1. Історія використання синхронних і асинхронних машин
2. Схема дослідження паралельної роботи
3. Векторні діаграми паралельної роботи
4. Осцилограми паралельної роботи
5. Висновки
6. література

В енергосистемах Росії існує проблема роботи електричних мереж з неприпустимо високими рівнями напруги і особливо в нічний час. Причини таких підвищень напруги - спад промислового виробництва, наявність слабо завантажених ліній електропередачі, нерівномірність графіків навантаження, недостатня ступінь компенсації реактивної потужності в електричних мережах. Ці режими обумовлюють необхідність споживання реактивної потужності з мережі.

У турбогенераторах традиційної конструкції споживання реактивної потужності з мережі обмежена нагріванням і механічними зусиллями в торцевих зонах статоров, зокрема, в крайніх пакетах осердя, а також умовами стійкості. Тому проблему нормалізації рівнів напруги в електричних мережах енергосистеми необхідно вирішувати збільшенням установки синхронних компенсаторів (СК) і шунтуючих реакторів різних типів (наприклад, звичайного виконання, з підмагнічуванням, СТК, статки і ін.).

Як стверджується в [1-10], проблема вирішується і застосуванням на електростанціях крім синхронних турбогенераторів, спеціальних турбогенераторів, здатних стійко працювати в режимах глибокого споживання з мережі реактивної потужності. Такими турбогенераторами є так звані асинхронізовані турбогенератори (АСТГ).

Історія використання синхронних і асинхронних машин

У 1985 р в НВО «Електроважмаш» (Україна) був виготовлений і введений в промислову експлуатацію на Бурштинській ГРЕС (Львівенерго) АСТГ з водородноводяним охолодженням потужністю 200 МВт. У 1990 р на тій же ГРЕС встановлено другий АСТГ-200 МВт. До теперішнього часу обидва генератора експлуатуються на електростанції, забезпечуючи необхідні режими споживання реактивної потужності [1-5]. Ще один такий генератор поставлений на Гусиноозерская ГРЕС.

НДІ «Електроважмаш» розробив конструкторську документацію на АСТГ типу ТАП-220-2У3 потужністю 200 МВт з повністю повітряним охолодженням.

Цей генератор має на роторі дві обмотки збудження, розташовані під кутом 30 ел. радий., а також АСТГ-800-2У3 потужністю 800 МВт з повністю водяним охолодженням з двома обмотками на роторі, зміщеними на кут 60 ел. град., і додаткової ороткозамкнутой сімметрірующей обмоткою (для забезпечення асинхронних режимів без порушення). ВАТ «Електросила» розроблені за завданням РАО «ЄЕС Росії» технічні проекти АСТГ типу Т3ВА-110, Т3ВА-220, Т3ВА-320 потужністю 110, 220 і 320 МВт відповідно з повністю водяним охолодженням і Т3ФА-120 потужністю 110-120 МВт з ортогональної , симетричною системою обмоток на роторі і повністю повітряним охолодженням [6].

ВАТ «Електросила» також був виготовлений, поставлений і введений 21 грудня 2003 року в дослідно-промислову експлуатацію на енергоблоці № 8 ТЕЦ № 22 ВАТ «Мосенерго» головний зразок асинхронізованого турбогенератора типу Т3ФА-110-2У3 потужністю 110 МВт, 3000 об / хв з повним повітряним охолодженням.

Розроблено програму установки таких генераторів на електростанціях ВАТ «Мосенерго» до 2010 р [8] зазначено, що співвідношення кількості СТГ та АСТГ на електростанції має визначатися, в першу чергу, з умови забезпечення необхідного обсягу споживаної реактивної потужності.

Нижче представлено цікаве відео про синхронних машинах:

З огляду на етапи введення (заміни) АСТГ, необхідність планових зупинок енергоблоків для технічних оглядів і ремонтів, кількість блоків, оснащених АСТГ, має бути не менше двох [8]. Був випущений наказ по РАО «ЄЕС Росії» про широке впровадження асинхронізовані турбогенераторів на електростанціях в Єдиній енергосистемі Росії [10]. Розроблено рекомендації щодо застосування АСТГ в енергосистемах [6-10], і в цьому напрямку роботи в Росії йдуть широким фронтом.

