Содержание к диссертации
Введение
1. Характеристика энергосистемы монголии как развивающейся энергодефицитной системы
1.1. Создание и развитие электроэнергетики Монголии 10
1.2. Современное состояние ЭЭС Монголии 14
1.2.1. Структура и состав ЭЭС Монголии 14
1.2.2. Производство и потребление электроэнергии Монголии 18
1.2.3. Использование нетрадиционных и возобновляемых источников энергии 20
1.3. Перспективы развития ЭЭС Монголии 24
1.4. Особенности и анализ режимных свойств ЦЭЭС Монголии 30
1.4.1. Постановка задачи 30
1.4.2. Характеристика и особенности установившегося режима ЭЭС Монголии 30
1.4.3. Анализ динамической устойчивости ЭЭС Монголии при больших возмущениях её режима 37
1.5. Выводы по главе 39
2. Энергетический подход к синтезу алгоритмов управления динамической устойчивостью электроэнергетической системы с применением электрического торможения
2.1. Постановка задачи 48
2.2. Характеристика устройств управления электрическим торможением синхронного генератора в электроэнергетической системе 49
2.3. Составление математической модели ЭЭС с учётом электрического торможения 54
2.4. Синтез алгоритмов управления электрическим
торможением синхронного генератора в простейшей ЭЭС 57
2.5. Анализ эффективности управления электрическим торможением синхронного генератора в соответствии с разработанным алгоритмом управления 60
2.6. Анализ эффективности управления электрическим торможением при постоянном тормозном сопротивлении 65
2.7. Алгоритм дискретного управления электрическим торможением 68
2.8. Выводы по главе 70
3. Электрическое торможение генераторов управляемым воздействием на нагрузку электрической сети
3.1. Постановка задачи 83
3.2. Влияние нагрузки на угловые характеристики мощности в энергодефицитнои подсистеме 87
3.3. Анализ динамической устойчивости двухмашинной электроэнергетической системы
3.3.1. Эквивалентное представление уравнение движения двухмашинной электроэнергетической системы
3.3.2. Применение метода площадей при исследовании динамической устойчивости энергосистемы с учетом кратковременного отключения нагрузки 3.4. Анализ влияния кратковременного отключения нагрузки на динамическую устойчивость двухмашинной энергосистемы 3.5. Выводы по главе
4 Исследование эффективности применения разработанных алгоритмов управления для повышения динамической устойчивости сложных энергодефицитных энергосистем на примере монгольской энергосистемы
4.1. Постановка задачи
4.2. Возможности реализации дискретного управления электрическим торможением в ЭЭС 112
4.3. Учёт дополнительного тормозного момента при расчетах динамической устойчивости с применением электрического торможения
4.4. Исследования эффективности применения дискретного управления электрическим торможением для повышения динамической устойчивости энергосистем Монголии
4.5. Исследования эффективности применения дискретного управления нагрузкой в энергодефицитной энергосистеме Монголии
4.6. Выводы по главе
Заключение
Список литературы
- Современное состояние ЭЭС Монголии
- Характеристика устройств управления электрическим торможением синхронного генератора в электроэнергетической системе
- Влияние нагрузки на угловые характеристики мощности в энергодефицитнои подсистеме
- Возможности реализации дискретного управления электрическим торможением в ЭЭС
Введение к работе
Актуальность темы. Энергетическая система (ЭЭС) Монголии является динамично развивающейся энергодефицитной системой с предпосылками для превращения её в энергоизбыточную.
В настоящее время ЭЭС Монголии характеризуется тем, что в ней определённая часть нагрузки покрывается за счёт передачи по межсистемной связи электроэнергии из ЕЭС России. Нарушение её синхронной работы происходит, главным образом, вследствие возмущений на межсистемной линии электропередачи или в приёмной части энергосистемы. Наиболее тяжелым возмущением является такое, когда происходит разрыв связи с ЕЭС России, так как в этом случае резко снижается частота и становиться неизбежным отключение части нагрузки в энергосистеме Монголии. Поэтому возникает крайняя необходимость разработки мероприятий по сохранению её устойчивости даже в случае маловероятных, но тяжелых возмущений в виде коротких замыканий.
