автореферат диссертации по энергетике, 05.14.02, диссертация на тему:Исследование работы многоагрегатных автономных электростанций с газотурбинным и дизельным приводом

На правах рукописи

Он

фй^-1-

Талеб Джабер Гаиб

ИССЛЕДОВАНИЕ РАБОТЫ МНОГОАГРЕГАТНЫХ АВТОНОМНЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ С ГАЗОТУРБИННЫМ И ДИЗЕЛЬНЫМ ПРИВОДОМ

Специальность 05.14.02 - Электростанции и электроэнергетические системы

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Санкт-Петербург - 2009

Г) ?.

1

003472034

Работа выполнена в государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Санкт-Петербургский государственный политехнический университет».

Научный руководитель — Официальные оппоненты —

доктор технических наук, профессор Смоловик Сергей Владимирович

доктор технических наук, профессор Савельев Виталий Андреевич, Кандидат технических наук, доцент Герасимов Сергей Евгеньевич

Ведущая организация —

ОАО « Звезда - энергетика»

Защита состоится " 26 " июня 2009 г. в 10— часов на заседании диссертационного совета Д 212.229.11 при ГОУ ВПО «Санкт-Петербургский государственный политехнический университет» по адресу: 195251, Санкт-Петербург, Политехническая ул., 29, главное здание, ауд. 325.

С диссертацией можно ознакомиться в фундаментальной библиотеке ГОУ ВПО «Санкт-Петербургский государственный политехнический университет».

Автореферат разослан " Д/^Х- 2009г.

Ученый секретарь

диссертационного совета Д 212.229.11 кандидат технических наук, доцент

Попов М.Г.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы исследования. К синхронным генераторам, используемым в качестве источников электроснабжения в автономных системах, предъявляют жесткие требования в части надежности их работы и качества вырабатываемой электроэнергии, возможность выполнения которых определяется их конструкцией и способностью обеспечивать заданные параметры в статических и динамических режимах, а также сохранять устойчивость параллельной работы. В связи с развитием топливно-энергетической базы России, расширяется применение газопоршневых, газотурбинных и дизельных электростанций.

В автономной системе электроснабжения, основанной на использовании тихоходных дизельных генераторов (ДГ) средней и большой мощности (10 — 40 МВт), могут наблюдаться слабодемпфированные низкочастотные процессы, обусловленные проявлением так называемой оборотной частоты дизеля. Колебания мощности дизеля с оборотной частотой вызываются неравномерностью давления в цилиндрах. В условиях параллельной работы синхронного генератора с дизельным приводом с мощной электрической системой это явление может усугубляться совпадением оборотной частоты с собственной частотой колебаний ротора. Сложившаяся практика борьбы с этими колебаниями предполагает в качестве основного мероприятия повышение величины механической инерционной постоянной, то есть значительное утяжеление и удорожание генератора. Подавление таких колебаний возможно за счет оптимизации конструкции демпферной системы генератора и соответствующей настройки системы возбуждения.

В связи со стремлением к снижению массогабаритных показателей конструкция современных генераторов с газотурбинным приводом является достаточно напряженной, и механические воздействия на элементы агрегата при аварийных воздействиях приближаются к предельным.С этой точки зрения представляет интерес вопрос о методике расчета предельно-допустимого скручивающего момента, воздействующего на узел соединения приводного двигателя с генератором, при внезапных коротких замыканиях в электрической сети. Традиционно в качестве расчетной величины момента, воздействующего на данное сечение вала принимают величину электромагнитного момента генератора, воздействующего на агрегат при трехфазном коротком замыкании на выводах генератора из режима холостого хода. Однако выполненными исследованиями удалось показать, что заметно большие по величине скручивающие моменты могут возникать в ходе качаний генератора после отключения короткого замыкания. С этой точки зрения наиболее опасным вариантом является параллельная работа с мощной энергосистемой или узлами мощной синхронной нагрузки, характерной для нефтегазодобывающих комплексов. На величины скручивающих моментов оказывают влияние величина индуктивного сопротивления, связывающего генератор с энергосистемой и доаварийный режим работы электростанции. Достаточно неблагоприятные условия создаются при параллельной работе разнотипных генераторов, заметно различающихся по

мощности. В практике эксплуатации имели место разрушения участков валопровода, передающих вращающий момент от редуктора к генератору.

Рассмотренные в дисертации вопросы применения автономных электростанций имеют большую актуальность для энергосистемы Ирака, которая переживает период медленного восстановления полностью разрушенной в результате войн и оккупации системы централизованного электроснабжения.

Цель и задачи работы. В работе решались две основные проблемы: ¡.Исследование переходных процессов системы автономного

электроснабжения, основанной на использовании тихоходных дизель-генераторов большой мощности для определения настроек системы регулирования возбуждения, необходимых для обеспечения показателей качества электрической энергии в условиях вынужденных колебаний. 2.Исследование переходных процессов системы автономного электроснабжения, основанной на применении газотурбинного привода, для разработки комплекса мероприятий, обеспечивающих снижение до безопасных величин скручивающих моментов, возникающих в аварийных ситуациях.

Задачи диссертации можно сформулировать следующим образом:

1. Разработка математической модели многоагрегатной дизель-генераторной электростанции для анализа колебательных процессов системы автономного электроснабжения в различных условиях работы.

2. Определение особенностей колебательных процессов в условиях различных режимов работы генераторов с дизельным приводом.

3. Анализ влияния систем автоматического регулирования возбуждения на качество переходных процессов при стационарных возмущениях для определения требований к оборудованию и уточнения настроечных параметров системы регулирования возбуждения.

4. Разработка математической модели валопровода автономной электростанции с газотурбинным приводом для исследования крутильных колебаний и определения условий возникновения опасных скручивающих моментов.

5. Разработка комплекса мероприятий по снижению скручивающих моментов, воздействующих на участок вала между генератором и редуктором приводного двигателя при коротких замыканиях и аварийных процессах в электрической сети.

Научная новизна диссертации определяется следующими положениями:

- разработана математическая модель многоагрегатной атономной электростанции с дизельным приводом для анализа колебательных процессов системы автономного электроснабжения и оценки показателей качества электрической энергии. На основании выполненных исследований даны рекомендации по выбору настройки канала регулирования автоматических регуляторов возбуждения, обеспечивающих удовлетворение требований

качества электрической энергии и ограничений на характеристики колебательных режимов;

разработана математическая модель системы автономного электроснабжения, содержащей многоагрегатную электростанции с газотурбинным приводом, узлы синхронной и асинхронной нагрузки, для анализа электромеханических переходных процессов системы, опасных для механической прочности агрегатов;

- разработан комплекс мероприятий, обеспечивающих снижение опасных скручивающих моментов в системе газотурбинного привода генераторов.