Історично перший напрямок - застосування електромеханічних перетворювачів частоти (ЕМПЧ) для зв'язку енергосистем. На можливість застосування ЕМПЧ в електроенергетичних системах ще в 1934 р звертав увагу проф. А.А. Горев. Їм було запропоновано виконати ЕМПЧ з двох АСМ [11]. Пізніше такий ЕМПЧ був більш детально ассмотрен проф. М.М. Ботвинником [12].

Однак істотно раніше, в двадцяті роки минулого століття, ЕМПЧ вже були реалізовані з використанням колекторного перетворювача частоти А. Шербіуса.

Надалі ЕМПЧ еволюціонував відповідно до рівня розвитку техніки того часу - в 30-х роках перейшли на ртутні, а з 50-х років - на напівпровідникові вентилі в системах збудження асинхронізовані машин в складі ЕМПЧ. Такі агрегати виробництва фірм Siemens, AEG, Brown-Bowery, що складаються з синхронних і асинхронних машин, застосовуються для гнучкого зв'язку мереж 50 Гц і однофазних тягових залізничних мереж 16 2/3 Гц. Агрегати встановлені в Норвегії, Швейцарії, Австрії та інших країнах. Одинична потужність агрегатів від 5 МВт до 33 МВт. Причому, переважають агрегати потужністю 33 МВт (наприклад, на підстанції Ной-Ульм в Німеччині).

Фірма Brown-Bowery розробила і змонтувала на одній з підстанцій в Швейцарії ЕМПЧ одиничною потужністю 80 МВт. Це найбільш потужний агрегат [13, 14]. Другий напрямок - дослідження та розробки, виконані фірмою Parsons в Англії [15-18, 26].

Після досліджень на математичній моделі був створений експериментальний турбогенератор потужністю 5 МВт, 6,25 МВА. Результати досліджень послужили підставою для опрацювання конструкції турбогенератора потужністю 500 МВт з двома обмотками збудження, зсунутими між собою на 60 ел. град.

У наступні роки фірма Parsons виготовила і зазнала ротор такого генератора на базі конструкції звичайного турбогенератора відповідної потужності.

Однак роботи по створенню турбогенератора потужністю 500 МВт були в подальшому припинені за деякими відомостями через зустрінутих труднощів з реалізацією надійної конструкції ротора [8, 15] .Це цілком можливо, так як при зазначеному зсуві між фазами обмотки збудження є взаємна індуктивний зв'язок, тому необхідно становлення потужність кожної фази збільшити в 1,5 рази, відповідно в 1,5 рази зросте і встановлена ​​потужність збудника. Третій напрям - створення АСМ гідрогенераторного виконання.

В Японії фірмою Hitachi був виготовлений АС-гідрогенератор потужністю 22 МВА з трифазної обмоткою на роторі. Його надійна робота з квітня 1987 на ГЕС Наруде дозволила фірмі виготовляти і поставити АС-гідрогенератори потужністю 400 МВА з трифазної обмоткою збудження на роторі для ГАЕС [19-22].

Використання регулювання частоти обертання в широкому діапазоні забезпечує експлуатацію гідротурбіни за оптимальною характеристикою при великих перепадах напору і суттєву економію витрат води. У нашій країні з 1971 р експлуатувалися на Іовська ГЕС два асинхронізовані гідрогенератора потужністю по 50 МВА з двофазної обмотки збудження на роторі. Однак відомо [24, 25], що (як випливає з діаграми магніторушійної сили Гьоргес) зміст вищих гармонік у такий обмотки більш ніж в півтора рази вище, ніж у трифазної обмотки.

Наслідком цього стали суттєві вібрації генераторів. Крім того, через практично постійного напору не було і кономіческіх ефекту від регулювання частоти обертання агрегатів.

