Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА I. Автоматическое управление электрическим торможением генераторов для повышения динамической устойчивости энергосистем 14
1.1. Состояние вопроса 14
1.2. Анализ методов исследования динамической устойчивости энергосистем для управления электрическим торможением 21
1.3. Постановка задач исследований 26
ГЛАВА 2. Обоснование методики управления электрическим торможением гидрогенераторов малой и средней мощности 29
2.1. Общие вопросы 29
2.2. Оценка возможностей применения электрического торможения гидрогенераторов при наличии различных схем автоматического повторного включения 30
2.2.1. Управление ЭТ при наличии АПВ с самосинхронизацией генераторов 31
2.2.2. Управление ЭТ при наличии АПВ с улавливанием момента синхронизма 34
2.2.3. Управление ЭТ при наличии несинхронного АПВ 35
2.2.4. Управление ЭТ при наличии быстродействующего АПВ 37
2.3. Разработка способа управления электрическим торможением гидрогенераторов 40
2.4. Оценка влияния местной нагрузки на выбор параметров электрического торможения гидрогенераторов 52
Выводы 62
ГЛАВА 3. Разработка и исследование функциональных елоюв для получения управлящих воздей ствий на электрическое торможение 64
3.1. Общая характеристика рассматриваемых вопросов 64
3.2. Исследование и обоснование основных факторов, определяющих устойчивость энергосистемы 65
3.3. Разработка и исследование функциональных схем сумматора-анализатора состояний энергосистемы 78
3.3.1. Сумматор-анализатор перетоков активной мощности 78
3.3.2. Устройство для автоматического регулирования возбуждения синхронного генератора 82
3.3.3. Функциональная схема сумматора-анализатора 89
3.4. Основные характеристики сумматора-
анализатора состояния энергосистемы 92
Вы в о д ы 95
ГЛАВА 4. Экспериментальные исследования устрой ства электрического торможения генера торов малой и средней мощности 96
4.1. Основные задачи экспериментальных исследований 96
4.2. Обоснование схемы подключения и мощности тормозных установок 97
4.3. Анализ влияния электрического торможения на обмотки генераторов ГЭС 104
4.4. Разработка и исследование функциональной схемы управления электрическим торможением генераторов 109
4.5. Экспериментальные исследования устройства электрического торможения Ульбинской ГЭС 116
4.6. Уточнение методики расчета экономической эффективности и надежности устройств электрического торможения генераторов 126
Выводы 131
Литература
- Анализ методов исследования динамической устойчивости энергосистем для управления электрическим торможением
- Оценка возможностей применения электрического торможения гидрогенераторов при наличии различных схем автоматического повторного включения
- Исследование и обоснование основных факторов, определяющих устойчивость энергосистемы
- Обоснование схемы подключения и мощности тормозных установок
Введение к работе
Сущность экономической политики нашей партии заключается в том, чтобы обеспечить "динамичное и пропорциональное развитие общественного производства, повышение его эффективности, ускорение научно-технического прогресса, рост производительности труда, всемерное улучшение качества работы во всех звеньях народного хозяйства"[1,2].
В связи с этим большие и важные задачи ставятся перед энергетикой - одной из ведущих отраслей промышленности нашей страны. При обеспечении эффективного производства, передачи и потребления электроэнергии возникает необходимость в обеспечении динамической и результирующей устойчивости электроэнергетических систем (ЭЭС) [84,86]. Одним из направлений, охватывающих проблему управления в ЭЭС, является разработка новых принципов, схем и конструкций для дальнейшего повышения качества управления электромеханическими переходными процессамир].
Электрическое торможение ОТ) генераторов является эффективньм средством повышения динамической устойчивости ЭЭС [45,55,63] . Однако, несмотря на большой объем проведенных работ и высокий уровень теоретических исследований, устройства электрического торможения (УЭТ) не нашли широкого применения в управлении аварийными режимами энергосистем [46,113] . Как указано в материалах ХХУІсъезда КПСС, что "нет ничего более практичного, чем хорошая теория", но вместе с тем "практическое внедрение новых научных идей -это сегодня не менее важная задача, чем их разработка" [3].