Практическая ценность и реализация результатов работы.

Полученные в диссертации научные положения, выводы и рекомендации, а так же разработанное программное обеспечение могут быть использованы в проектных, научно-исследовательских и эксплуатационных организациях при определении требований к системе возбуждения, допустимости тех или иных эксплуатационных режимов и разработке мероприятий и рекомендаций по повышению уровня устойчивости и качества напряжения в автономных системах электроснабжения.

В практике эксплуатации имели место случаи разрушения муфты, соединяющей выходной вал редуктора газовой турбины и вал генератора. Предположительно это происходило из-за нескольких последовательных аварийных возмущений, воздействовавших на агрегат (короткое замыкание, включение на мощный узел синхронной нагрузки с большой разностью фазовых углов после отключения КЗ). Разработанные в диссертации математические модели и комплекс мероприятий по снижению опасных скручивающих моментов позволяют повысить покзатели эксплуатационной надежности автономных газотурбинных электростанций.

Методические и программные разработки использовались в научно-исследовательских работах кафедры «Электрические системы и сети» СПбГПУ и выполняемых по договорам с рядом организаций.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались на научных семинарах кафедры «Электрические системы и сети». По теме диссертации опубликовано 3 печатные работы.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения, списка литературы. Диссертация содержит 149 страницы машинописного текста, 55 рисунков, 16 таблиц, список литературы из 102 наименований.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении дается общая характеристика и анализ современного состояния систем автономного энергоснабжения. Обоснованна актуальность выбранной темы исследования.

В первой главе дан обзор направлении развития автономной энергетики, приведены материалы, иллюстрирующие перспективы развития дизельных, газотурбинных и газопоршневых электростанциях, рассматривается ряд научно-технических и методологических проблем систем автономного энергоснабжения на основе многоагрегатной системы с газотурбинным и дизельным приводом. Рассматриваются вопросы подавления колебаний мощности и напряжения синхронных генераторов с дизельным приводом и расчета опасных скручивающих моментов синхронных генераторов систем автономного электроснабжения

Источники электрической энергии малой энергетики расположены главным образом на территориях, не охваченных сетями единой энергетической системы (ЕЭС) России. Во многих регионах России отсутствует централизованное электроснабжение от единой энергосистемы. В таких регионах получили широкое развитие системы автономного электроснабжения, способные, при отсутствии связи с внешней энергосистемой, длительно обеспечивать электроснабжение и теплоснабжение объектов различного назначения.

Развитие малой энергетики для Ирака тоже считается актуальным, так как большинство иракских электростанции было повреждено или полностью разрушено в течение войны 1991. Большинство электростанций работает значительно ниже их номинальной мощности. В Ираке строительство объектов малой энергетики признано одним из перспективных направлений развития энергетики и объявлено государственной программой.

Во второй главе рассматриваются математические модели элементов автономной системы электроснабжения. Разработана математическая модель синхронного генератора с дизельным приводом для определения колебаний электромагнитного момента при возмущениях со стороны первичного двигателя и математическая модель синхронного генератора с газотурбинным агрегатом с целью расчета и снижения опасных величин скручивающих моментов, воздействующих на валопровод при коротких замыканиях.

Исследования математической модели многоагрегатной дизель-генераторной станции проводились с двумя видами регулятора частоты вращения - с широко распространенным на зарубежных дизельных электростанциях регулятором фирмы «Вудвард» и регулятором частоты вращения изодромного типа.

Математическая модель системы возбуждения генератора базируется на моделях диодной бесщеточной системы возбуждения и унифицированного регулятора возбуждения сильного действия (АРВ-СД) с возможностью подключения некоторых дополнительных сигналов регулирования.

Решение задачи математического моделирования генератора с газотурбинным приводом связано с определенными трудностями. При исследовании крутильных колебаний обязателен учет быстропереходных процессов статорных цепей элементов энергосистемы (генераторов,

синхронных и асинхронных электродвигателей, линий электропередачи), поскольку одним из основных факторов, вызывающих высокочастотные колебания вала, является знакопеременная составляющая электромагнитного момента.

Математическое моделирование высокочастотных электромеханических процессов, связанных с крутильными колебаниями валопровода агрегата (газовая турбина, редуктор, генератор), выполнялось на основе записи дифференциальных уравний движения сосредоточенных масс, соединенных упругими безинерцконными связями. Использование данной модели позволяет с достаточной точностью изучать крутильные колебания агрегатов, исследовать влияние на них переходных процессов, протекающих в электроэнергетической системе. Крутильные колебания валопровода, схематически представленного на рис.1, описываются следующей системой дифференциальных уравнений:

рис.1. Расчетная схема валопровода турбогенератора символом показана муфта со срезывающимися штифтами

1 *dsll

L J д dt

1 * dsr ■

dt

1

<ос dt

1 А.

°>г dt

= С, ■„ ( 8,. - 8Д) + H(sr-Sjl) + MT+asM\ (1)

=-Cm(8r-S„)-H{sr-sa)-M,\ (2)

= (3)

(4)

где öj -угол закручивания соответствующей массы (Д - турбина с редуктором, Г - генератор), рад;

сос- синхронная частота вращения, рад/с;

5, - скольжение, o.e.;

Мт - момент приводного агрегата, o.e.;

Ме -электромагнитный момент, o.e.;

Tj -механическая инерционная постоянная, с;

С -жесткость участка, о.е./рад;

Н - коэффициент демпфирования крутильных колебаний, обусловленный внутренним трением в материале, o.e.;

а - коэффициент демпфирования крутильных колебаний, обусловленный отклонением скорости лопаточного аппарата турбины относительно продуктов сгорания.

Отработка приемов математического моделирования и предварительное исследование переходных процессов при конечных возмущениях электроэнергетической системы, содержащей генератор с газотурбинным приводом выполнено в простейшей схеме ЭЭС «генератор-линия-шины мощной энергосистемы», результаты которой принимались в качестве эталонных, и лишь затем расчеты были произведены в условиях автономной энергосистемы.