З цих двох причин Іовська АС-гідрогенератори були демонтовані. Як вище зазначалося, в РАО «ЄЕС Росії» йдуть роботи по широкому впровадженню асинхронізовані турбогенераторів на електростанціях в Єдиній енергосистемі. Так, в [9] зазначено: «Ці турбогенератори за своєю унікальністю не мають аналогів в світі, і РАО« ЄЕС Росії »пріоритет російської науки і Електромашинобудівників намагається повністю зберегти». В [10] роботи в цьому напрямку названі «проривом в ХХI століття».

На підставі вищевикладеного, враховуючи прагматизм фірм Siemens, AEG, Brown-Bowery, Parsons, Hitachi, виникають природні запитання: - чому фірми Siemens, AEG, Brown-Bowery, що мають величезний досвід в турбогенераторостроеніі і в створенні потужних агрегатів ЕМПЧ з асинхронізованому машинами, навіть Чи не намагалися створити АСТГ - чому фірма Parsons різко згорнула всі роботи по АСТГ? - чому фірма Hitachi, створивши АС-гідрогенератори потужністю 400 МВт, не намагалася створити АСТГ. Поставлені питання - суть проблеми використання АСТГ на електростанціях.

Цій проблемі і присвячена стаття. Розглядається найпростіша електростанція, схема якої приведена на рис. 1: АСТГ-1 і СТГ-2 паралельно підключені до загальних шинам і далі через ЛЕП з'єднані з потужною енергосистемою (на рис. 1 - джерело нескінченної потужності А1У1С1, що містить і реактанс ЛЕП). Схема крім зазначених елементів містить по датчику потужності в обмотки ланцюга кожної машини (відповідно P1, Q1 і P2, Q2) і в ланцюзі ЛЕП (P, Q). Наведено і навантаження власних потреб станції (P CH).

Схема дослідження паралельної роботи

Схема рис.1 є математичною моделлю в системі програмування MATLAB 6.5 / Simulink 4.0 / Power System Blockset.

Рівняння записані в спеціальних одиницях А.А. Горєва [23], і для асинхронізованому машини (параметри АСТГ-1 мають індекс «1») записані в координатах вектора напруги потужних шин (ωk1 = ω), рівняння для синхронної машини (параметри СТГ-2 мають індекс «2») - в координатах ротора (ωk2 = ωр). Параметри лінії електропередачі мають індекс «3».

де-U - вектор напруги на обмотці статора машини; -U∞- вектор напруги на шинах нескінченної потужності; -i - вектор струму (в статорних обмотках машин і лінії електропередачі); -iур- вектор зрівняльного струму між статорними обмотками машин (9); -Uf- вектор напруги на обмотці ротора; -ef = xaf-if-ток ротора (чисельно рівний ЕРС, наведеної струмом ротора в обмотці статора); x - індуктивні опору (обмоток статорів і ЛЕП); xaf - опір взаємної індуктивності між обмотками статора і ротора; μ = x2af / (xf • x) - коефіцієнт магнітного зв'язку між обмотками статора і ротора; σ = 1-μ - коефіцієнт розсіювання; Tf = xf / rf- постійна часу обмотки ротора машини; M - момент; ω - частота напруг статоров машин; ωp - частота обертання ротора; δ2 - кут між вектором ЕРС синхронної машини і вектором напруги потужних шин; p = d / dt - символ диференціювання; t - час.

Система диференціальних рівнянь (1-10) - система 14 порядку. Розрахункові параметри по рівняннях (1-10) в блоці Subsystem 1 наводяться до синхронних осях координат і додатково вирішуються наведені нижче рівняння (11) - (19). По суті, рівняння (10) відображає сумарний режим АСТГ-1 і СТГ-2 по відношенню до потужних шинам з вектором напруги U∞ = const.

Тому для спрощення був прийнятий реактанс ЛЕП x3≈ 0.

При цьому вектор напруги потужних шин можна поєднати з дійсною віссю синхронної системи координат (тобто -U = -U∞ = Uq = U = const).

Рівняння (5) - (8) є математичним описом СТГ-2 тільки по відношенню до потужних шинам. Тому спочатку були прийняті у всіх розрахунках по цих рівнянь для СТГ-2 номінальні і постійні значення моменту турбіни на валу і ЕРС збудження, що забезпечують нормальний режим по активної та реактивної потужності по відношенню до вектора напруги потужних шин.