Для энергодефицитных электроэнергетических систем при наличии связи с достаточно мощной ЭЭС характерным является то, что при нарушении устойчивости их работы после резких возмущений, в отличие от энергоизбыточных ЭЭС, частота снижается и вместо выбега роторов синхронных генераторов наблюдается их затормаживание. В этом случае для сохранения устойчивости может оказаться целесообразным кратковременное отключение части нагрузки в энергодефицитной ЭЭС, чтобы тем самым создать эффект, аналогичный применению электрического торможения генераторов в энергоизбыточной ЭЭС.
По мере своего развития и сооружения новых электростанций энергодефицтиная ЭЭС может стать энергоизбыточной и в этом случае потребуется применять электрическое торможение синхронных генераторов, но уже в виде подключаемых к шинам электростанций тормозных резисторов.
Дискретное управление нагрузкой электропотребления для повышения динамической устойчивости ЭЭС можно рассматривать как средство противоаварийного управления динамической устойчивостью энергодефицитной энергосистемы и применять его лишь относительно такой части нагрузки, для которой допустимы кратковременные перерывы в электропитании.
Поэтому становиться актуальными исследования по разработке алгоритмов управления и исследованию эффективности применения электрического торможения синхронных генераторов в виде подключаемых тормозных резисторов к шинам электростанций и кратковременного отключения нагрузки в развивающейся энергодефицитной энергосистеме для повышения её динамической устойчивости.
Целью данной работы является решение комплекса задач, связанных с разработкой алгоритмов управления электрическим торможением синхронных генераторов для повышения динамической устойчивости энергодефицитной ЭЭС при резких возмущениях её режима и исследование их эффективности применительно к развивающейся энергодефицитной электроэнергетической системы Монголии.
Научная новизна работы состоит в следующем:
На основе энергетического подхода применительно к простейшей энергосистеме разработана математическая модель для синтеза алгоритмов управления электрическим торможением синхронных генераторов в виде подключаемых к шинам электростанции тормозных резисторов и получены соответствующие алгоритмы управления.
Разработана математическая модель для двухмашинной схемы энергосистемы, позволяющая на основе метода площадей обосновать эффективность применения электрического торможения в виде кратковременного отключения части нагрузки в энергодефицитной подсистеме и разработать соответствующие алгоритмы управления.
7 3. Выполненными расчётами динамической устойчивости применительно к сложной многомашинной энергосистеме Монголии с учётом действующих в ней автоматических регулирующих устройств доказана эффективность применения многократного электрического торможения в виде подключаемых тормозных резисторов и кратковременно отключаемой части нагрузки для повышения её динамической устойчивости.
Методы исследования. При исследовании использовались аналитические методы теории электромеханических систем, методы анализа динамической устойчивости и математического моделирования ЭЭС, теория электрических систем и управления их переходными режимами, численные методы расчёта переходных процессов ЭЭС с применением современных вычислительных машин.
Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций
обеспечивается научно обоснованной постановкой задачи и применением современных методов исследования переходных процессов в электроэнергетических системах и подтверждается результатами выполненных расчётов с использованием современных вычислительных машин. Достоверность разработанных алгоритмов управления электрическим торможением в виде подключаемых тормозных резисторов и кратковременно отключаемой части нагрузки подтверждена сопоставлением характеристик переходного процесса при применении электрического торможения и при его отсутствии.
Практическая ценность и реализация результатов работы.
Разработанные математические модели могут быть использованы в проектных, научно-исследовательских и производственных организациях Монголии при аналитических исследованиях эффективности применения электрического торможения генераторов для сохранения динамической
8 устойчивости ЭЭС, в частности могут быть использованы в ЭЭС Монголии разработанные алгоритмы дискретного управления электрическим торможением генераторов с помощью тормозных резисторов и кратковременного отключения части нагрузки энергодефицитной ЭЭС Монголии.
Апробация диссертационной работы. Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на XIV и XV международных научно-технических конференциях студентов и аспирантов «Радиотехника, электроника и энергетика» в 2008 и 2009 годах (г. Москва, МЭИ), а также на заседании кафедры «Электроэнергетические системы» Московского энергетического института (Технического университета).
