снижать максимальное и среднеэксплуатационное тяжение в проводах и грозозащитных тросах;

повышать грозоупорность ВЛ за счет применения в качестве грозозащитного троса: канатов из азотсодержащей стали в районах, где не требуется плавка гололеда; проводов АС и АЖС в районах, где не требуется плавка гололеда на тросах; ОПН на подходах к ПС (вместо трубчатых разрядников), на бестросовых участках ВЛ, на больших переходах и при пересечении с другими ВЛ; проводов из проволок типа “алюмовелд”; сталеалюминиевых проводов со сниженными магнитными по-

терями со стальным сердечником из немагнитной стали; тросов со встроенным в них оптоволоконным кабелем.

Новые ВЛ для проблемных районов с частыми большими гололедами и сильными ветрами должны быть спроектированы с такими запасами прочности всех компонентов (опор, проводов, изоляции и линейной арматуры) и с такими габаритами до земли, чтобы при всех эксплуатационных режимах в течение всего срока эксплуатации ВЛ была способна выдерживать эксплуатационные режимы без применения плавки гололеда на фазных проводах и грозозащитных тросах.

Московская энергосистема включает в себя достаточно разветвленные сети 500, 220 и 110 кВ (см. рисунок). Сети 220 и 110 кВ в основном предназначены для снабжения электроэнергией потребителей г. Москвы и Московской области и выполняют роль распределительных сетей. Сеть 500 кВ, с одной стороны, выполняет функцию кольцевого объединения подстанций (ПС) и электростанций (ЭС) Московского региона, тем самым, повышая надежность электроснабжения потребителей, а с другой стороны, является частью межсистемных связей между центром, югом, западом и северо-за- падом европейской части России, которые обеспе- чивают соответствующие транзитные перетоки мощности. Эти связи выходят на ПС Михайловская и далее Рязанскую ГРЭС, ПС Калужская и далее Смоленскую АЭС, ПС Владимирская и Костромскую ГРЭС, Конаковскую ГРЭС, Калининскую АЭС и т.д.

В настоящее время ЭС Мосэнерго практически полностью обеспечивают своих потребителей электроэнергией, при этом около 80% генераторов станций подключены к сетям 110, 220 кВ, а остальная часть через блочные трансформаторы – к сетям 500 кВ, обеспечивая таким образом баланс активной мощности, оставаясь при этом самодостаточной системой. Кольцо 500 кВ с выходом на ЭС соседних регионов существенно повышает надежность энергоснабжения в случае возникновения аварийных и послеаварийных ситуаций. Пример-

но двукратная разница активных нагрузок между летним минимумом и зимним максимумом, а также между дневными и ночными нагрузками существенным образом влияет на баланс реактивной мощности и уровни напряжений в энергосистеме.

Обеспечение баланса реактивной мощности. Проведенный анализ работы ВЛ 500 кВ в пределах и за пределами Московского региона в режимах минимальных нагрузок показал, что загруженность линий не превышает 50%-íîãî значения натуральной мощности Ðíàò, и, как следствие, приводит к нескомпенсированности их зарядной мощности. Отметим при этом, что на всех ПС 500 кВ МЭС Центра, связанных линиями с кольцом 500 кВ Мосэнерго, установлены шунтирующие реакторы (ШР), которые обеспечивают примерно 50%-íóþ компенсацию зарядной мощности со своей стороны. Со стороны ПС 500 кВ Московского региона ШР отсутствуют и, как показывают расчеты, остается нескомпенсированной зарядная мощность порядка 750 – 800 Мвар.

Для одного из расчетных минимальных режимов (активная мощность станций 6295 МВт, мощность нагрузки 4753 МВт) был определен следующий баланс реактивной мощности:

генерация реактивной мощности:

ЭС без ЗаГАЭС – 1433 Мвар (cos ã = 0,975); линиями – 2522 Мвар, в том числе сетью

500 кВ – 752 Мвар, сетью 220 кВ – 1202 Мвар (на-

личие кабельных линий), сетью 110 кВ – 568 Мвар;

общая генерация – 3955 Мвар;

потребление реактивной мощности: ЗаГАЭС – 60 Мвар; СК – 147 Мвар;

за счет потерь в ВЛ и трансформаторах 784 Мвар, в том числе: в сети 500 кВ – 87 Мвар, 220 кВ – 127 Мвар, 110 кВ – 88 Мвар, в трансформаторах – 482 Мвар;

нагрузкой – 3210 Мвар (cos = 0,83); общее потребление – 4201 Мвар.