На рис. 2 приведена зависимость, иллюстрирующая изменение максимальной величины скручивающего момента в сечении вала между генератором и редуктором в зависимости от величины механической инерционной постоянной приводной системы (газовая турбина - редуктор).

Эта зависимость показывает, что увеличение инерции вращающихся масс приводного двигателя по отношению к ротору генератора приводит к увеличению скручивающих моментов, воздействующих на сечение вала при одной и той же амплитуде возмущающего момента (вызванного коротким замыканием на зажимах генератора). Для системы с газотурбинным приводом характерно соотношение инерционных постоянных Тщ/Тц- в диапазоне 3-4,5.

Рис. 2. Зависимость скручивающего момента в сечении вала между генератором и турбиной в функции отношения инерционных постоянных (Tjr = const).

Расчет корней характеристического полинома, соответствующего исходной системе дифференциальных уравнений показывает, что среди собственных значений есть две комплексно-сопряженные пары: -2.3489 + 14.30И и -0.37085 + 126.87i, характеризующие взаимное движение ротора генератора относительно приемной системы и крутильные колебания ротора генератора относительно редуктора газовой турбины.

Рис. 3. Скольжения вращающихся масс ротора генератора (-) и турбины (-----)

при переходном процессе, вызванном двухфазным коротким замыканием на шинах станции.

Рис.4. Кривые переходных процессов, связанные с крутильными колебаниями валопровода агрегата (двух- (-) и трехфазное (-----) КЗ длительностью 0,18 сек.)

скручивающий момент между ротором генератора нтурбиной; на врезке - те же переменные на интервале 0,2 с.

Колебания электромагнитного момента генератора, вызванные короткими замыканиями (знакопеременные моменты характеризуются частотами 50 и 100 Гц), обусловливают появление скручивающих моментов, воздействующих на валопровод агрегата (в данном случае - участок вала между генератором и редуктором, то есть на муфту со срезными штифтами). Расчеты переходных процессов подтверждают полученный результат, поскольку во всех представленных кривых присутствуют указанные составляющие движения. Необходимо указать, что рассчитанные величины скручивающих моментов превосходят моменты среза штифтов защитных муфт, что подтверждает потенциальную возможность нарушения механической прочности вала и аварийной остановки агрегатов после короткого замыкания в сети.

Двухчастотные колебания скольжений ротора генератора и турбины (рис.3) при коротких замыканиях на шинах станции длительностью 0,18 сек. происходят в фазе на низкочастотной составляющей движения (2,28 Гц) и в противофазе на высокочастотной составляющей (20,2 Гц), что проявляется в появлении скручивающих моментов (рис.4) между различными массами.

Ударное значение электромагнитного момента при двухфазном КЗ превосходит аналогичный показатель при трехфазном замыкании в 5,823/4.594 = 1,27 раза, и в то же время максимальное значение скручивающего момента (рис.4, врезка) после отключения короткого замыкания при трехфазном КЗ превышает аналогичный показатель при двухфазном в 4,587/2,779 = 1,65 раза.

В третьей главе рассмотрены способы снижения колебаний электромагнитной мощности и сохранения приемлемого качества напряжения в условиях параллельной работы генераторов электрической станции с дизельным приводом с мощной системой, а также в условиях автономной работы электростанции с различным числом агрегатов.

На основе анализа влияния различных коэффициентов регулирования рассмотрена возможность применения регулирования возбуждения для уменьшения амплитуды колебаний мощности при параллельной работе с мощной энергосистемой в условиях стационарного возмущения вращающего момента дизеля, обусловленного его спецификой. Установлено, что использование в законе регулирования возбуждения сигнала по производной тока статора позволяет снизить амплитуды колебания электромагнитного момента.

Расчет корней характеристического уравнения, выполненный для указанных условий, дал следующие результаты:

Таблица 1.

Корни характеристического уравнения при Кои =-50:

-164,96 -17,94±16,321 -1,00

-38,46 -14,29 -0,10

-33,33 -10,00

-25,64 -4,65

-20,00 -3,33

-18,83 -I.31i9.69i

Применение в законе регулирования возбуждения дополнительного сигнала, пропорционального производной тока статора (Табл. 2) приводит к

Таблица 2.

Корни характеристического уравнения при использовании коэффициента регулирования

по производной тока статора( КЫ=-3)

-157,83 -17,94±16,321 -1,33±9,731

-38,46 -14,29 -1,00

-33,33 -12,58 -0,10

-30,39±7,471 -10,00

-25,64 -3,33

-20,00 -3,08

появлению корня с высоким показателем затухания (-30,39 1/с) и частотой, близкой к частоте электромеханических колебаний ротора. Это снижает амплитуды колебаний электромагнитной мощности, что иллюстрируется рис.5, однако при этом возрастает интенсивность работы системы возбуждения и амплитуда колебаний напряжения генератора (рис.6).

ы,

0 13 0 12 0 11 0 1 009

0.07 006

1 15 2 2 5 3 3 5 4 4 5 5

К|в1

Рис. 5. Зависимость амплитуды колебаний электромагнитного момента Ме генератора от коэффициента регулирования по производной тока статора 1 (-1,-2,-3,-4,-5), при КОи

= -50, ХЬ=0.2

Уг

55

5 5

«5

35

1 15 2 25 3 35 4 45 5

Kjsl

Рис.6. Зависимость амплитуды колебаний напряжения Ulme начале линии от коэффициента регулирования по производной тока статора Kisl (-1,-2,-3,-4,-5), при КОи

= -50, XL=0.2

Таким образом, для условий параллельной работы генератора с мощной системой может быть определено компромиссное значение коэффициента регулирования по производной тока статора (порядка Kisl = - 4), обеспечивающее снижение колебаний электромагнитной мощности генератора и приемлемое качество напряжения.

Условия работы одиночного синхронного генератора на автономную нагрузку являются достаточно благоприятными. Так, возмущение момента первичного двигателя с амплитудой 6% не приводит к каким-либо опасным последствиям с точки зрения колебаний электромагнитной мощности и

innfc

i i

х 10

напряжения на статоре. Полученные результаты подтверждаются и расчетами корней характеристического уравнения, приведенными в табл.3. При использовании канала регулирования по производной тока статора появляется пара комплексно-сопряженных корней, имеющих значительную отрицательную вещественную часть и мнимую часть, близкую по величине к частоте собственных колебаний ротора генератора.