Опубликованные работы. По теме диссертации опубликовано четыре печатных работ в виде статей и тезисов докладов на научно-технических конференциях.
Структура и объём диссертаций. Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения, списка литературы, включающего 84 наименований. Содержание работы изложено на 148 страницах, иллюстрировано 78 рисунками и 13 таблицами.
В первой главе дан краткий анализ современного состояния развивающего электроэнергетической системы Монголии и рассмотрены перспективы её развития. Исследованы режимы работы ЭЭС при возмущениях и мероприятия по сохранению её динамической устойчивости при коротких замыканиях в электрической сети. Обоснованно необходимость проведения исследование применения электрического торможения генераторов для повышения устойчивости ЭЭС Монголии.
9 Во второй главе рассмотрено многократное управление электрическим торможением синхронного генератора в электроэнергетической системе в виде подключаемых тормозных резисторов, составлены математические модели ЭЭС и осуществлен синтез алгоритмов многократного управления электрическим торможением синхронного генератора в простейшей электроэнергетической системе. Выполнены расчёты и анализ эффективности управления электрическим торможением в соответствии разработанными алгоритмами управления.
В третьей главе рассмотрено эффективность применение электрического торможения в виде кратковременного отіслючения части нагрузки электропотребления для повышения динамической устойчивости. Исследована динамическая устойчивость энергодефицитной системы применительно к простейшей схеме ЭЭС и к двухмашинной системе. Рассмотрено влияние нагрузки на угловые характеристики мощности. Применены аналитические методы для исследования динамической устойчивости при кратковременном отключении части нагрузки электроэнергетической системы. На основе аналитических исследовании разработан алгоритм дискретного управления электрическим торможением в виде кратковременного отключения части нагрузки электропотребителей.
В четвертой главе рассмотрена динамическая устойчивость энергодефицитной ЭЭС Монголии с использованием разработанных алгоритмов управления электрическим торможением в виде подключаемых тормозных резисторов и кратковременно отключаемой части нагрузки. Исследована эффективность его применения для повышения динамической устойчивости ЭЭС Монголии.
В заключении приводятся основные теоретические и практические результаты работы.
Современное состояние ЭЭС Монголии
На сегодняшний день в соответствии с актами Правительства: «Закон об энергетике в Монголии» от 15 апреля 2001г. и «0 структурной реформе отрасли энергетики». Указ № 164 от 9 июля 2001 г. энергетические переходит в рыночную экономию и разделена на 8 генерирующих компаний (ТЭЦ-4, ТЭЦ-3, ТЭЦ-2, Эрдэнэт ТЭЦ, Дархан ТЭЦ, Даланзадгад ТЭЦ, Чойбалсан ТЭЦ), 2 компании по передаче электроэнергии и 8 компании по распределению электроэнергии, и национальное диспетчерское управление [2].
В Монголии существует три электроэнергетические системы. Это центральная электроэнергетическая система (ЦЭЭС), включающая Улаанбаатарский, Дархан-Сэлэнгийский, Эрдэнэт-Булганский и Багануур-Чойрский энергоузлы, с 1995 года начала формироваться ЭЭС Западного района (ЗЭЭС) и ЭЭС Восточного района (ВЭЭС) (рис. 1.1). .
ЗЭЭС соединена с Красноярской ЭЭС по линии 110 кВ и питает потребителей импортной электроэнергией центры трех аймака Уве, Ховд и
Баян-Олгий. ЗЭЭС и включает два независимые энергоузлы Уве, Ховд, Баян-Олгий и Завхан, Говь-Алтай. ЗЭЭС охватывает около 20 % всей территории страны. Потери электроэнергии в сетях ЗЭЭС на 2005 г. составляли: в Баян-Олгий - 28.0 %, в Уве - 57.8 %, в Ховд - 40.6 %. Такое высокое значение потерь объясняется малой нагрузкой потребителей, потерями холостого хода в трансформаторах, высокими потерями в линиях электропередачи электрической сети. Заканчивается строительство ГЭС мощностью 11 МВт на реке Ташир в аймаке Говь-Алтай, ГЭС мощностью 12 МВт на реке Доргон в аймаке Ховд. От Тайшир ГЭС будут питаться потребители аймаков Завхан и Говь-Алтай по линии ПО, 35 кВ, а также будут присоединены несколько сомонов.