Для АСТГ-1 рівняння (1) - (4) також є математичним описом тільки по відношенню до потужних шинам, тому в розрахунках по цих рівнянь для АСТГ-1 розглянуті два найбільш характерних режиму.

В обох режимах прийнято номінальне і постійне значення моменту турбіни на валу.

Для ЕРС збудження прийняті два постійних значення, при яких по відношенню до потужних шинам активна потужність дорівнює номінальному значенню, а реактивна потужність відповідно дорівнює номінальному значенню QАСТГ = Qном, соs φ = 0,85) і дорівнює нулю (QАСТГ = 0, соs φ = 1).

Векторні діаграми паралельної роботи

Ці режими показані на векторній діаграмі рис. 2. Допустима робоча область машин обмежена струмом статора по дузі SFB і струмом збудження по дузі ВМ. Векторна діаграма вихідного номінального режиму обох машин представлена ​​трикутником ОВС, де ОС - вектор напруги потужних шин, ОВ - вектор ЕРС генератора, відрізок СВ - вектор jx • -i, який визначається реактанс і струмом статора генератора. Ортогональний відрізок BD пропорційний актив ної потужності, а горизонталь CD - реактивної потужності, що видаються машинами в систему. Другий режим АСТГ-1 з cosφ = 1 представлений трикутником ОАС, де ОА - вектор нового значення ЕРС, а СА - вектор нового значення jx1 • - 1.

Векторна діаграма зрівняльного режиму між статорними обмотками машин представлена ​​трикутником ОАВ, де крім зазначених вище векторів ЕРС машин показаний вектор АВ, рівний j (x1 + x2) • - i ур. Як випливає з векторної діаграми, в синхронних осях координат зрівняльний струм - i ур для розглянутого режиму є чисто реактивним струмом (в загальному випадку зрівняльний струм може містити і активну складову).

Так як вектор ЕРС АСТГ-1 випереджає вектор ЕРС СТГ-2, то АСТГ-1 працює по відношенню до СТГ-2 в генераторному режимі з видачею зрівняльної активної потужності P ур, пропорційної відрізку АК.

СТГ-2 по відношенню до АСТГ-1 працює по активній потужності в руховому режимі з споживанням тієї ж потужності Pур, по реактивної потужності - в компенсаторному режимі з видачею зрівняльної реактивної потужності Qур, пропорційної відрізку ВК.

На векторній діаграмі рис. 2 трикутником OFC представлений третій режим АСТГ-1 зі споживанням з енергосистеми реактивної потужності, що дорівнює QАСТГ = -U2 / x1. Очевидно, що при цьому активна вирівнююча потужність буде порівнянна з потужністю номінального режиму. Цей режим буде розглянуто нижче. При обумовлених заданих потужностях по відношенню до вектора напруги потужних шин для АСТГ-1 вектори струму збудження і струму статора відповідно рівні

для СТГ-2 кут δ2, струм збудження і вектор струму статора рівні

Зрівняльні (взаємні) струм, активна і реактивна потужності між статорами машин рівні

Так як всі параметри, в тому числі і зрівняльні струми, записані в синхронних осях, то повні струми і потужності статорних обмоток АСТГ-1 і СТГ-2 відповідно до векторної діаграмою рис. 2 рівні

Струм в лінії електропередачі, а також потужності, що віддаються обома машинами в мережу потужних шин, рівні

Рівняння (17) є рівнянням Кірхгофа і входить в систему рівнянь (1) - (10).

Вже згадана система збалансована, якщо - S = -S3.

При цьому вирівнююча реактивна потужність Qурпо висловом (13) в цьому балансі в явному вигляді не враховується, а вирівнююча активна потужність Pур по суті створює на валах машин синхронизирующие моменти. З рівнянь (3), (7) слід

Результати розрахунків за рівняннями (1) - (19), проведених для зазначених двох режимів АСТГ-1 і номінального режиму СТГ-2 (параметри взяті відповідно для АСТГ-200 і ТГВ-200М, встановлених і експлуатованих на Бурштинській ГРЕС, при цьому x1 = 2,06, xd2 = 1,9) по відношенню до потужних шинам, відображені на осцилограмах рис. 3. На рис. 3 зміна параметрів режимів наведено в функції часу.