Актуальность темы диссертации объясняется несколькими причинами. Во-первых, как показывает анализ случаев нарушения устойчивости [ 8,74,86 ],.в настоящее время достигнут достаточно высокий уровень противоаварийной автоматики в энергосистемах, что позволяет в значительной степени локализовать аварии, понизить ущерб от нарушения устойчивости и,тем самым^повысить надежность энергоснабжения потребителей. Тем не менее, этот уровень еще недостаточен, поскольку ежегодно в энергообъединениях имеют место несколько каскадных нарушений устойчивости с существенным недоотпуском энергии. Так, например, ежегодно происходит: более 100000 повреждений одного или нескольких элементов и локализация поврежденного участка основными устройствами релейной защиты и автоматики без деления энергосистемы; несколько сотен нарушений синхронизма с последующими ресинхронизацией или делением энергосистемы без существенного отключения нагрузки; несколько десятков событий отключения части нагрузки при понижении частоты и напряжения и т.д. [8б] . Большинство из этих нарушений возможно предотвратить при сочетании ЭТ генераторов с другими средствами противоаварийной автоматики.
Во-вторых, в условиях эксплуатации возникает такое сочетание режимов, на которое не рассчитана существующая противоаварийная автоматика. Во многих работах [21,59,61, II9,I20j доказаны преимущества ЭТ по отношению к отключению генераторов (ОГ). Однако, из-за трудностей управления ЭТ не всегда удается достичь желаемых результатов. Весьма перспективным в этом отношении является использование на тепловых и гидравлических электростанциях устройств электрического торможения, работающих в сочетании с различными схемами АПВ, автоматическим регулированием возбуждения, быстродействующим регулированием скорости турбин и отключением генераторов. При этом возникает необходимотть в разработке эффективных способов управления ЭТ и внедрении их в ЭСС.
В-третьих, опыт эксплуатации устройств электрического торможения на гидроэлектростанциях малой и средней мощности может оказать неоценимую пользу при разработке и внедрении аналогичных устройств на крупнейших тепловых электростанциях нашей страны (Ермаковская ГРЭС, Экибастузский каскад ГРЭС и др.) [115] .
Научная новизна работы состоит в следующем: разработан (на уровне изобретения) способ управления ЭТ гидрогенераторов малой и средней мощности, позволяющий в комплексе с автоматическим регулированием возбуждения и отключением генераторов повысить динамическую устойчивость станции и надежность электроснабжения потребителей местной нагрузки; разработано (на уровне изобретения) устройство регулирования синхронного генератора, отличительной особенностью которого является не только его способность реагировать на отклонения режимных параметров, но и осуществлять непрерывное регулирование в комплексе с автоматикой ЭТ; разработана функциональная схема сумматора-анализатора состояний ГЭС, обеспечивающая формирование управляющих воздействий на средства противоаварийной автоматики; исследованы условия ресинхронизации гидрогенераторов при ЭТ с использованием схемы автоматического повторного включения с улавливанием синхронизма (АПВУС).
Практическое значение выполненной работы заключается в следующем: создана современная экспериментальная база для научных исследований по изучению способов управления электрическим торможением; разработана и внедрена система автоматического управления электрическим торможением генераторов ГЭС малой и средней мощности; разработано устройство анализа аварийной ситуации электрической станции для формирования управляющих воздействий на средства противоаварийной автоматики; получены аналитические выражения для инженерного расчета основных параметров устройств электрического торможения.
Отдельные результаты исследований реализованы при выполнении хоздоговорных работ при непосредственном участии автора: разработан и передан в ОДУ Казахстана проект привязки устройства электрического торможения Ермаковской ГРЭС; разработано и внедрено устройство электрического торможения генераторов Ульбинской ГЭС Лениногорского каскада ГЭС, получен годовой экономический эффект 83,2 тыс.руб.; разработано и внедрено на Ульбинской и Тишинской ГЭС устройство автоматического регулирования возбуждения синхронного генератора.
Опытные образцы разработанных элементов системы управления устройства электрического торможения неоднократно экспонировались на ВДНХ Алтайского края, зональной и республиканской выставках, отмечены дипломами.
Автор защищает:
Эффективность применения устройства электрического торможения генераторов ГЭС малой и средней мощности для целей повышения устойчивости энергосистем и надежности электроснабжения потребителей местной нагрузки.
Способ управления ЭТ, обеспечивающий успешную ресинхронизацию генераторов ГЭС без отключения потребителей местной нагрузки.
Устройство регулирования возбуждения синхронного генератора, осуществляющее непрерывное регулирование в комплексе с автоматикой ЭТ.
Целесообразность использования системы автоматического управления УЭТ, позволяющей достаточно полно и обоснованно учесть случайные и режимные факторы, оказываю- щие наибольшее влияние на состояние энергосистемы.