ЭЭС Восточного района работает за счет ТЭЦ города Чойбалсана. Чойбалсан ТЭЦ соединяется с центром аймака Сухбаатар линией ПО кВ и питает потребителей прилежащих сомонов. Месторождение цинка, находящего на территории аймака Сухэбаатар, имеет большие нагрузки и для безперебойного надежного питания предполагается строительство ЛЭП ПО кВ со стороны Ондорхаан аймака. Так будет соединен ЦЭЭС с восточной ЭЭС. Потери электроэнергии в сетях ЗЭЭС на 2005 г. составили 16.6%.
Самая крупная ЦЭЭС в территориальном разрезе охватывает 14 ай-маков, территория которых занимает 967,0 тыс. км (более 55% всей территории Монголии). По сравнению с ЦЭЭС остальные ЭЭС являются маломощными.
В период образовании электроэнергетических систем было две электростанции суммарной мощностью 48 МВт, то на сегодняшний день в центральная электроэнергетическая система (ЦЭЭС) включает ТЭЦ-4 (540 МВт), ТЭЦ-3 (148 МВт), ТЭЦ-2 (24 МВт), Дархан ТЭЦ (48 МВт), Эрдэнэт ТЭЦ (36 МВт).
Суммарная установленная мощность электростанции энергосистемы 796 МВт. Распределение электроэнергии осуществляется на напряжении 110, и 10 кВ. Высшим напряжением в энергосистеме является напряжение 220 кВ.
На сегодняшний день ЦЭЭС содержит воздушную линию электропередачи 220 кВ протяженностью 1774 километров, ЛЭП ПО кВ протяженностью 2673 километров, ЛЭП 35 кВ протяженностью 3355 километров, более 200 подстанции и снабжает электроэнергией город Улаанбаатар, 13 аймачных центров таких как, Дархан-Уул, Орхон, Тов, Сэлэнгэ, Архангай, Оворхангай, Говь-Сумбэр, Дундговь, Дорноговь, Булган, Хэнтий, Баянхонгор, Ховсгол.
ЦЭЭС по ЛЭП 220 кВ работает параллельно с ЭЭС Бурятии (ОЭС Сибири), в год импортирует более 130.0 млн. кВт-ч электроэнергии и экспортирует более 10 млн. кВт-ч электроэнергии.
В ЦЭЭС мощность самого крупного агрегата составляет 100 МВт, давление 130 ата, мощность самого маломощного - 6 МВт, давление 35 ата. Однако, установленная мощность ЦЭЭС уже уменьшилась на 14-18% из-за старения оборудования на ТЭЦ.
Характеристика устройств управления электрическим торможением синхронного генератора в электроэнергетической системе
Переходные процессы возникающие при резких возмущениях в электроэнергетической системе, могут сопровождаться выпадением генераторов из синхронизма и появлением асинхронного хода, что может явиться причиной каскадного развития аварии с тяжелыми последствиями для всей ЭЭС. В связи с этим возникает необходимость в применении дополнительных мероприятий по осуществлению целенаправленных воздействий на переходные процессы в ЭЭС, в частности электрического торможения генераторов [17, 18, 42-46, 62-75].
Электрическое торможение осуществляется подключением нагрузочных или тормозных сопротивлений к электрической схеме системы, а также изменением её параметров, например, сопротивлений некоторых её элементов, влияющих на изменение мощности генераторов. Изменение тормозных сопротивлений может осуществляться с помощью управляющих устройств в функции времени в соответствии с каким-либо принятым алгоритмом непрерывного либо дискретного действия.
В обоих случаях эффективность электрического торможения зависит от используемого алгоритма управления. Согласно теории оптимального управления, в устройствах электрического торможения, как и в любых других устройствах управления, должен быть заложен принцип обратных связей, который выражается в учете информации о поведении управляемого генератора и приемной части энергосистемы. Необходимо косвенно либо непосредственно контролировать величину угла сдвига ротора такого генератора относительно ротора «эквивалентного» генератора приемной части ЭЭС, можно сказать обобщенного угла, и реагировать на его изменение. Стало быть, в алгоритмы управляющих устройств электрических торможений целесообразно включать непосредственно либо косвенно определяемый угол сдвига ротора синхронного генератора и его производные.