Некомпенсированный переток реактивной мощности ВЛ 500 кВ в размере 570 Мвар попадает через АТ в сеть 220 кВ – 150 Мвар и в сеть 110 кВ – 420 Мвар.

При таком балансе реактивной мощности зна- чение напряжений соответствует данным, приведенным в òàáë. 1.

Из проведенного анализа баланса реактивной мощности следует, что:

наличие нескомпенсированной реактивной мощности ВЛ 500 кВ ухудшает баланс реактивной мощности, приводя к повышенным уровням напряжений;

генераторы станций работают в неоптимальных по cos режимах работы (номинальный cos = 0,85 0,9, а фактический – 0,975).

Технические решения по нормализации уровней напряжений в основных сетях. Под нормализацией напряжений понимается поддержание уровней напряжения на шинах потребителей в пределах, рекомендуемых ГОСТ 13109-97 “Электрическая энергия. Требования к качеству электрической энергии в электрических сетях общего назначения”, а также действующими “Прави-

Ò à á ë è ö à 1

П р и м е ч а н и е . На ПС Чагино и Ногинск два СК подключе- ны к АТ 500 кВ и два – к АТ 220 кВ, на ПС Бескудниково два СК на АТ 500 кВ демонтированы.

лами технической эксплуатации электрических станций и сетей”.

По условиям работы Мосэнерго оптимальные уровни напряжения в ночные часы в сетях 110 кВ

110 кВ. Для обеспечения таких уровней напряжения на шинах распределительных подстанций 110 кВ в электрических сетях 220 и 500 кВ напряжения должны находиться в пределах 225 – 230 и 500 – 525 кВ.

На основании проведенных исследований получено, что решение проблемы по нормализации напряжений возможно только при комплексном применении дополняющих друг друга мероприятий, реализуемых с помощью уже имеющихся в энергосистеме и вновь устанавливаемых устройств. Можно выделить две основные группы мероприятий:

мероприятия режимного характера, не связанные с установкой дополнительных устройств;

мероприятия, предусматривающие установку и использование дополнительных устройств.

К первым относятся:

перевод синхронных компенсаторов СК (òàáë. 2) и гидрогенераторов в режим максимально возможного потребления реактивной мощности;

снижение уставок по напряжению автоматиче- ских регуляторов синхронных турбогенераторов для снижения до минимально возможной генерации реактивной мощности;

изменение коэффициентов трансформации автотрансформаторов 500/220 и 500/110 кВ для снижения перетоков реактивной мощности из сети 500 в сети 220 и 110 кВ.

После выполнения этих мероприятий четыре СК на ПС Чагино и Ногинск, подключенные к АТ 500 кВ, в режиме минимальной нагрузки потреб-

включая СК на ПС Бескудниково, работающие на АТ 220 кВ, потребляли Q220 = 280 Мвар. Генерато-

ры станций, в том числе блочные, выходящие на шины 500 кВ, работали с минимальной 10 – 20 Мвар генерацией реактивной мощности. Ограничители минимального возбуждения (ОМВ) не срабатывали.

Этот комплекс мер привел к положительным результатам (òàáë. 3), только на ПС 500 кВ Кашира и Трубино напряжение не снизилось до требуемых пределов.

Положение РПН на многих АТ 500 кВ находилось почти в нижнем крайнем положении, близком к 17 – 18 отпайкам.

Дальнейшее снижение напряжения можно получить, дополнительно загружая третичные обмотки АТ 500 кВ в местах установки СК до номинальной 100 Мвар потребляемой реактивной мощности. В результате дополнительная потребляемая реактивная мощность составит 600 Мвар за счет подключения к СК на ПС Ногинск 2 50 Мвар, ПС Чагино 2 50 Мвар, ПС Бескудниково и Трубино 4 50 + 4 50 Мвар (СК 100 Мвар демонтированы) вакуумно-реакторных групп мощностью по 50 Мвар, состоящих из сухих без магнитопровода и масла реакторов, коммутируемых вакуумными выключателями с ресурсом “включение – отключение” до 30 тыс. операций1. Дополнительные расчеты показали, что напряжение в сети 500 кВ при этом снижается еще на 9 – 10 кВ, что полностью нормализует уровни напряжений. При этом генераторы выдавали минимальную реактивную мощность согласно дневному диспетчерскому графику для будней, который поддерживает cos генераторов около 0,975.