5. Результаты испытаний по выявлению условий ресинхронизации гидрогенераторов при использовании УЭТ без отключения местной нагрузки.
Наиболее важные научные и практические результаты могут быть использованы при проектировании аналогичных устройств для крупных тепловых и гидравлических электростанций.
Выводы и рекомендации, сформулированные в диссертации, подтверждены экспериментальной проверкой на физической модели (г.Новосибирск, СибНИИЭ) и на смонтированной при непосредственном участии автора установке УЭТ Ульбинской ГЭС.
Основные положения работы и результаты исследований докладывались, обсуждались и получили одобрение на Всесоюзном научно-техническом совещании по проблеме: "Применение в электроэнергетике мощных бетэловых резисторов и резисторных установок" (г.Новосибирск, 1980г.), на Республиканском научно-техническом совещании по вопросам повышения надежности ОЭС Северного Казахстана (г.Ермак, 1976г.), на Межвузовской конференции по электрическим системам и управлению ими (г.Томск, 1978г.), на научно-техническом совещании по применению резисторов в энергосистемах (г.Баку,1978г.), на научно-технических совещаниях производственно-энергетического объединения "Алтай-энерго" (г.Усть-Каменогорск, 1978-1980гг.), на научных семинарах кафедр "Электрические станции" и "Электричес- кие системы" ТЛИ (г.Томск,1977-1980гг.).
Диссертационная работа выполнялась в соответствии со следующими государственными приказами и планами:
1. Приказ № 4 министра энергетики и электрификации СССР от 03.01.79 "О повышении надежности и устойчивости работы энергосистем Минэнерго СССР в 1979 году".
Приложение 2, п.2 "Выполнение проекта, проведение испытаний и ввод в работу опытно-экспериментального устройства электрического торможения на Ермаковской ГРЭС". (Приложение I).
2. Дополнения к координационному плану работ на 1975- 1980гг., утвержденному Госкомитетом СМ СССР по науке и технике от 16 декабря 1978г..
Проблема 0.01.06 "Формирование Единой энергетической системы СССР на базе создания системообразующих линий электропередачи 750 и 1150 кВ переменного тока, 1500 кВ и выше постоянного тока":
Анализ методов исследования динамической устойчивости энергосистем для управления электрическим торможением
Задачи обоснования и разработки методик управления могут быть разрешены на основе принципов кибернетического управления переходными процессами в ЭЭС [26,86,87 J .
Исследования динамической устойчивости электроэнергетических систем выполняются различными методами, которые различают в соответствии с двумя основными математическими подходами: численным интегрированием интегро-дифференциальных уравнений динамических систем [27, 46,48] и использованием качественных методов анализа устойчивости движения [22,29, 31,67 ].
Достоинствами методов численного интегрирования (одно-шаговых и многошаговых) являются: - возможность исследования сложных ЭЭС, описываемых системами интегро-дифференииальных уравнений высокого порядка; - возможность анализа устойчивости переходных процессов в сложных ЭЭС при описании с различной степенью подробности, с учетом выделения факторов, влияющих на характер исследуемого перехода; - простота учета действия регулирующих устройств системной автоматики и оценки его влияния на качество переходного процесса.
Наряду с перечисленными достоинствами численное интегрирование при расчетах динамической устойчивости имеет и ряд недостатков: - выявление лишь факта устойчив или неустойчив динамический переход без определения характера его протекания; - частный характер получаемых решений; - большие затраты машинного времени при расчетах сложных колебаний в ЭЭС.
Качественные методы исследования динамической устойчивости (метод "площадей", прямой метод Ляпунова, ступенчатый метод и др.) обеспечивают более общий подход к решению задач устойчивости, что позволяет избежать некоторых недостатков, присущих методам численного интегрирования, дают возможность решения наряду с задачами анализа задач синтеза структуры в системе управления ЭЭС; позволяют решать задачи оперативного управления в ускоренном масштабе времени; обеспечивают решение нелокальных задач устойчивости динамических систем (метод функций Ляпунова).
При применении качественных методов для исследования динамической устойчивости в ЭЭС приходится сталкиваться с трудностями как методического характера, так и возникающими при реализации алгоритмов управления.