В зависимости от способа подключения тормозных сопротивлений к схеме ЭЭС, устройства электрического торможения можно отнести к трем видам: поперечное, продольное и продольно-поперечное [42].
Поперечное электрическое торможение (ПЭТ) осуществляется посредством параллельного подключения к электрической схеме системы тормозного сопротивления ZJT, в общем случае комплексного, представляющего собой параллельно включённые активное Яэт и ёмкостное Хэт сопротивления (рис. 2.1, а).
При наиболее опасном трехфазном КЗ вблизи шин электростанции, имеющей устройство электрического торможения, эффективность устройства электрического торможения проявляется лишь в послеаварийном режиме после отключения поврежденного участка с КЗ, так как напряжение на сопротивлении RJT при таком КЗ близко к нулю. Так как при менее опасных возмущениях действие электрического торможения проявляется уже в аварийном режиме, то при выборе мощности устройства электрического торможения по условию сохранения динамической устойчивости в первом цикле качаний ротора с полным основанием можно считать, что и при менее опасных возмущениях устойчивость ЭЭС будет сохраняться. Поэтому в качестве расчетного следует рассматривать наиболее опасное возмущение в ЭЭС, а именно трехфазное КЗ на шинах удаленной электростанции.
Алгоритм релейного управления ПЭТ должен предусматривать отключение тормозных сопротивлений не ранее выполнения условия Ao) - —— = 0, то есть после того, как будет установлен факт прекращения dt роста угла сдвига ЗАВ между генератором и приёмной подсистемой.
Исследование эффективности управления электрическим торможением в целях улучшения динамической устойчивости системы можно выполнять с ориентацией на то, что тормозные сопротивления подключаются с помощью быстродействующего элегазового или вакуумного выключателя с предельно малым временем запаздывания.
В качестве тормозных сопротивлений можно использовать нихромовые ленты, либо проводящие электротехнические бетоны, специально разработанные для этой цели.
ПЭТ в режиме плавного регулирования хотя и способствуют быстрому затуханию малых качаний роторов генераторов, однако при больших качаниях роторов генераторов наиболее целесообразно переводить ПЭТ в режим релейного управления. В закон управления ПЭТ следует включить производные угла 3. Управление ПЭТ с использованием только станционных параметров режима в ряде случаев может оказаться неэффективным.
Продолжительность ПЭТ в первом цикле качаний ротора генератора должна автоматически изменяется в зависимости от величины сброса мощности на электростанции при КЗ. В частных случаях возможно успешное управление ПЭТ по производным абсолютного угла станции, а также по другим станционным параметрам режима.
Применение ПЭТ оказывает существенное влияние на предел динамической устойчивости, а также на ресинхронизацию после асинхронного хода (результирующая устойчивость).
Продольное электрическое торможение (ПрЭТ) генераторов осуществляется посредством последовательного включения в цепь статора активных тормозных сопротивлений на время КЗ в системе. Длительность аварийного режима скоротечна, поэтому от коммутационной аппаратуры в цепь с R требуется сверхвысокое быстродействие.
Влияние нагрузки на угловые характеристики мощности в энергодефицитнои подсистеме
Известные и применяемые методики анализа динамической устойчивости сложных автоматизированных ЭЭС за последнее время подверглись существенному совершенствованию, продиктованному необходимостью учета действия регулирующих устройств, учета большого числа факторов, ранее рассматривавшихся как второстепенные, но влияющих на протекании электромеханических переходных процессов. В связи с этим в ЭЭС более сложной, чем двухмашинная, аналитические исследования для повышения динамической устойчивости ЭЭС и качества переходного процесса все ещё вызывает определённое затруднение.
В связи с этим при проведении научных исследовании становится оправданным использование упрощенных математических моделей, позволяющих аналитически отображать и анализировать исследуемые переходные процессы [2, 24, 53,]. Упрошенные модели могут быть получены посредством преобразования и упрощения расчётных схем замещения и они широко используется в мировой практике при аналитических исследованиях переходных режимов в ЭЭС [17, 18, 25].