Для улучшения режимов работы синхронных генераторов станций по реактивной мощности предлагается применение асинхронизированных генераторов (АСТГ). Преимуществом АСТГ является возможность устойчивой работы с глубоким до 50 – 70% потреблением реактивной мощности

1Применение статических компенсаторов для регулирования напряжения на подстанциях 330 и 500 кВ/ Дементьев Ю. А., Кочкин В. И., Идиатулов Р. М. и др. – Электрические станции, 2003, ¹ 5.

при номинальной активной мощности. Для замены в процессе техперевооружения синхронных генераторов с единичной мощностью 110 и 330 МВт могут использоваться асинхронизированные турбогенераторы типа ТВ3А-110 и ТВ3А-320. Перевод синхронных генераторов в режим, например с cos = 0,9, потребует дополнительного потребления 1500 Мвар при минимуме нагрузок в летний период.

В первую очередь целесообразна установка АСТГ на ТЭЦ-22 (блок ¹ 8), ТЭЦ-23 (блок ¹ 2), ГРЭС-4 (блок ¹ 3), ТЭЦ-27 (блок ¹ 3), ТЭЦ-21 (блок ¹ 5). Эта программа уже начала реализовываться с установки асинхронизированного генератора 110 МВт на ТЭЦ-22, испытания которого подтвердили эффективность его использования в режимах потребления реактивной мощности. В дальнейшем предлагается установить АСТГ на ГРЭС-4 (блок ¹ 2), ТЭЦ-23 (блок ¹ 3), ТЭЦ-26 (блок ¹ 5). Следует учитывать необходимость установки нескольких дополнительных АСТГ на станциях в связи с тем, что в режимах минимальной нагрузки летом, когда как раз требуется их работа с потребителем реактивной мощности, часть из них может оказаться выведенной по тепловому или ремонтному графику. В качестве дополнительных целесообразно рассмотреть установку на станциях асинхронизированных компенсаторов реактивной мощности, что в условиях станций снимет проблему их ремонта.

Приведенный ранее баланс реактивной мощности показывает, что в электрических сетях 220 кВ с наибольшей генерацией реактивной мощности существуют подстанции, не попадающие в зоны влияния ТЭЦ и ГРЭС с устанавливаемыми АСТГ. К ним относятся ПС Южная, Басманово, Пресня, Ясенево. Эти подстанции характеризуются наиболее высокими напряжениями в режимах летнего минимума, что требует установки на этих ПС шунтирующих реакторов мощностью по 100 Мвар.

Исследования режимов зимнего максимума нагрузки Мосэнерго и прохождения по сетям 500 кВ транзитных потоков мощностей показали следующее:

самое низкое напряжение в сети 220 кВ имеет место в районе ПС Грибово. Поэтому предлагается установить на этой ПС статический компенсатор реактивной мощности СТК 50 Мвар, который обеспечит повышение напряжения на шинах 220 кВ и одновременно на шинах 110 кВ этой же ПС выше 0,9Uíîì;

прохождение транзитных потоков через сети 500 кВ сопровождается снижением напряжения и требует генерации реактивной мощности в местах подключения синхронных компенсаторов на ПС Ногинск, Чагино, Бескудниково.

В перспективе по мере вывода из строя СК необходима замена их на СТК мощностью

100 Мвар с использованием ранее установленных вакуумно-реакторных групп для обеспечения потребления 100 Мвар реактивной мощности каждым СТК.

Таким образом, исследования характерных режимов работы электрических сетей 500, 220 и 110 кВ Мосэнерго в период до 2005 г. позволили наметить объем и очередность мероприятий для нормализации напряжения в этих сетях.