Осцилограми паралельної роботи

При цьому на різних відрізках часу суміщені і відображені зазначені вище режими машин.

1. 0 <t ≤ 2 c - електромагнітній перехідній процес до сталого режиму паралельної роботи АСТГ-1 і СТГ-2 по відношенню до потужного шинам.
2. 2с <t ≤ 10c - Номінальний сталий режим обох машин по відношенню до потужного шинам: Р1АСМ = Р1Тур = Р2СМ = Р2Тур = 200 МВт, Q1ACM == Q2ACM = 124 МВА. Сумарні потужності, что віддаються машинами в енергосістему, Рівні P3 = 400 МВт, Q3 = 248 МВА.
3. 10с <t ≤ 20c - режими машин при перекладі АСТГ-200 в режим з cos φ = 1 по відношенню до потужного шинам. Як віпліває з сціллограмм а, б, в, потужності машин Рівні: Р1АСМ = Р1Тур = Р2СМ = Р2Тур = 200 МВт, Q 1ACM = 0, Q2ACM = 124 МВА. Сумарні потужності, что віддаються машинами в енергосістему, Рівні P3 = 400 МВт, Q3 = 124 МВА. У цьом відрізку часу з урахуванням знаків по співвідношенню до АСТГ-1 по осцілло- грамі г зрівняльні активна и реактивна потуж- ності Рівні Рур = 100 МВт, Q ур = -122,6 МВА, зрівняльній струм - i ур по осциллограмме д має чисто реак- тивний характер и дорівнює 0,262 о. е., проти смороду поки НЕ враховуються в балансі.
4. 20 з <t ≤ 30c - режими машин при перекладі АСТГ- 200 в режим з cos φ = 1 з урахуванням зрівняльного Струму відповідно до рівняннямі (14), (15). За ЦІМ ж рівнянням, як віпліває з осцілограм а, б, в, потужності машин Рівні: P1ACM = P 2ACM = 200 МВт, 1ACM = - 62 МВА, Q2ACM = 186 МВА, по суті - це ті потужності, Які покажуть прилади, включені не- посередні в статорні ланцюга машин. У тій же година, як віпліває з рівнянь (16), (17) i осцілограмі в, сумарні потужності, что віддаються машинами в енергосістему, Рівні P3 = 400 МВт, Q3 = 124 МВА. Очевидно, что з енергосістемі немає споживання реактівної потужності. Прилад в обмотки ланцюга АСТГ-1 покаже яка візначається лишь зрівняльнім Струм реактивних Потужність, что дорівнює добутку QACM = U • ^ ур = 1 (oтн. Eд.) • 0,262 (oтн. Eд.) • 235 (Sбаз = = - 62 МВА . на таку ж величину и зроста реактів- ная Потужність в обмотки ланцюга СТГ-2, что вікліче ее перевантаження по Струму на 17% (див. осциллограмму б).
5. 30 з <t ≤ 40 c - режими машин при перекладі АСТГ-200 в режим з cos φ = 1 по відношенню до потужного шинам з урахуванням зрівняльної актівної потужності, что дорівнює Р ур = 100 МВт. При цьому з рівнянь (18), (19) випливає, що для АСТГ-1 віддається в енергосистему потужність дорівнює Р 1АСМ = Р 1тур - Р ур = 200 -100 = 100 МВт, для СТГ-2 віддається в енергосистему потужність дорівнює Р 2АСМ = Р 2тур + Р ур = 200 +100 = 300 МВт. Це цілком пояснює розглянутий режим, в якому АСТГ-1 працює в генераторному режимі по відношенню до СТГ-2, що еквівалентно створенню на валу СТГ-2 додаткового турбінного моменту, еквівалентного величиною P ур.

У той же час, як випливає з осцилограми в, потужності, що віддаються в потужну енергосистему, незмінні, що узгоджується з законом збереження енергії. Можна ввести поняття коефіцієнта використання в розглянутій схемі - це відношення потужності, що віддається в енергосистему, до сумарної турбінної потужності на валу генератора.