Многие электроэнергетические задачи, имеющие важное практическое значение, решены именно с использованием упрощённых расчётных моделей ЭЭС [17, 33, 37].
Полученные вследствие такого подхода результаты затем распространялись на сложные ЭЭС, уточнялись и рекомендовались для применения на практике. В данной главе проводятся исследования в направлении выявления основных математических соотношений и применения их для расчета динамической устойчивости простой электроэнергетической системы для оценки влияния параметров системы на качество переходных процессов ЭЭС и обоснование эффективности применения электрическим торможением в целях предотвращения нарушения динамической устойчивости ЭЭС. В отличие от проведённых исследований в предыдущей главе в качестве электрического торможения предлагается применить дисіфетное управление нагрузкой в энергодефицитной ЭЭС (подсистеме).
Для выявления режимных свойств энергодефицитной системы и разработки алгоритмов управления её динамической устойчивостью рассмотрим классическую схему простейшей ЭЭС: генератор-линия электропередачи-система. Применив известные правила эквивалентирования к схеме замещения сложной ЭЭС, её можно преобразовать к виду более простой системы.
Принципиальная схема упрощенной ЭЭС представлена на рис. 3.1, а схема замещения - рис. 3.2 при заданных исходных данных (Я7 =1.1, U = 1, =0.214, Хп=0Л\, ХГ2 = 0.098, Хл=0.51, Р0 =\, Г, =11.08с). Эквивалентный генератор Гі с подсистемой (шины бесконечной мощности напряжением /=const) соединен двухцепной линией 220 кВ и содержит местную нагрузку S„. Мощность передается по линии электропередач от шин бесконечной мощности (узел 2) к нагрузке //узле 1, в которой также передается мощность Pj от эквивалентного генератора/";. Активная мощность, вырабатываемая генератором определяется выражением (2.2):
Для выявления режимных свойств, в частности влияния местной нагрузки на устойчивость системы, используя выражения (3.4) и (3.5), необходимо определить характеристики мощности Р(8п) для разных значений нагрузки SH. Принимаем, что при изменении нагрузки напряжение на шинах генератора U], напряжение на шинах системы /2 и мощность турбины генератора Pj поддерживаются постоянными.
На рис. 3.3-3.6 показаны угловые характеристики мощности Р(5\2) при разных значениях нагрузки, определяемых в диапазоне (0.5-1.5)-Рпо. Анализа угловых характеристик показывает, что увеличение мощности нагрузки ведет к увеличению разности максимума характеристика мощности.
Используя (3.1), (3.3), рассмотрим влияние параметров схемы ЭЭС на характеристику мощности. Первые члены в выражениях мощности (3.1) и (3.3) имеют постоянные значения независимо от величины угла 3, но зависят от параметров схемы ЭЭС. Синусоида мощности генератора Г/ смещена вверх на величину Ei2ynsincxu и влево на угол ее/?, а синусоида мощности системы Р2 сдвинута также вверх на величину U2y22sma22 но вправо на
УГОЛ an Собственная мощность генератора Рц и системы Р22 увеличивается с увеличением мощности нагрузки, что отражается на увеличении амплитуды Pi. Изменение составляющей Рц значительно влияет на устойчивость ЭЭС (рис. 3.7-3.8).
Составляющая характеристики мощности генератора Г\ ElU2yu sin( 12 —ссп) с увеличением мощности нагрузки уменьшается.
Составляющая характеристики мощности генератора Г2 EXU 2уХ2 sin(SX2 + ах2) с увеличением мощности нагрузки также уменьшается.
Знак и величина угла an определяются в зависимости от значений активного сопротивления линий электропередачи и промежуточных нагрузок. При значительных активных сопротивлениях (что характерно для передач напряжением 110 кВ и ниже) предел передаваемой мощности Pi достигается раньше, так как сдвигается в сторону меньших углов, чем предел мощности Р2. Это необходимо учитывать при определении предельных режимов в условиях эксплуатации.