Таблица 3

Корпи характеристического уравнения при использовании коэффициента регулирования по

производной тока статора. (К„^=-3)

-158,54 -20,00 -3,76 ± 6,941

-38,21 -17,94 ± 16,321 -3,33

-33,33 -11,22 -0,10

-31,53±6,641 -10,00

-25,64 -5,57

Таким образом, можно сделать вывод о том, что при автономной работе одиночного генератора на нагрузку колебания мощности подавляются применением канала регулирования по производной тока статора, а колебания напряжения не носят опасного характера.

Более сложные условия возникают в автономной энергосистеме, содержащей в общем случае несколько разнотипных синхронных машин при заданной амплитуде и частоте периодического возмущения со стороны первичного двигателя одного из генераторов. Принималось, что соотношение мощностей исследуемого и параллельно работающих с ним генераторов составляет 1:2.

Следующий ряд зависимостей более подробно иллюстрирует поведение

генераторов системы при использовании каналов регулирования по

производной статорного тока (рис. 7,8) м.

Рис.7. Зависимость амплитуды колебаний электромагнитного момента( Ме) генератора при регулирования по производной тока статора Юв! (-1,-2,-3,-4,-5),

Рис.8..Зависимость амплитуды колебаний напряжения (Ulm) начале линии при регулирования по производной тока статора Kisl (-1,-2,-3,-4,-5)

Полученные результаты иллюстрируются также и расчетами корней характеристического уравнения. Так, в табл.4 приведены значения корней, рассчитанные с учетом сигнала по производной статорного тока.

Таблица 4.

Корни характеристического уравнения при использовании коэффициента

-165,23 -20,00 -3,33

-38,15 -17,94 ± 16,32i -2,83 ± 8,90i

-33,33 -11,21 -0,10

-25,91 -10,00

-25,64 -4,60

Таким образом и в случае параллельной работы с генераторами близкой мощности удается обеспечить подавление колебаний электромагнитного момента и не допустить заметных колебаний напряжения (в данном случае при КЫ =-3).

Следует отметить, что чем больше будет мощность остальных параллельно работающих генераторов, тем больше данный случай будет приближаться к варианту работы генератора параллельно с системой большой мощности.

В четвертой главе проводится анализ причин разрушения муфт между генератором и редуктором, которые имели мести на агрегатах автономной электростанции с газотурбинным приводом в результате коротких замыканий и последующих переходных процессов. На основании серии расчетов разработаны и обоснованы мероприятия, предотвращающие появление опасных величин скручивающих моментов при аварийных возмущениях.

На второй главе была проанализирована простейшая схема ЭЭС «генератор-линия-шины мощной энергосистемы», результаты которой были

использованы при исследовании переходных процессовх автономной системы (рис. 9).

Г1

Г1 (5,4 МВт)(^)-Г2

Г2(7,8 МВт)

Т1

-оси

Т2

<юн

БЛ1 _

Ц

© АД СД

Рис. 9. Упрощенная модель энергосистемы

Система электроснабжения содержит два разнотипных синхронных генератора с газотурбинным приводом (генератор Г1, мощностью 5,4 МВт и генератор Г2 мощностью 7,8 МВт).

Для расчетной схемы рис.9, принимались следующие параметры эквивалентных синхронного и асинхронного двигателей:

Таблица 5.

Параметры эквивалентного синхронного двигателя в собственных

относительных единицах._

Хс!' о е- 1,128 X,, о.е. 0,09

Хч,о.е. 0,731 /у, о.е. 0,000623

Х^о.е. 0,29 ГгЦ, о.е. 0,00446

Х^о.е. 0,17 V о.е. 0,00305

х"ч,о.е. 0,16 7}, сек. 7

Га, о.е. 0,05 />сд, о.е. 0,2

Таблица. 6.

Параметры эквивалентного асинхронного двигателя в собственных относительных единицах_

кзаг, о.е. 0,3 Га, о.е. 0,073

, о.е. 0,05 Хзгс1 нам' °-е- 0,447

Х<1>о е- 13,063 Х$гс1 пуск' 0,237

Ъм, о.е. 0,6 ном > °-е- 0,05

х* >о е- 0,293 ГМ пуск' °-е- 0,11

Г,, сек. 0,189 Рад, О.е. 0,3

Расчет показателей статической устойчивости двухгенераторной модели ЭЭС представлен в таблице 7.

Таблица 7.

Показатели устойчивости двухгенераториой модели ЭЭС

Ближайшие к границе устойчивости

корни характеристического полинома

-7.05 + 1.951 -1.25

-6.62 -1.10+1.791

-4.73 + 18.971 -1

-3.09 -0.801 + 130.971

-2.94 -0.66

-2.44 -0.47

-2.31 -0.342 +12.8751

-2.16+20.791 -0.0692 +121.591

Рассмотрены следующие мероприятия по снижению скручивающих моментов:

1 .Установка разделительных трансформаторов.

Установка разделительных трансформаторов 6/6 кВ уменьшает аварийные величины скручивающего момента между роторами генераторов Г1 и Г2 и турбинами в 2.201/1.487 = 1.48 и 2.296/1.455 = 1.58 раз, соответственно. Снижению подвергаются также и послеаварийные величины, которые в данном опыте будут меньше указанных.

1

4 К \ ............

у \ ч

1,41-1-1-1-1-1-1-1-

0 0.02 0 04 000 0.08 0.! 0.12 0.14 «г»

Рис. Ю.Зависимость скручивающих моментов между ротором генератора Г1 (сплошная линия) и Г2 (пунктир) и турбиной в аварийном режиме от величины индуктивного сопротивления разделительного трансформатора 6/6 кВ.

2. Снижение скручивающих моментов с помощью последовательного электрического торможения при предельном времени отключения КЗ.

Установка устройства последовательного электрического торможения уменьшает послеаварийную величину скручивающего момента между ротором генераторов Г1 и Г2 и турбиной в 2.063/1.541= 1.34 и 2.735/1.96 = 1.40 раз, соответственно.

Рис. 11. Зависимость скручивающих моментов между ротором генератора Г1 (сплошная) и Г2 (пунктир) и турбиной в послеаварийном режгше от момента включения устройств электрического торможения Совместное применение различных мероприятий по подавлению крутильных колебаний валопровода при предельном времени отключения двухфазного короткого замыкания иллюстртитруется Табл. 8.

Таблица 8.