К числу этих мероприятий относятся: установка асинхронизированных турбогенера-

торов вместо синхронных при реконструкции ТЭЦ;

установка на ПС 220 кВ Грибово статического компенсатора 50 Мвар;

установка шунтирующих реакторов на ПС 220 кВ Ясенево, Южная, Басманово;

установка дискретно-управляемых вакуумнореакторных групп на ПС 500 кВ в дополнение к синхронным компенсаторам;

замена по мере выхода синхронных компенсаторов на статические тиристорные компенсаторы реактивной мощности.

Эффективность перечисленных средств компенсации реактивной мощности существенным образом можно повысить, создав централизованную систему вторичного регулирования напряжения.

Экономический эффект мероприятий связан с повышением надежности эксплуатации оборудования энергосистемы и экономией электроэнергии от снижения потерь по следующим направлениям:

оптимизация режима синхронных генераторов за счет улучшения их cos ;

замена вращающихся синхронных компенсаторов с низкими КПД на статические компенсаторы с более высокими КПД;

постепенный отказ от работы гидрогенераторов Загорской ГАЭС в режимах СК с низкими КПД;

увеличение межремонтного периода и срока службы оборудования.

Выводы

1.Выполненные исследования особенностей режимов работы электрических сетей 110, 220 и 500 кВ Мосэнерго показали, что решение проблемы нормализации напряжений возможно при комплексном применении мероприятий, реализуемых

ñпомощью уже имеющихся в энергосистеме и вновь устанавливаемых устройств компенсации реактивной мощности.

2.К мероприятиям режимного характера, не требующим установки дополнительного оборудования, следует отнести:

перевод синхронных компенсаторов и гидрогенераторов Загорской ГАЭС в режим максимального потребления реактивной мощности;

снижение уставки регуляторов напряжения до минимально возможной генерации реактивной мощности;

изменение коэффициентов трансформации АТ 500/220 и 500/110 для снижения перетоков реактивной мощности из сети 500 кВ в сети 220 и

110êÂ.

3.К мероприятиям, требующим установки дополнительного оборудования, относятся:

установка асинхронизированных турбогенераторов вместо синхронных при реконструкциях ТЭЦ;

установка вакуумно-реакторных групп в дополнение к синхронным компенсаторам;

замена по мере списания синхронных компенсаторов на статические тиристорные компенсаторы с использованием ранее установленных реакторных групп.

Проблемы с нормализацией уровней напряжения в сетях класса 220 – 500 кВ существуют в ряде энергообъединений России на протяжении уже многих лет. В последние годы это связано в основном со снижением энергопотребления и, как следствие, с генерацией реактивной мощности малонагруженными линиями электропередачи. Поскольку в настоящее время в сетях средств компенсации реактивной мощности установлено недостаточно, то в процесс регулирования напряжения вовлекаются синхронные турбогенераторы (СТГ). Обследования парка турбогенераторов ЕЭС России показали, что длительная работа СТГ в режимах недовозбуждения приводит к снижению их срока службы. Одновременно возрастает поток отказов СТГ, что связано с повреждаемостью торцевых зон их статоров. За период с 1990 по 2003 г. на ряде электростанций (Каширская, Конаковская, Кармановская ГРЭС и др.) вследствие разрушения торцевых зон были проведены ремонты или замены статоров турбогенераторов.

В СТГ новых конструкций таких, например, как ТЗВ, проблемы с ограничением по нагреву торцевых зон практически решены, генераторы принципиально могут работать в режимах потребления реактивной мощности, но область этой работы мала, так как она ограничена условиями статической и динамической устойчивости. Поэтому заметного влияния на нормализацию уровней напряжения в электрических сетях эти генераторы оказывать не могут.

При реконструкции или при строительстве новых энергоблоков наряду с традиционными синхронными турбогенераторами возможно применение асинхронизированных турбогенераторов (АСТГ), которые в отличие от синхронных турбогенераторов, способны работать в режимах глубокого потребления реактивной мощности при высоких уровнях статической и динамической устой- чивости [1, 2].