Для АСТГ-1 і СТГ-2 відповідно він дорівнює

Недовикористання АСТГ-1 очевидно. Вище було зазначено, що на векторній діаграмі рис. 2 трикутником OFC представлений третій режим АСТГ-1 зі споживанням з енергосистеми реактивної потужності, що дорівнює Q AСТГ = -U2 / x1 • Sбаз = -1 / 2,06 • 235 ≈ -114 МВА. Обумовлена ​​лише зрівняльним струмом (13) реактивна потужність, дорівнює добутку Q1АСМ = U • ^ i ур = -1 (отн. Од.) • 0,525 (отн. Од.) • 235 (S баз) = -123 МВА.

повна споживана реактивна потужність дорівнює -237 МВА. При активній потужності 200 МВт цей режим перевантажує АСТГ-200 на 32%, хоча режим по відношенню до потужних шинам по векторній діаграмі рис. 2 знаходиться в допустимої робочої області. При цьому активна вирівнююча потужність порівнянна з потужністю номінального режиму і за рівнянням (13) становить 192 МВт, а коефіцієнт використання АСТГ-200 дорівнює лише 4%.

При негативному коефіцієнті використання АСТГ-200 буде потрібно додатковий витрата палива.

На закінчення в якості прикладу звернемося до Бурштинської ДРЕС, де паралельно працюють 2 АСТГ-200 і 10 СТГ-200. З огляду на, що сумарний опір в зрівняльної ланцюга одно

а зрівняльні потужності і струм зростуть в 1,7 рази. При цьому, хоча і немає споживання реактивної потужності з енергосистеми, датчик потужності в обмотки ланцюга покаже, що кожна АСТГ-200 споживає реактивну потужність, рівну Q1ACM = U • ^ Іср = 1 (oтн. Eд) • 0,262 (oтн. Eд.) • 235 (Sбаз) • 1,7 = -106 МВА. Вирівнююча активна потужність буде дорівнює 170 МВт і коефіцієнт використання АСТГ-200 складе лише 0,15 (тобто 15%).

Висновки

1. З наведених результатів досліджень випливає, що немає ні економічної, ні технічної доцільності впровадження асинхронізовані турбогенераторів (АСТГ) в електроенергетику.

2. Вимірювальні прилади в обмотки ланцюга АСТГ-200 при видачі в енергосистему реактивної потужності 62 МВА через наявність зрівняльного струму вже показують нульове р значення реактивної потужності. У режимі cos φ = 1 ці прилади покажуть споживання реактивної потужності - 62 МВА, хоча з енергосистеми споживання реактивної потужності немає. 3. З ростом зрівняльного струму падає коефіцієнт використання АСТГ- 200 і в режимі cos φ = 1 він дорівнює 0,5.

Автор: Цгоев Р.С., докт. техн. наук, «ВАТ ВНДІ Електроенергетики»

література

1.Здановскій В.Г., Міняйло А.С., відчинивши В.В., Крисюк Л.Н., Марченко В.Г. Досвід експлуатації асинхронізованого турбогенератора АСТГ-200. - Електричні станції, 1993, №1.

2. Лабунец І.А., Лохматов А.П., Шакарян Ю.Г., Дмитрієва Г.А., Макарівський С.Н., Поздняков А.Ю., Хвощінскій З.Г. Досвід експлуатації та концепція використання асинхронізовані турбогенераторів на теплових електростанціях. - Вісник ВНІІЕ- 98, 1999..

3. Олексин В.П., Матвейчук О.І., Міняйло А.С. Управління ежім спільної роботи синхронних і асинхронізовані турбогенераторів. - Електричні станції, 1989, № 3.

4. Гуревич Ю.Є., Каспаров Е.А., Лабунец І.А., Хвощінскій З.Г., Шакарян Ю.Г. Про рименение турбогенераторів різних типів на парогазових і газотурбінних електростанціях. - Електрика, 1996, № 4.

5. Маковський С.Н., Хвощінскій З.Г. Техніко-економічні аспекти застосування асинхронізовані турбогенераторів. - Електричні станції, 2000, № 2.