Таблица 4.5.Сравнение эффективности различных

' Генераторы Мероприятие Скручивающий момент генератора Г1 o.e. Скручивающий момент Г2, o.e. Примечания

аварийны й послеавар ийный аварийн ый послеава рийный

Г1+Г2 в отсутствие противоаварийных мероприятий (Ру = 0,55 o.e.) 2,201 2,063 2,296 2,735 увеличение ударного момента по отношению к установившемуся режиму в 2,201/0,85 = 2,6 и 2,753/0,85 = 3,2 раза, соответственно

в отсутствие противоаварийных мероприятий (режим сниженной нагрузки Ру = 0,45 o.e.) 2,08 1,909 2,19 2,608 увеличение ударного момента по отношению к установившемуся режиму в 2,08/0,85 = 2,4 и 2,608/0,85 =3,1 раза, соответственно

1)установка разделительного трансформатора(при ü/кз= 0,063 сек. и Хт= 0,16 o.e., Рг = 0,55 o.e.) 1,487 - 1,455 - снижение на 33% и 30% в аварийном режиме, соответственно

2) применение последовательного электрического торможения (при предельном : 1 /кэ = 0,08 сек., Рг = 0,55 o.e.) - 1,541 - 1,96 снижение на 26% и 29% только в послеаварийном режиме, соответственно

3)установка разделительного трансформатора (хт = 0,09 o.e.) и применение последовательного электрического торможения (Rт = 0,15 э.е., /эт = 0,01 сек., 11Гэг = 0,15 сек.) при предельной длительности КЗ П(Кз = 0,08 сек., Р,- = 0,55 o.e. 1,727 1,329 1,736 1,575 снижение на 22% и 25% в аварийном, а также на 36% и 43% в послеаварийном эежимах, соответственно

4) установка разделительного трансформатора(при 1 J(K3 = 0,08 сек. и *7= 0,16 o.e., 1>еж1ш сниженной нагрузки Ру = 0,45 o.e.) 1,369 1,519 1,351 1,797 снижение на 34% и 38% в аварийном, а также 26% и 31% в послеаварийном режимах, соответственно

Заключение

Основные научные и практические результаты, полученные в работе заключается в следующем.

1. На языке Modélica реализована математическая модель дизель -генератора и системы его регулирования, позволяющая воспроизвести требуемые режимы системы автономного электроснабжения.

2. Выполнено математическое описание элементов автономной энергосистемы, в том числе, разработаны математические модели регулятора частоты вращения изодромного типа и регулятора частоты вращения фирмы «Вудвард».

3. Рассмотрены условия демпфирования колебаний, вызванных неравномерностью вращающего момента первичного двигателя (дизеля) в условиях ЭЭС различной структуры. Определены особенности колебательных процессов при параллельной работе с системой бесконечной

мощности и при работе многоагрегатных систем автономного электроснабжения.

4. Установлена высокая эффективность использования канала регулирования возбуждения по производной тока статора. Показано, что подавление колебаний электромагнитной мощности генератора за счет регулирования возбуждения приводят к увеличению колебаний напряжения на шинах приемной станции. Даны рекомендации по выбору настройки канала регулирования по производной тока статора, обеспечивающих удовлетворение всех ограничений.

5. Выполнено исследование переходных процессов автономной системы электроснабжения, оснащенной генераторами с газотурбинным приводом. Поскольку в практике эксплуатации имели место случаи разрушения муфт между редуктором газовой турбины и генератором (одновременно на обоих агрегатах), то рассмотрены процессы при изолированной работе каждого из генераторов на нагрузку и при их параллельной работе. Именно этот последний случай является наиболее тяжелым с точки зрения величин скручивающих моментов, воздействующих на валопроводы в аварийных и послеаварийных режимах.

6. Показано, что наиболее эффективным мероприятием, снижающим скручивающие моменты, является установка разделительного трансформатора 6/6 кВ. Реализация указанного мероприятия уменьшает аварийные и послеаварийные величины скручивающего момента между ротором генератора и турбиной в 1.375/0.9128 = 1.5064 и 1.65/1.342 = 1.2295 раз, соответственно, при одиночной работе генератора Г1 (5,4 МВт) и в 1.828/0.956 = 1.9121 и 2.092/1.457 = 1.4358 раз, соответственно, при одиночной работе генератора Г2 (7,8 МВт).

6. Установка устройства последовательного электрического торможения практически не влияя на величину скручивающего момента в аварийном режиме уменьшает послеаварийную величину скручивающего момента между ротором генератора и турбиной для генератора Г1 в 1.65/1.389 = 1.19 раз; а для Г2 в 2.092/1.438 = 1.455 раз;

7. Показано, что отключение части синхронной нагрузки практически не влияет на величину скручивающего момента в аварийном режиме, но уменьшает послеаварийную величину скручивающего момента между ротором генератора и турбиной для Г1 в 1.65/1.454 = 1.135 раз; для Г2 в 2.092/1.923 = 1.088 раз;

8. При совместном применениям различных мероприятий по подавлению крутильных колебаний валопровода показано, что при параллельной работе генераторов эффективность демпфирования аварийной величины скручивающего момента между ротором генератора и турбиной определяется, главным образом, установкой разделительных трансформаторов 6/6 кВ и при хт= 0,12 снижение составляет для Г1 порядка 33%; а для Г2 снижение составляет порядка 30%,.

9. Максимальная эффективность снижения величины скручивающего момента достигается за счет совместного применения разделительного

трансформатора, последовательного электрического торможения и отключения 15% синхронной нагрузки, для Г1 снижение составляет около 35%; а для Г2 снижение составляет около 38%.

10. Несмотря на значительно большие исходные величины скручивающего момента для генератора Г2, за счет применения рассмотренных противоаварийных мероприятий конечные значения момента практически идентичны полученным для генератора Г1.

Основное содержание диссертации отражено в следующих публикациях:

1. Талеб, Д. Г.Снижение скручивающих моментов газотурбинных агрегатов автономной системы электроснабжения // Науч.-техн. вед. СПбГТУ. - 2008. -№4.-С. 180- 182.

2. Талеб, Д. Г. Подавление колебание мощности и напряжения синхронных генераторов с дизельным приводом // Материалы XII Всероссийской конференции по проблемам науки и высшей школы (Фундаментальные исследования и инновации в технических университетах) 14 мая 2008г. -СПб. : изд-во СПбГПУ, 2008. - С. 185.