В этой связи приказом ”О внедрении асинхронизированных турбогенераторов в ЕЭС России”

по РАО ”ЕЭС России” рекомендована установка АСТГ номинальной мощностью от 110 до 800 МВт на следующих электростанциях: Гусиноозерской, Костромской, Троицкой, Каширской, Харанорской, Пермской, Киришской, Новочеркасской, Рязанской, Беловской, Приморской, Черепетской, Кармановской, Ставропольской, Ириклинской ГРЭС; Хабаровской ТЭЦ-3, Омской ТЭЦ-4, Омской ТЭЦ-6, Новочебоксарской ТЭЦ-3, Читинской ТЭЦ-1.

Особо следует отметить программу Мосэнерго по внедрению АСТГ в период с 2003 по 2010 г. на следующих электростанциях: ТЭЦ-20, ТЭЦ-21, ТЭЦ-22 (блоки ¹ 7, 8), ТЭЦ-23 (блоки ¹ 3, 4), ТЭЦ-27 (блоки ¹ 3, 4).

ОАО ”Электросила” разработало серию АСТГ мощностью до 350 МВт (типа Т3ВА-120, -220, -350) с полным водяным охлаждением, а также мощностью 110 МВт с полностью воздушным охлаждением (Т3ФА-110) [3 – 5].

Турбогенераторы типа Т3ВА (с полным водяным охлаждением) имеют ”самонапорную” систему охлаждения ротора, в которой отсутствуют гидравлические связи обмотки ротора с валом, вклю- чающие множество стальных и изоляционных трубок, уплотнений и высоконагруженных паяных соединений, определяющих недостаточную надежность конструкции роторов с подачей воды че- рез вал.

Обмотка статора стержневая, выполненная из транспонированных полых и сплошных медных проводников, охлаждается по традиционной схеме, широко применяемой в мощных турбогенераторах отечественных и зарубежных фирм.

Ротор имеет две сдвинутые по окружности на 90° обычные концентрические обмотки (фазы). По осям каждой из обмоток оставлены промежутки в два зубцовых деления, необходимые по конструктивным соображениям. При этом в нескольких пазах (мелких) размещены катушки только одной фазы, а в остальных пазах (глубоких) – катушки, принадлежащие разным фазам. В зависимости от

числа глубоких и мелких пазов и соответственно числа катушек каждой фазы на полюс можно получить различную форму кривой суммарного магнитного поля ротора от токов, протекающих в обеих фазах обмотки возбуждения, и различную степень насыщения всей магнитной цепи генератора.

Для возможности устойчивой работы с малым скольжением в неуправляемом асинхронном режиме (с замкнутыми накоротко обмотками возбуждения), а также для компенсации высокочастотных полей и поля обратной последовательности в синхронном режиме ротор имеет полную демпферную обмотку, состоящую из медных проводников, уложенных в пазы под пазовые клинья,

èкороткозамыкающих колец из двух слоев медных листов, расположенных под бандажными кольцами. Проводники демпферной обмотки полые

èохлаждаются водой аналогично обмотке возбуждения. Таким образом, демпферная обмотка является эффективным охладителем стали ротора, бандажных колец и воздуха в зазоре. Этим исключа- ется необходимость установки вентиляторов и охладителей воздуха.

Кроме того, в турбогенераторах типа Т3ВА водой охлаждаются стяжные ребра, нажимные кольца и медные экраны торцов сердечника, крайние перегородки, концевые части и торцевые щиты корпуса статора, выводные шины.

Внутренний объем генератора заполнен воздухом при небольшом избыточном давлении. Отказ от водородного заполнения, исключение вентиляторов и встроенных в статор газоохладителей, масляных уплотнений вала, охлаждение всех активных и конструктивных элементов водой позволили по-новому спроектировать целый ряд ответственных узлов, упростить их конструкцию, повысить запасы прочности, снизить нагревы.

Турбогенератор типа Т3ФА-110 (с полностью воздушным охлаждением) имеет оригинальную конструкцию и схему охлаждения статора и ротора. Две обмотки ротора сдвинуты по окружности на 90° и изготовлены из полосовой меди с присадкой серебра. Пазовая и витковая изоляция катушек выполнены из прессованного стеклополотна на теплостойком лаке, класс нагревостойкости изоляции F. Охлаждение обмоток осуществляется непосредственно воздухом с использованием подпазовых каналов бочки ротора и вентиляционных каналов в проводниках. Бронзовые клинья, удерживающие обмотки в пазах, имеют выходные отверстия для охлаждающего воздуха, совпадающие с вентиляционными каналами обмоток.