Как показывает анализ нарушений параллельной работы энергосистем, значительная их часть происходит из-за нарушения статической устойчивости в послеаварийном режиме после отключения одной из параллельных цепей линий электропередачи. При этом наиболее тяжелыми являются такие нарушения для энергосистем с дефицитом мощности.
Возможности реализации дискретного управления электрическим торможением в ЭЭС
Разработанные выше алгоритмы дискретного управления электрическим торможением в виде подключаемых тормозных сопротивлений и кратковременно отключаемой нагрузки могут быть рекомендованы к практической реализации лишь после конструктивной проработки в комплексе с коммутационной аппаратурой, например с элегазовыми или вакуумными выключателями [74-78, 80].
Коренные перемены в конструкции и компоновке коммутационных аппаратов начались, как известно, с изменения способа гашения дуги в аппаратах 6-10 кВ и перехода от ёмкостей с трансформаторным маслом к более компактным вакуумным дугогасительным камерам. Метод гашения в вакууме оказался более предпочтительным вследствие простоты и эффективности работы аппаратов с его применением. После класса напряжением 6-10 кВ вакуумная техника прочно обосновалась в аппаратах 27,5-35 кВ [79].
Элегазовые выключатели так же, как и выключатели высокого напряжения, в которых применяются другие принципы гашения электрической дуги, предназначены для осуществления оперативной и аварийной коммутации в энергосистемах, для выполнения операций включения и отключения отдельных цепей при ручном или автоматическом управлении. Во включенном состояний они должны беспрепятственно пропускать токи нагрузки.
Наиболее трудным для всех без исключения типов высоковольтных выключателей является режим отключения токов КЗ, величины которых и скорости восстановления напряжения за последние 50...60 лет очень сильно увеличились вследствие интенсивного развития энергосистем и непрерывного повышения их мощности, перехода энергосистем на все более высокие классы напряжения. В связи с этим, с целью повышения устойчивости работы энергосистем, потребовалось весьма существенное сокращение времени отключения выключателями токов КЗ. Так, первые масляные выключатели с простым разрывом в масле из-за длительного процесса дугогашения имели время отключения 10-20 периодов частоты переменного тока. Применение в выключателях дугогасительных камер позволило это время резко сократить, доведя его до 6-8 периодов. Дальнейшее совершенствование систем управления выключателями привело к созданию быстродействующих аппаратов со временем срабатывания в пределах двух периодов и даже одного периода (до 20 мс). Это означает, что для реализации дискретного управления коммутацией возможно применение элегазовых или вакуумных выключателей.
Однако в данной диссертационной работе вопросы аппаратной реализации разработанных алгоритмов дискретного управления электрическим торможением, кратковременным отключением нагрузки не рассматриваются.
Тем не менее, учитывается, что могут применяться для реализации и такие варианты для дискретного управления, как встречно включенные силовые тиристоры VS (рис. 4.1). Применение встречно включенных тиристоров вместо элегазовых и вакуумных выключателей уменьшают время коммутационных операций.
Исследование и применение тормозных сопротивлений ведется в России и в других странах, таких как США, Япония и др. Так в Америке в штате Аризона на станции Four Comer Plant используются тормозные сопротивления для повышения динамической устойчивости.
Зарубежные ученые исследуют разные способы управления и использования тормозных сопротивлений в ЭЭС [81]. Предлагается использовать тормозные сопротивления в паре с реактором для снижения предельного напряжения при переключениях и в паре с конденсатором для ограничения быстрых или медленных снижений напряжения (рис. 4.2). Когда резистор отключен, реактор или конденсатор выключается и наоборот. В ряде случаев наличие конденсаторов влияет на динамику системы после возмущения и изменения параметров сети в сторону улучшения переходных процессов в ЭЭС, а повышение напряжения способствует уменьшению колебаний угловых характеристик роторов генераторов в ЭЭС.
Сравнение таких видов электрического торможения (чисто электрическое сопротивление, электрическое сопротивление с реактором и электрическое сопротивление с конденсатором) показывает, что электрическое сопротивление с конденсатором является достаточно эффективным в управлении электромеханическими переходными процессами для улучшения динамической устойчивости ЭЭС [81].