3. Талеб, Д. Г. Расчет опасных скручивающих моментов синхронных генераторов систем автономного электроснабжения // Материалы XII Всероссийской конференции по проблемам науки и высшей школы (Фундаментальные исследования и инновации в технических университетах) 14 мая 2008г. - СПб. : изд-во СПбГПУ, 2008. - С. 186.

4. Талеб, Д. Г. Оценка величин и мероприятий по подавлению скручивающих моментов газотурбинных агрегатов автономной системы электроснабжения // Материалы ХШ Всероссийской конференции по проблемам науки и высшей школы (Фундаментальные исследования и инновации в технических университетах) 18 мая 2009г. - СПб. : изд-во СПбГПУ, 2009. - С. 241.

5. Талеб, Д. Г. Роль автономной энергетики в решении проблем энергетического обеспечения потребителей Ирака // Материалы ХШ Всероссийской конференции по проблемам науки и высшей школы (Фундаментальные исследования и инновации в технических университетах) 18 мая 2009г. - СПб. : изд-во СПбГПУ, 2009. - С. 242.

Лицензия ЛР № 020593 от 07.08.97

Подписано в печать 25.05.2009. Формат 60x84/16. Печать цифровая. Усл. печ. л. 1,0. Уч.-изд. л. 1,0. Тираж 100. Заказ 4487Ь.

Отпечатано с готового оригинал-макета, предоставленного автором, в Цифровом типографском центре Издательства Политехнического университета. 195251, Санкт-Петербург, Политехническая ул., 29. Тел.: (812)550-40-14 Тел./факс: (812) 297-57-76

Введение.:.

ГЛАВА 1.

Обзор направлений развития автономной энергетики.

1.1.История и перспективы развития дизельных, газотурбинных и газопоршневыхЬлектростанции.

1.1.1. Зоны децентрализованного энергоснабжения.

1.1.2. Дизельные электростанции.

1.1.3. Дизельные электротепловые станции.

1.1.4. Газодизельные и газопоршневые электростанции.

1.1.5. Секционирование генерирующих мощностей на газовом топливе.

1.2. Газотурбинные установки.

1.2.1. Достоинства и особенности применения ГТУ в малой энергетике.

1.2.2. Принцип работы ГТУ в малой энергетике.

1.3. Проблемы эксплуатации многоагрегатных дизель-генераторных электростанций.:.

1.4. Разработка мероприятий по снижению скручивающих моментов газотурбинных агрегатов автономной системы электроснабжения.

1.5. Задачи диссертации.

ГЛАВА 2.

Математическое моделирование элементов автономной Энергосистемы.

2.1. Синхронный генератор.

2.2.Моделирование переходных процессов асинхронных двигателей.

2.3. Моделирование систем возбуждения

2.4. Математическое описание автоматического регулятора возбуждения сильного действия (АРВ-СД).

2.5. Математическое моделирование дизеля и его регулятора частоты вращения.

2.6. Математическое моделирование: крутильных; колебаний; валопровода агрегатовю'газотурбиннымшриводом:.

2.7 Определение требований к моделированию переходных; процессов с учетом крутильных колебаний-.582:7.1. Схема-энергосистемы и расчетные условия. 58;?

217.2Переходные процессы при коротких замыканиях.

2.7.3. Исследование ■ мероприятий: по снижению скручивающих моментов^ воздействующих на элементы валопровода агрегата.

217.3 Л . Применение электрического торможешш различной интенсивности.64;

2.7.3.2. Использование дополнительного разделительного трансформатора.

2. 8Шыводы шо главе 21.12'

ГЛАВА 3.

Подавление колебаний: мощности и напряжения генераторов с: дизельным приводом;.73;

3; V. Исследование переходных процессов пршработе генераторашараллельно с системошбольшошмощности,.74"

3:2. Работа одиночного генератора на автономную нагрузку.

33. Работа генератора- с дизельным приводом в составе многоагрегатной автономной электростанции.

3.4. Выводы по главе 3.

ГЛАВА 4.

Разработка мероприятий по снижению опасных скручивающих моментов генераторов автономных электростанции с газотурбинным приводом.

4.1. Оценка?, величин скручивающих^ моментов и мероприятий? по их подавлению в автономной ЭЭС с генератором.мощностъю5;4-МВт:.

4.1.1. Особенности протекания переходных процессов- в системе электроснабжения: с синхронной нагрузкой.91;

4.1.2. Опыт установки разделительного трансформатора в автономной ЭЭС.

4.1.3. Последовательное электрическое торможение генератора.

4.1.4. Опыт отключения части синхронной нагрузки.

4.1.5. Совместное применение различных мероприятий по подавлению крутильных колебаний валопровода.

4.2. Оценка величин скручивающих моментов и мероприятий по их подавлению в автономной ЭЭС с генератором Г2(7,8МВт).

4.3. Оценка величин скручивающих моментов и мероприятий по их подавлению в автономной ЭЭС с генераторами Г1 (5,4МВт) и Г2(7,8МВт)

4.3.1. Особенности протекания переходных процессов.

4.3.2. Опыт установки разделительного трансформатора в автономной ЭЭС.

4.3.3. Подавление скручивающих моментов с помощью последовательного электрического торможения при предельном времени отключения КЗ.

4.3.4. Совместное применение различных мероприятий по подавлению крутильных колебаний валопровода при предельном времени отключения двухфазного короткого замыкания.

4.4. Выводы по главе 4.

В России экономический подъем последних лет обусловил рост потребления электрической энергии. В 2004г. выработка электроэнергии отечественными производителями по сравнению с предыдущим годом увеличилась на 1,6%, превысив 1000 млрд. кВтч. Одновременно производство тепловой энергии сократилось на 1,3% до 1402 млн. Гкал, что объясняется мягкими погодными условиями. На долю холдинга РАО "ЕЭС России" в 2004г. приходилось 70% предложения электроэнергии, на долю Росэнергоатома 15,4%. Суммарный удельный вес независимых производителей был примерно равен выработке АЭС[69].

В проекте "Энергетической стратегии России на период до 2020 года", разработанном Министерством топлива и энергетики РФ, определено, что развитие мощностей на работающих и вновь вводимых электростанциях должно осуществляться благодаря использованию новых технологий. Переход от паротурбинных к парогазовым и газотурбинным электростанциям обеспечит постепенное повышение КПД установок. За счет высокого КПД газотурбинная установка позволяет использовать энергию топлива с высокой эффективностью [12,80].