При помощи способа "площадей" качественно выявляется характер движения при различных допущениях и определяется величина угла, при достижении которого должен отключаться аварийный участок системы, с тем чтобы в случае коротких замыканий или других резких нарушений режима обеспечить устойчивую работу. Однако, исследование этим способом не дает полного представления о происходящих процессах, пос кольку остаются невыясненными зависимости угла генератора S(i) и электрической мощности от времени P(t) . Определение этих зависимостей требуется для выяснения физики явлений и решения задач управления и регулирования ," определения времени срабатывания реле, времени действия отключающих устройств, скорости действия регулирующих устройств, скорости подъема возбуждения, настройки реле сброса мощности и т.д..
Качественным методом, применяемым для анализа динамической устойчивости энергосистем как простой, так и сложной структуры, является ступенчатый метод [29,53] . Дифференциальные уравнения, описывающие поведение ЭЭС во время переходного процесса, представляют собой уравнения колебаний, решение этих уравнений ступенчатым методом дает кривые колебания, по которым- и определяется устойчивость.
Обобщением всех качественных методов является прямой метод Ляпунова, обеспечивающий более общий подход к решению задач устойчивости путем построения критериев устойчивости и неустойчивости движения [22,29] .
Исследование динамической устойчивости ЭЭС этим методом предполагает: - расчет установившегося доаварийного режима; - расчет послеаварийного установившегося ренсима; - расчет аварийного режима в системе; - нахождение функции Ляпунова; - оценку области устойчивости послеаварийного установившегося режима.
Оценка возможностей применения электрического торможения гидрогенераторов при наличии различных схем автоматического повторного включения
Управление устройствами ЭТ должно решаться в комплексе с учетом действия АПВ, АРВ, ОГ и других видов противоаварий-ной автоматики. При этом важное значение играет то обстоятельство, какой вид АПВ используется в системе управления ЭТ. Известны рекомендации по применению быстродействующего АПВ и .обычного трехфазного АПВ в схемах управлениях ЭТ характерные для крупных электростанций и энергосистем [59,60,64 ]. Однако, для автономных электростанций, связанных с энергосистемой одиночной линией электропередачи, целесообразно использование АПВ с улавливанием момента синхронизма (АПЕУС)[49,Ю]. Это объясняется прежде всего тем, что на небольших гидроагрегатах, имеющих обычно малые инерционные постоянные, после кратковременной потери связи с энергосистемой не всегда удается осуществить быстродействующее и несинхронное АПВ из-за значительного расхождения углов генераторов и энергосистемы. Вопрос применения АПВ7С в схемах управления ЭТ мало изучен и требует дальнейших теоретических и практических исследований.
Главной задачей управления ЭТ является обеспечение ресинхронизации станции без отключения потребителей местной нагрузки. Для восстановления нормального режима работы станции необходимо определить дозировки управляющих воздействий на ЭТ при соблюдении условий успешной ресинхронизации.
На формирование системы управления ЭТ большую роль оказывает вероятностный характер изменения мощности местной нагрузки .
Выбор параметров УЭТ зависит от величины активной мощности местной нагрузки и режима работы электростанции. Определяемый при этом доаварийный переток мощности в систему является случайной величиной, что необходимо учитывать при определении величины активного сопротивления резисторной установки УЭТ.
Для восстановления нормальной работы энергосистем применяются следующие виды АПВ: а) с улавливанием момента синхронизма (АПВУС); б) с самосинхронизацией генераторов (АПВС); в) несинхронное (НАПВ); г) быстродействующее (БАПВ).
Использование устройств электрического торможения (УЭТ) для целей повышения динамической устойчивости энергосистем позволяет значительно повысить эффективность работы противо-аварийной автоматики и тем самым расширить возможность применения различных схем АІЮ.
В свою очередь наличие определенного вида АПВ в схеме управления ЭТ играет важную роль при определении мощности и времени включения резисторных установок.
АПВ линий с самосинхронизацией гидрогенераторов применяется, когда электростанция с энергосистемой связана одиночной линией электропередачи. АПВС устанавливается на линии со стороны гидроэлектростанции и запускается только в случае успешного действия устанавливаемого со стороны системы обычного трехфазного АПВ с контролем отсутствия напряжения АПВКОН. При коротком замыкании и отключении линии с двух сторон АПВС состоится в случае успешного АПВКОН. Действие АПВС согласуется с действиями автоматики разгрузки гидрогенератора. Генератор подключается к шинам высокого напряжения при снижении скорости вращения ротора до такой, при которой скольжение S = - (2 3) %. Под влиянием асинхронного момента генератор втягивается в синхронизм, причем в этот момент генератор находится в режиме холостого хода.
