практически линейна.
В области минимальных нагрузок в токе СО реактора наблюдаются искажения 5 и 7 гармониками, при этом суммарный ток искажения в самом неблагоприятном из нагрузочных режимов не превышает 3,5% от номинального тока УШР, что не оказывает существенного влияния на синусоидальность напряжения в точке его подключения (не более 0,1…0,2 %).
Следует отметить, что такая форма тока СО УШР обеспечивается только при условии полной компенсации в потребляемом токе наиболее мощной третьей гармоники и кратных ей. Для трехфазных реакторов это обеспечивается наличием вторичной обмотки, соединенной в треугольник, в которой и замыкаются, не выходя в сеть, гармоники, кратные трем. Практически это реализуется в выпускаемых конструкциях УШР отдельной дополнительной компенсационной обмоткой (КО) для трехобмоточных реакторов, либо специальными схемами соединений вторичной обмотки управления, например, в двойной разомкнутый треугольник для двухобмоточных реакторов напряжением 35…110 кВ.
На рис. 1.2, а приведен режим набора мощности УШР 500 кВ с током в треугольнике КО на верхней осциллограмме. В отличие от силовых трансформаторов, ток нагрузки первой гармоники во вторичной обмотке реактора отсутствует. Преобладающая в треугольнике КО третья гармоника имеет максимум (около 1 кА действующего значения) в области 50% нагрузки УШР, а в режиме номиналь ной нагрузки при синусоидальном питающем напряжении практически равна нулю, как и остальные высшие гармоники в токе СО. Это объясняется тем, что реакторы серии РТУ проектируются с номинальной мощностью в так называемом полупредельном режиме насыщения, когда постоянный поток номинального под-магничивания поочередно в каждом полустержне магнитопровода вытесняет переменный поток ровно на время половины периода частоты сети (рис. 1.2, б). В результате комбинации последовательности во времени полупериодов синусоидального тока, вызванных поочередным насыщением полустержней, потребляемый ток УШР в номинальном режиме также не содержит высших гармоник.
При дальнейшем наборе мощности в область перегрузки (и предельного насыщения магнитопровода) в токе КО вновь появляется третья, а в СО - другие высшие гармоники. Осциллограммы с суммарными индукциями в полустержнях магнитопровода приведены на рис.1.2 б, из которого видно, что в номинальном полупредельном режиме нагрузки время нахождения индукции каждого полустержня за перегибом характеристики насыщения стали (около 2 Тл) составляет ровно половину периода промышленной частоты сети.
Электростатическая составляющая тока подпитки
При наличии ОАПВ и однофазном КЗ отключается с обеих сторон только поврежденная фаза, а две другие остаются в работе. Через заданное время бестоковой паузы отключенная фаза включается повторно с одной стороны, а затем с другой. Если при повторном включении КЗ не устранилось, то отключают все три фазы ЛЭП. В некоторых случаях при наличии устройств симметрирования по концам ЛЭП двухфазный режим работы линии может допускаться длительное время.
Трехфазное ТАПВ создает более благоприятные условия для прерывания дуги в месте перекрытия изоляции, что дает возможность уменьшить бестоковую паузу. Однако трехфазное отключение ЛЭП ухудшает условия устойчивой работы энергосистемы. С другой стороны, однофазное отключение снижает эффективность гашения дуги из-за наличия токов подпитки от напряжений, оставшихся в работе фаз через емкостные и индуктивные связи, что требует увеличения бестоковой паузы. Вместе с тем сохранение в работе двух фаз положительно влияет на условия устойчивости, что особенно важно при одноцепных системных связях.
В отечественной практике на линиях напряжением до 110 кВ, на которых доля многофазных КЗ относительно велика, используется в основном ТАПВ. На линиях напряжением 220 кВ и выше применяется как ОАПВ при однофазных КЗ, так и ТАПВ при многофазных КЗ. Это связанно с тем, что в ЛЭП 330 кВ, 500 кВ количество однофазных КЗ в 5-10 раз больше многофазных, а в линиях 750 и 1150 кВ многофазные КЗ практически отсутствуют.
Установлено [20], что время горения дуги зависит от амплитуды тока подпитки, вызываемого электростатической (междуфазные емкости) и электромагнитной (магнитная связь с неповрежденными фазами, по которым протекают рабочие токи) связью отключенной фазы с неповрежденными фазами линии, а также скорости восстановления напряжения после прерывания дуги. Эти факторы в большей степени определяются длиной линии, ее номинальным напряжением и в меньшей степени, но достаточно существенно, степенью компенсации зарядной мощности ЛЭП, передаваемой мощностью по неповрежденным фазам, геометрией и конструкцией линии, заземлением грозозащитных тросов и проводимостью земли вдоль трассы линии.