В электроэнергетике к малым электростанциям принято относить электростанции мощностью до 100-150 МВт с агрегатами единичной мощностью до 20-25 МВт [55]. Обычно такие электростанции разделяют на три подкласса потребления.

• микроэлектростанции мощностью до 100 кВт;

• миниэлектростанции мощностью от 100 кВт до 1 МВт;

• малые электростанции мощностью более 1 МВт.

По статистике РАО "ЕЭС России", потери при передаче электроэнергии равны 12% от объема производства [68], а потери при передаче тепла по существующим теплотрассам достигают 70%. Таким образом, избегая передачи электроэнергии на дальние расстояния (а тепло может производиться рядом с потребителем), можно не только сократить потери, но и снизить риск зависимости от магистральных сетей. Поэтому малая энергетика характеризуется не столько уровнем мощности и степенью износа оборудования, сколько близостью к потребителям. Произошла техническая революция: малые и большие газовые турбины сегодня могут работать с одинаковым КПД. По статистике потери большой генерации при передаче и трансформации энергии составляют до 10% на 1000 км, тогда как при передаче газа - 1%. Следовательно, когенерирующие (производящие одновременно и электричество, и горячую воду) газовые установки эффективнее строить в непосредственной близости от потребителей: в таком случае КПД использования газа будет на 30-40% выше. Но это сложный и дорогой рынок, требующий серьезных инвестиций в инжиниринг [69].

Несмотря на относительно скромную долю малой энергетики в энергобалансе страны ее значение огромно. В 2004г. 4,8% электроэнергии произведено на малых станциях, еще 11,5% - на собственных станциях крупных потребителей и около 61% - на больших ТЭС. По разным оценкам, от 50 до 70% территории России не охвачено централизованным электроснабжением и до 80% - централизованным теплоснабжением. По данным Российской академии наук, суммарная мощность малых электростанций на сегодняшний день равна 17 ГВт. Около 26% от общего производства тепла в РФ вырабатывается в малых котельных и на индивидуальных отопительных установках, моральный и физический износ которых составляет порядка 80%. Если начать сейчас строить малые ТЭЦ на замещение выбывающих генерирующих ресурсов, то к 2010 г. размер рынка малой энергетики может достичь 115-130 млн. кВт установленной мощности.

На модернизацию существующей инфраструктуры потребуется от 120 до 600 млрд. долл. (при цене 600 долл. за установленный кВт), т. е. в среднем 8 млрд. ежегодно [49].

Малая электроэнергетика России сегодня - это примерно 49000 электростанций (98,6% от их общего числа) общей мощностью 17 млн. кВт

8% от всей установленной мощности электростанций России), работающих как в энергосистемах, так и автономно [51]. Общая годовая выработка электроэнергии на этих электростанциях достигает 5% от выработки всех электростанций страны. Средняя мощность малых электростанций составляет примерно 340 кВт.

В настоящее время, повышенное внимание уделяется развитию систем автономного электроснабжения, которые не только дополняют стационарные электрические станции, но и во многих случаях обеспечивает решение важных технических проблем электроснабжения в труднодоступных районах. Автономная энергетика позволяет потребителю не зависеть от централизованного энергоснабжения и его состояния, использовать оптимальные для данных условий источники производства энергии. Закономерно, что такие технологии находят себе место и в промышленно развитых, и в развивающихся районах с различным климатом.

Вместе с тем во многих регионах России (до 40% территории страны) отсутствует централизованное электроснабжение от единой энергосистемы. В таких регионах получили широкое развитие системы автономного электроснабжения (САЭ) на базе дизельных, газопоршневых и газотурбинных электростанций, способные, при отсутствии связи с внешней энергосистемой, длительно обеспечивать электроснабжение- и теплоснабжение объектов различного назначения.

К таким объектам относятся поселки нефтяников и газовиков, строителей, моряков и пограничников, буровые по добыче нефти и газа, промышленные объекты перекачки и переработки нефти и газа, стартовые комплексы космической отрасли, а также многие другие объекты в различных отраслях промышленности и сельского хозяйства. Кроме того, у нефтегазодобывающих компаний имеется возможность использования доступного природного газа с низкой себестоимостью в качестве топлива для электростанции [4].

Однако современный этап развития автономной энергетики требует перехода к созданию быстровозводимых блочно-модульных электростанций на базе модулей контейнерного исполнения и стационарных зданий в легко возводимых строительных конструкциях общей мощностью от 3 до 50 МВт в формате «под ключ».

В настоящее время усиливается направление создания стационарных и блочно-модульных электростанций контейнерного исполнения с комбинированной выработкой электрической и тепловой энергии (коогенерационные электростанции или мини-тэц). Поэтому в состав электростанций вводятся источники тепловой энергии (газо-водяные и водо-водяные утилизаторы) и системы утилизации тепла на их основе, позволяющие довести коэффициент полезного действия автономных энергоисточников до 75-85%.

Среди наиболее существенных причин, побуждающих потребителей принять решение о строительстве собственных автономных источников энергии (АИЭ), можно выделить следующие:

1. Себестоимость электроэнергии от собственных АИЭ (особенно работающих на природном или попутном нефтяном газе) значительно ниже стоимости покупаемой у энергосистемы электроэнергии.

2. Стоимость строительства таких электростанций для многих предприятий соизмерима со стоимостью ущерба от перерыва в электроснабжении длительностью более 2 часов, а для некоторых (например, космическая отрасль) - со стоимостью ущерба от перерыва в электроснабжении длительностью 15-30 минут.

3. Надежность электроснабжения от АИЭ значительно выше, чем от энергосистемы, особенно если для АИЭ предусмотрен режим параллельной работы с внешней энергосистемой.

4. Наличие АИЭ позволяют предприятиям обеспечить энергетический суверенитет, а как следствие - экономическую независимость от рынка электроэнергии.

Большую роль играет малая энергетика в обеспечении надежности электроснабжения и энергетической безопасности (ЭБ) потребителей электроэнергии, которая является важной компонентой национальной безопасности страны и трактуется как состояние защищенности граждан, общества, государства, экономики от обусловленных внутренними и внешними факторами угроз дефицита всех видов энергии и энергетических ресурсов [77].