Время полного цикла АПВС ( t АПВС) обычно определяется с момента сброса нагрузки до подачи возбуждения при
S = - (2 3) %t то есть временем установления скорости вращения близкой к синхронной. Без применения специальных мер время цикла АГ1ВС может достигать 20-30 с и выше, что не всегда удовлетворяет условию обеспечения динамической устойчивости станции. Применение различных способов торможения агрегата после сброса нагрузки является в этом смысле весьма эффективным и ведет к уменьшению t АГШС до 4-6 с. Несмотря на перспективность электрического торможения гидрогенераторов, до сих пор на практике применяются главным образом асинхронное и гидравлическое торможение. Главное преимущество электрического торможения перед другими способами - быстродействие и наименьшие значения ударных токов при динамических переходах в гидрогенераторах.
Типовых схем АПВС пока нет. Применяются различные схемы АЇЇВС [31,40,71] , зависящие от типа электростанций, режима и условий их работы. Условие допустимости самосинхронизации определяется по формуле [32]
Исследование и обоснование основных факторов, определяющих устойчивость энергосистемы
Для получения эффективного управления любым режимом энергосистемы или станции возникает необходимость в получении минимально-необходимой информации о предшествующем и аварийном режимах. Сложностью в этом вопросе является то, что для каждой энергосистемы, энергоузла и электрической станции требуется расчет переходных процессов, происходящих в аварийном режиме. Затем выделяются основные факторы, влияющие на динамическую устойчивость энергосистемы. Информация об аварийном режиме в общем случае может включать следующие факторы [4,5,86] : - доаварийный переток мощности поврежденной линии; - вид и место короткого замыкания; - значения синхронных углов генераторов; - состав работающего оборудования и др.
Тем не менее, количество и качество информации об аварийном режиме для получения управляющих воздействий на УЭТ зависит прежде всего от способа управления ЭТ. Так основными факторами, определяющими успешность ресинхронизации ГЭС после действия ЭТ, являются значения угла передачи О и скольжения S [41,107] . Величину тормозной мощности, необходимую для сохранения динамической устойчивости в первом цикле качаний, с достаточной точностью можно определить по небалансу активных мощностей и по тяжести короткого замыкания [19,21,64].
Характер поведения генераторов электростанции в зависимости от факторов, определяющих устойчивость системы, был исследован с помощью разработанной программы ROYS (рис.З.І) применительно к случаю слабой связи ГЭС двумя линиями электропередачи с энергосистемой (рис.3.2).
Анализ переходных процессов, описываемых полными уравнениями Парка-Горева [26,27], показал, что принятые в расчетах упрощения, а именно: неучет изменения э.д.с. Eq при варьировании угла S , пренебрежение апериодическими составляющими тока статора и э.д.с. Eg Дают незначительную неточность.
Для расчета переходных процессов в программе применяется следующая математическая модель системы. Генераторы замещаются постоянными э.д.с. Eg за некоторым реактивным сопротивлением. Информация о сети вводится в виде матрицы W , которая представляет собой несколько измененную матрицу собственных и взаимных проводимостей генераторов и тех узлов, в которых изменяется напряжение или производится коммутация. Все элементы этой матрицы, кроме диагональных, взяты с собственными знаками. Интегрирование проводится методом Рунге-Кутта четвертого порядка. Написана программа на языке Фортран-1У для ЭВМ серии ЕС (Приложение 4).
Расчет переходных процессов по модели Efconsz оправдан следующими причинами: - отсутствием регуляторов скорости турбин рассматриваемого типа ГЭС; - наличием регулирования возбуждения генераторов сильного действия; - необходимостью только качественной оценки результатов расчета. Уравнение движения энергосистемы имеет следующий вид: dt (3.1) S где о - вектор углов э.д.с. генераторов; $ - вектор скольжений;
Рт - вектор мощности турбины; &э - вектор электромагнитной мощности; 5 - диагональная матрица постоянных инерции; Kj- диагональная матрица коэффициентов демпфирования. Для выявления характера процесса ресинхронизации гидрогенератора необходимо знание закона изменения скорости вращения ротора, на который существенное влияние оказывает демпферный момент. Поэтому в уравнение (3.1) введена асинхронная мощность, определяемая коэффициентом демпфирования и скольжением ротора синхронного генератора.