Существующая автоматика однофазного АПВ имеет постоянную выдержку времени бестоковой паузы, величина которой обусловлена длительностью горения вторичной дуги. Время горения вторичной дуги есть величина случайная, определяемая для одной и той же линии электропередачи значением тока однофазного короткого замыкания, погодными условиями, наличием компенсации междуфазной емкости и целым рядом менее влияющих факторов. Выбор паузы ОАПВ осуществляется практически по максимально возможной длительности горения дуги подпитки. Применяемые необоснованно большие выдержки времени паузы ОАПВ приводят к резкому снижению эффективности ОАПВ, а также к недоиспользованию пропускной способности линий электропередач.
Другим недостатком существующих устройств ОАПВ является проведение повторного включения в случае устойчивых повреждений, вероятность которых достигает 0,4-0,5. Включение аварийной фазы на устойчивое повреждение приводит к увеличению числа динамических и термических воздействий токов КЗ на силовое оборудование, к сокращению межремонтных сроков, особенно выключателей. Цикл успешного ОАПВ состоит из трех последовательных коммутаций: однофазное короткое замыкание одной из фаз, заканчивающееся двусторонним отключением аварийной фазы; автоматическое повторное включение аварийной фазы после бестоковой паузы длительностью tоапв одним из двух линейных выключателей; полное замыкание бывшей "больной" фазы вторым выключателем.
В настоящее время существуют методики и стандарты организаций относительно проектирования линий электропередачи 500 кВ с классическим набором линейного оборудования, однако применение УШР на линии добавляет свою специфику таким расчетам.
Начиная с 2005 г., когда в работу был введен первый линейный управляемый шунтирующий реактор 500 кВ на ПС Барабинская, их число в рассматриваемых проектах постоянно увеличивается. Однако в связи с отсутствием у проектных организаций полного понимания конструктивных особенностей и режимных возможностей УШР нет наглядного перечня мероприятий с участием УШР, которые могут быть предусмотрены для реализации ОАПВ. Далее будут рассмотрены различные варианты использования УШР для обеспечения успешного ОАПВ, а также представлены аналитические выражения для определения тока подпитки дуги однофазного КЗ и восстанавливающегося напряжения на отключенной фазе в рассматриваемом неполнофазном режиме работе линии. Исследования, представленные в диссертации, основывались на опубликованных работах [25, 39], посвященных применению УШР в электрической сети, которые были написаны с участием автора. С использованием указанных выше материалов в [66] частично рассмотрены режимы с участием УШР в цикле ОАВП линии. Отличительной особенностью исследований, предложенных в настоящей диссертационной работе, является учет передаваемой по линии мощности (угла передачи мощности ) при разработке способов снижения величины тока подпитки дуги и величины восстанавливающегося напряжения на отключенной фазе при установке управляемого реактора на линии. Отметим, что не учет угла , что возможно при работе линии в режиме холостого хода, приводит не только к изменению значения тока подпитки от УШР, но и к снижению влияния электромагнитной составляющей тока под-51 питки на процессы, протекающие в цикле ОАПВ, что может привести к некорректной разработке способов и алгоритмов применения УШР в неполнофазных режимах.
Анализ возникающих напряжений на выводах ОУ при включении УШР в трехфазном исполнении типа РТДУ-180000/500-УХЛ1
Выражение для определения кратности восстанавливающегося напряжения на отключенной фазе линии после гашения дуги в цикле ОАПВ для случая, когда для снижения величины тока подпитки дуги при установке на линии УШР используется вариант с размыканием треугольника КО может быть определено по аналогии с рассмотренными ранее примерами (вариант ШР, шунтирование треугольника КО).
Отметим, что размыкание треугольника КО не исключает возможности регулирования потребляемой УШР мощности в его полном рабочем диапазоне. Данное обстоятельство усложняет возможность анализа величины восстанавливающегося напряжения на отключенной фазе.
Кратности восстанавливающегося напряжения 50 Гц на отключенной фазе при рассмотрении варианта с установкой на линии одновременно ШР и УШР, работающего на холостом ходу, а также при установке на линии УШР, работающего в номинальном режиме, в качестве единственного средства СКРМ, будут аналогичны случаю с отключением фазы управляемого реактора (рис. 3.23). при наличии на линии ШР и УШР, который работает в номинальном режиме, а так с учетом сопротивления (0-300 Ом) компенсационного реактора (0-300 Ом), установленного в нейтралях либо ШР, либо УШР, представлены на рис.3.28. Указанные кривые построены с учетом того, что угол передачи мощности составляет (57) эл.градусов.
Рисунок 3.28 - Кратность восстанавливающегося напряжения 50 Гц на отключенной фазе после гашения дуги в цикле ОАПВ с установленным на линии ШР и УШР, который работает в номинальном режиме. Сопротивление компенсационного реактора УШР или ШР варьируется в пределах 0-300 Ом.