За рубежом тоже уделяется большое внимание развитию малой энергетики. В зарубежной практике до 10% (в США, Германии до 20-25%, включая возобновляющиеся источники энергии) энергомощностей падает на долю малой энергетики, в России лишь 0,5% [45].

В Дании строительство объектов малой энергетики признано одним из перспективных направлений развития энергетики и объявлено государственной программой. В Германии количество действующих, строящихся и планируемых малых ТЭЦ достигает двух тысяч. В Японии каждый строящийся объект обязательно оснащается малой ТЭЦ. После энергетических кризисов в Соединенных Штатах, Великобритании, Италии и других странах доля генерации на малых станциях непрерывно увеличивается [69].

Для Ирака развитие малой энергетики тоже считается актуальным, так как большинство иракских электростанции было повреждено или полностью разрушено в течение войны 1991г. [91].

Ирак имеет одну из самых больших электрических сетей в регионе. До войны в Персидском Заливе 1990г. общая установленная мощность достигала 10000 МВт, что составляло около 10 % генерирующих мощностей арабских стран, как показывает рис.В1. Всего работало 120 тепловых, газотурбинных и гидротурбинных блоков. В 1990 максимум нагрузки энергосистемы достигал приблизительно 7 500 МВт [97]. of Arab Installed Capacity

Saudi Arabia 27%

Рис.В!. Установленные мощности арабских стран.

Электрические станции Ирака получили серьезные повреждения в течение войны 1991г. В табл. В1 показан объем вывода из строя электростанций.

Таблица В1.

Проценты уничтожения электростанции

Электростанции Уничтоженные блоки Объем уничтожения % Ун ичтоженные мощности МВт

Тепловые 32 96% 5215

Газотурбинные 45 82% 1476

Гидро 18 84% 1894

С 1991г. Ирак сумел восстановить и подключить к сетям около 4 800 МВт генерирующих мощностей. Новые газотурбинные блоки были введены в строй благодаря реализации программы OIP под управлением UNDP. В 2003 г. военный конфликт привел к снижению установленной мощности и выработки электроэнергии до 3 137 МВт [100].

Таблица В2.

Установленная мощность электростанций к лету 2003 г.

Станции Количество Проектная' Фактическая блоков мощность, МВт мощность, МВт

Паровые 8 5415- 1600

Газовые Турбины 14 2181 800

Гидро 7 2518 650

Дизельные ■. 3 87 87

Общее количество - 32 10206 3137

В 2003г. новый военный конфликт осложнил ситуацию в энергосистеме. . Электрическая компания (СоЕ), немедленно начала восстановление линий и подстанций,* поврежденных в течение этого конфликта, или разукомплектованных мародерами в конце войны [97];

Большинство; электростанций5 работает значительно! ниже: их номинальной! мощности. Страна, известна- как экспортер нефти, есть все основания опираться на собственные запасы нефти и возможности строительства автономных источников электроэнергии, дизельных,. газопоршневых и газотурбинных. Эта? электростанции обычно расположены; в непосредственной близости от потребителя. В Ираке строительство объектов малой энергетики признано; одним из перспективных направлений развития энергетики и объявлено государственной программой. Правительство -Ирака утвердило; программу строительства малых автономных, электростанций, призванную решить проблему дефицита: электроэнергии во всех городах страны [2].

Таким образом, несмотря на относительно скромную долю малой энергетики в общем энергобалансе страны по сравнению с большой энергетикой; которой: уделяется основное внимание нашей наукой^ и промышленностью, значимость малой энергетики! в жизни, страны трудно переоценить.

Основной задачей диссертации являлось исследование особенностей работы автономных электростанции с газотурбинным и дизельным приводом и разработка мероприятий, обеспечивающих их надежную эксплуатацию.

Структурно диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения, списка литературы.

4.4.Выводы по главе 4.

1. Выполнено исследование переходных процессов автономной системы электроснабжения, оснащенной генераторами с газотурбинным приводом. Поскольку в практике эксплуатации имели место случаи разрушения муфт между редуктором газовой турбины и генератором (одновременно на обоих агрегатах), то рассмотрены процессы при изолированной работе каждого из генераторов на нагрузку и при их параллельной работе. Именно этот последний случай является наиболее тяжелым с точки зрения величин скручивающих моментов, воздействующих на валопроводы в аварийных и послеаварийных режимах.

2. При установке разделительного трансформатора 6/6 кВ, показано, что это мероприятие уменьшает аварийные и послеаварийные величины скручивающего момента между ротором генератора и турбиной в 1.375/0.9128 = 1.5064 и 1.65/1.342 = 1.2295 раз, соответственно, в автономной одногенераторной модели ЭЭС с генератором Г1 (5,4 МВт) и в 1.828/0.956 = 1.9121 и 2.092/1.457 = 1.4358 раз, соответственно, для ЭЭСс генератором Г2 (7,8 МВт).

3. Установка устройства последовательного электрического торможения практически не влияя на величину скручивающего момента в аварийном режиме уменьшает послеаварийную величину скручивающего момента между ротором генератора и турбиной, для генератора Г1 в 1.65/1.389 = 1.19 раз; а для генератора Г2 в 2.092/1.438 = 1.455 раз;

4. Отключение части синхронной нагрузки практически не влияет на величину скручивающего момента в аварийном режиме, но воздействует на уменьшение послеаварийной величины скручивающего момента между ротором генератора и турбиной для агрегата генератора Г1 в 1.65/1.454 = 1.135 раз; а для агрегата генератора Г2 в 2.092/1.923 = 1.088 раз; при этом использование данного мероприятия отрицательно сказывается на устойчивости асинхронной нагрузки.

5. При совместном применениям различных мероприятий по подавлению крутильных колебаний валопровода показано, что эффективность снижения аварийной величины скручивающего момента между ротором генератора и турбиной определяется, главным образом, установкой разделительного трансформатора 6/6 кВ и при хт — 0,12 снижение составляет для агрегата генератора Г1 порядка 38%; а для агрегата генератора Г2 снижение составляет порядка 48%;

6. Максимальная эффективность демпфирования послеаварийной величины скручивающего момента достигается за счет совместного применения разделительного трансформатора, последовательного электрического торможения и отключения 15% синхронной нагрузки. Для агрегата генератора Г1 снижение составляет около 35%; а для агрегата генератора Г2 около 38%. При совместном применении нескольких мероприятий допустимо уменьшение индуктивного сопротивления разделительного трансформатора до хт = 0,09.