Комплекс мер повышения динамической устойчивости предполагается состоящим из устройств ЭТ, включенных на двух ;йз_. трех генераторов ГЭС; устройства, осуществляющего автоматическое повторное включение с улавливанием синхронизма станции при потери ее связи с энергосистемой, и системы форсирования возбуждения генераторов ГЭС, выполняемого независимо от уровня снижения напряжения на шинах генераторов (рис.3.2). Рассматриваемая энергосистема характеризуется также соизмеримыми мощностями гидроэлектростанции и местной нагрузки и малой инерционной постоянной генераторов ГЭС.
Для выявления основных факторов, влияющих на устойчивость системы, проведен анализ областей устойчивости, построенных в координатах Ьт , ьР и отвечающих различным значениям // , / при коротких замыканиях на ЛІ (точка K-I), Л2 (точка К-2) и в центральном узле (точка К-3). При этом полагали, что tT - длительность включения тормозных резисторов; лР - доаварийный переток активной мощности от шин ГЭС в систему; /\/агр - число агрегатов на станции в момент возникновения аварии; А г - число включившихся тормозных установок.
Необходимость учета числа агрегатов на станции ( arp ) обусловлена их зависимостью от величины мощности, выдаваемой станцией в момент короткого замыкания (рис.3.3). Полученные для данного случая результаты подтверждают требования учета Магр и А/т , как один из основных факторов при определении устойчивости системы, что рассмотрено в ряде работ [42,44,45].
Обоснование схемы подключения и мощности тормозных установок
Практическое внедрение УЭТ создает базу по комплексному исследованию способов управления ЭТ в ЭСС. Экспериментальными исследованиями ЭТ подтверждается достоверность полученных теоретических результатов и расчетов на ЭДМ. При этом решаются конкретные вопросы: - определение стабильности технических характеристик основного оборудования УЭТ (резисторов, выключателей) при долговременной эксплуатации в различных режимных условиях; - экспериментальное определение эффективности УЭТ по повьшению динамической устойчивости энергосистем и надежности энергоблоков; - экспериментальное определение характера электромеханических и электромагнитных переходных процессов, происходящих в системе при ЭТ генераторов и возможностей их улуч шения; - экспериментальная проверка условие успешной ресинхронизации генераторов после электрического торможения; - экспериментальная обработка законов и схем комплексного автоматического управления УЭТ, мощностью турбин и АРВ генераторов по условиям задач развивающихся энергосистем.
В соответствии с поставленными задачами в проектных заданиях на УЭТ должны предусматриваться облегченные условия реконструкции основного оборудования и устройств автоматического управления УЭТ.
Известные предложения по выбору количества тормозных установок, их мощности и мест подключения применимы в частных и, как правило, в простейших случаях и не претендуют на обобщенность. Первоначально все УЭТ разрабатывались в виде одной установки, подключаемой на стороне высшего напряжения станции (обычно 220 кВ и 500 кВ) [51,80,119] . В дальнейшем появились и другие предложения, предусматривающие либо несколько тормозных резисторов на высоком напряжении, либо ряд установок ЭТ на генераторном напряжении (по одной на генератор) [88,105] . При этом легче решаются проблемы резервирования и варьирования мощностью торможения. Из сравнения УЭТ на высоком и генераторном напряжении видно, что при одно? и той же номинальной мощности эффективность торможения будет тем выше, чем меньше электрическое расстояние между тормозным резистором и генератором (сопротивление связи между ними). Действительно, при подключении УЭТ к шинам высшего напряжения (за трансформатором) напряжение на них в момент торможения резко падает и развиваемая при этом тормозная мощность уменьшается. Кроме того, при соизмеримых значениях постоянных инерции станции Ть и энергосистемы Тії » на интенсивность и эффективности торможения сказывается явление снижения доли мощности, затрачиваемой на изменение относительного движения. Это снижение проявляется тем сильнее, чем дальше (электрически) удален тормозной резистор от генератора.
На выбор схемы включения резисторов значительное влияние оказывает соответствие условий работы тормозных устройств и технических характеристик коммутационных аппаратов. Возможно два типа схем подключения устройств электрического торможения: параллельное и последовательное.
Последовательное включение тормозных сопротивлений, как правило, малоэффективно, так как в данном случае торможение осуществляется в основном только в момент короткого замыкания (рис.4.1,6). После отключения короткого замыкания процесс торможения зависит от разности напряжений генератора и шин станции: Аи = Еп-иш , то есть, от тяжести аварии и поведения системы во время ее развития. В связи с этим необходимо включать тормозной резистор в момент возникновения короткого замыкания, однако, сверхбыстродействующие выключатели с временем включения менее 0,01 с не разработаны. Мощность на тормозном резисторе определяется