В качестве примера рассмотрим случай с установкой на линии ШР и УШР, который работает в режиме потребления 50% номинальной мощности. Компенсационный реактор устанавливается или в нейтраль ШР (рис.3.29), или в нейтраль УШР (рис.3.30). Рисунок 3.29 - Кратность восстанавливающегося напряжения 50 Гц на отключенной фазе после гашения дуги в цикле ОАПВ с установленным на линии ШР и УШР, работающем в режиме 50% мощности. Сопротивление компенсационного реактора ШР варьируется в пределах 0-300 Ом.
Следует отметить, что при рассмотрении мероприятий по снижению величины тока подпитки дуги с учетом размыкания треугольника КО наиболее приемлемый результат может быть получен при работе реактора в номинальном режиме или режиме возможной 130% его перегрузки, поэтому кривые, представленные на рис. 3.29 и рис. 3.30, носят скорее информационный характер, нежели практиче ский. Сравнивая зависимость
Установка компенсационного реактора сопротивлением в нейтраль УШР и обеспечение подмагничивания УШР на уровне 100-130% от номинальной мощности.
Вывод выражения для определения кратности восстанавливающегося напряжения на отключенной фазе линии после гашения дуги в цикле ОАПВ для случая снижения величины тока подпитки дуги с учетом установки на линии УШР, нагрузка которого составляет 100-130% номинальной мощности, осложнен наличием компенсационной обмотки, соединенной в треугольник. Подход к выводу искомого выражения может базироваться на расчете схемы с несимметричным участком линии используя метод симметричных составляющих. При рассмотрении данного случая емкостную схему замещения линии необходимо представлять не в виде схемы с использованием междуфазной проводимости bm и проводимости нулевой последовательности трехфазной линии b0 , как это было сделано для предыдущих случаев, а в виде четырех лучевой схемы с использованием проводимостей b1 и bN [67] (см. рис.3.31) Рисунок 3.31 - Емкостная схема замещения линии.
Схема, на основании которой можно произвести вывод выражения для определения отношения напряжения на отключенной фазе к напряжению в исходном режиме для рассматриваемого случая, представлена на рис.3.32.
Рисунок 3.32 - Схема замещения сети для расчета восстанавливающегося напряжения на отключенной фазе после гашения дуги в цикле ОАПВ при наличии на линии ШР и УШР.
Проведя ряд вычислений и преобразований по аналогии с п.3.2.5, может быть получено выражение для определения кратности восстанавливающегося напряжения на отключенной фазе после гашения дуги в цикле ОАПВ (3.28).
Значение сопротивления Z1 и Zo представлены в таблице № 3.3. Таблица № 3. Схема с установкой УШР на линии 500 кВ в качестве единственного средства СКРМ Схема с установкой на линии 500 кВ ШР и УШР Z1 , Ом (X0УШ+ XУР Ш) Р (X0У +ШX У )ШXР1Ш РР bx-h -xl ш+хУ 1 l h-h (Хто + У )- Г + oP + У Zo , Ом {Xl +"i-xyN Р)-1ЪЬ1+Ъ\) 1 h-h-h xl +"$-K 0-( w+3 i bx-bN -lB л 1 1 bN + 3-b, xl з-ху/ X Р+З-Ї; Зависимости UJE от длины линии 500 кВ для случая с установкой на ВЛ УШР с компенсационным реактором в качестве единственного устройства компенсации реактивной мощности, а также для случая с установкой на ВЛ ШР и УШР с компенсационными реакторами представлены на рис.3.40-3.42. Отметим, что указанные зависимости построены для режима работы линии, близкого к режиму холостого хода.
Анализ напряжений, возникающих на выводах обмотки управления, при подаче напряжения на УШР 110 кВ
В большинстве случаев электроэнергетическая система нефтегазодобывающего комплекса (НГДК) в отдельных районах Западной Сибири представляет собой автономный объект в виде высокоманёвренной газотурбинной или газопоршневой электростанции с радиальной схемой электроснабжения узлов нагрузки, удаленных от ЭС на расстояние от 1 до 20 км по двум линиям электропередачи 35-110 кВ. При этом структура электроприемников состоит в основном (до 90%) из двигательной нагрузки, включая крупные электродвигатели суммарной мощностью до 40% расчетной нагрузки месторождения.
В качестве примера, можно привести работу [26], которая посвящена расчетам устойчивости нагрузки с учетом применения средств компенсации реактивной мощности на базе УШР и описанию механизма появлению «лавины напряжения». При тяжелых аварийных ситуациях в автономной энергосистеме месторождения, связанных с трехфазным КЗ на шинах станции и последующий потере половины генерирующих мощностей и линий передачи, предельное время отключения трехфазного КЗ снижается вплоть до 0,04 с, что не может быть обеспечено ни одним из современных выключателей. С точки зрения передачи мощности по оставшимся в работе линиям образующийся режим весьма далек от предельного, тем не менее система теряет устойчивость в силу свойств ее нагрузки (до 90% синхронных и асинхронных двигателей). В работе показано, что первое колебание углов является достаточно малым, и возникший дефицит активной мощности в системе достаточно быстро восполняется регуляторами скорости вращения газотурбинных или газопоршневых агрегатов. Однако, напряжение в узлах нагрузки энергосистемы в послеаварийном режиме понижено. Кроме того, существенно возросшая нагрузка на оставшиеся в работе линии приводит к еще большему снижению напряжения. В результате, характеристика электрической мощности эквивалентного асинхронного двигателя оказывается ниже механической и происходит классическая «лавина напряжения», при которой асинхронный двигатель начинает тормозится, потребляя все большую реактивную мощность, что в свою очередь ведет к еще большему уменьшению напряжения в узле, падению характеристики мощности и быстрому останову АД. В этот процесс вовлекаются и синхронные двигатели (СД), регулирование возбуждения которых не способно в должной мере повлиять на поддержание напряжение в узле и после нескольких качаний они также начинают замедляться, что приводит к потере динамической устойчивости взаимного движения между генераторами станции и СД месторождения. Система сохраняет динамическую устойчивость в том случае, когда предельное время отключения трехфазного КЗ меньше или равно 0.04 с. В работе рассмотрено влияние на аварийный режим работы системы установленных в наиболее критических точках средств компенсации реактивной мощности на базе УШР. Мощность неуправляемой батареи выбрана 0.2 о.е., мощность УШР – 0.1 о.е. Уставка по напряжению УШР принята равной 0.98 о.е. Коэффициент усиления по напряжению в зоне управления УШР выбран аналогичным принятым в синхронных генераторах и двигателях (Kou=-25) для обеспечения точного поддержания напряжения в соответствующих узлах. Постоянная времени УШР на набор и сброс мощности при расчетах варьировалась в достаточно широких пределах (0,1-1,0 с). Результаты расчетов переходных процессов показали, что применения СКРМ на базе УШР с постоянной времени менее 1 с, позволяет увеличить уровень динамической устойчивости, т.е. допустимую длительность короткого замыкания, как минимум в 1,5 раза. Нарушение динамической устойчивости происходит на первом колебании углов при значительно большей длительности короткого замыкания (0,1 с вместо 0,04 с).
Помимо применения УШР как составной части СКРМ с целью предотвращения возможной «лавины напряжения», один из примеров которой описан выше, скоростные характеристики УШР влияют на мероприятия по улучшению группового пуска крупных асинхронных двигателей. В работе [25] приведены расчеты группового пуска АД, которые составляют около 65% от суммарного объема нагрузки, после их полного останова. Показано, что при осуществлении подобного пуска в автономной энергосистеме возникает опасность нарушения динамической устойчивости относительно движения роторов генераторов и синхронного электродвигателя. Снижение напряжения при включении остановленного электродвигателя приводит к возникновению асинхронного режима работы генератора и синхронного двигателя, и, соответственно, к неуспешному пуску асинхронной нагрузки. Применение УШР в сочетании с батареями статических конденсаторов позволяет обеспечить успешный групповой пуск АД. Требование к быстродействию УШР для рассматриваемого в работе случая составляет 0,3-0,5 с.
Кроме того, стоит подчеркнуть, что согласно разработанным ОАО «ФСК ЕЭС» в 2004 г. техническим требованиям скорость набора/сброса мощности реактора для класса напряжения 110 кВ не должна превышать 1 с.
Время изменения мощности 5-100% или обратно для УШР типа РТУ-25000/110 типовой конструкции составляет около 4 сек, что не соответствует времени указанных технических требований и возможности повысить надежность работы электрической сети в указанных ранее примерах.
Процесс набора мощности с максимальным быстродействием УШР типа РТУ-25000/110 типовой конструкции показан на рис. 5.3. На рис.5.3 поле 1- ток одной фазы сетевой обмотки, поле 2 – ток в обмотке управления УШР. Анализ процессов в обмотках показывает, что приложенное со стороны преобразовательного блока выпрямленное напряжение вызывает непропорциональное увеличение токов в сетевой обмотке и обмотке управления – в то время как ток в ОУ на интервале времени [0.5; 0.9] достиг своего номинального значения (750 А), ток в СО на том же интервале времени увеличился всего на 24 %. Следует отметить, что увеличение выходного напряжения преобразователя, с помощью которого удается существенно увеличить быстродействие трехобмо-136 точных реакторов, например УШР 500 кВ, не приводит к улучшению скоростных характеристик УШР 110 кВ. Увеличение значения Uоу ускоряет лишь набор тока в обмотке управления, однако ток сетевой обмотки при этом изменяется незначительно.