Бандажный узел однопосадочной конструкции. Бандажи из коррозионно-стойкой стали вместе с центрирующим кольцом закреплены горячей посадкой на проточке бочки ротора. От осевых перемещений бандажное кольцо удерживается на боч- ке кольцевой шпонкой, зацепленной за носик бандажа. Лобовые части обмоток ротора изолированы от бандажей и центрирующих колец изоляционными сегментами.

Сердечник статора собран из сегментов электротехнической стали толщиной 0,35 мм и вдоль оси подразделен на пакеты, между которыми имеются U-образные вентиляционные каналы, входные и выходные отверстия которых расположены на наружной поверхности сердечника. Поверхность сегментов покрыта изоляционным лаком (класс F). Спрессованный сердечник статора стягивается стальными ребрами и нажимными кольцами из немагнитного металла. Ребра также выполняют роль эластичной подвески статора, для чего они снабжены продольными шлицами.

ÁÂ

ÒÂ

ÀÑÒÃ

iâq

ÀÃÏq ÊØÐq

ò ÎÂq ÒÐq

ÀÇÐq

ÎÂd ÄÏ ÇÐq

! ! $ "%! * ( &-.

ÒÁ – блочный трансформатор; Ò – турбина; ÎÂd, ÎÂq – обмотки возбуждения по осям d è q; ÐÒÏd, ÐÒÏq – реверсивные тиристорные преобразователи; ÀÃÏd, ÀÃÏq – автоматы гашения поля; ÀÇÐd, ÀÇÐq – автомат замыкания обмоток ротора накоротко; TPd, TPq – тиристорный разрядник; ÇÐq, ÇÐd – защитный резистор; ÊØÐd, ÊØÐq – контактор, шунтирующий разрядник; ÒÂ – трансформатор системы возбуждения; ÄÏ – датчик углового положения ротора; ÀÐÂ – автоматический регулятор возбуждения; ÑÓÒ – система управления тиристорами; ÂÂ – выключатель возбуждения; ÁÂ – блочный выключатель

Применение новой технологии изготовления изоляции типа ”Монолит” (класс F) методом ваку- умно-нагнетательной пропитки полностью обмотанного статора позволило уменьшить температурный перепад по толщине изоляции, увеличить жесткость сердечника статора и повысить надежность машины в целом. Изоляция содержит упругий слой, компенсирующий тепловое расширение обмотки и сердечника и обеспечивающий ремонтопригодность конструкции.

Для демпфирования магнитных потоков рассеяния лобовых частей обмотки статора под нажимными кольцами установлены медные экраны и шунты из электротехнической стали.

Стендовые испытания генератора Т3ФА-110

на взаимную нагрузку были проведены в сентябре – октябре 2003 г. (ðèñ. 1). Они позволили определить тепловое состояние машины и ее конструктивных элементов при нагрузке как в индуктивном, так и в емкостном квадрантах диаграммы мощности (т.е. как в режимах выдачи, так и потребления реактивной мощности). В качестве нагрузочной машины использовался турбогенератор Т3ФГ-160. Роторы взаимно нагружаемых машин сопрягались силовыми полумуфтами. Для обеспе- чения номинальной загрузки испытуемого генератора по токам статоры и роторы были сдвинуты по

окружности на заданный (расчетный) угол (ротор испытуемого генератора опережает ротор нагрузочной машины). Полумуфты соединялись с точ- ностью, определяемой шагом по отверстиям в полумуфтах. Несмотря на небольшое отклонение установленного угла сдвига от расчетного значе- ния, удалось выйти в режим максимальной токовой нагрузки (номинальный ток в обмотке статора и в последовательно соединенных обмотках ротора).

Тепловые испытания проведены для четырех режимов, представленных в таблице. Режим с максимальным потреблением реактивной мощности 110 МВ·А проведен при питании каждой обмотки ротора испытуемого генератора от отдельного источника, что позволило изменить угол сдвига без пересоединения полумуфт.

Основные расчетные технические характеристики турбогенератора Т3ФА-110-2У3 приведены далее.

Номинальный режим с потреблением реактивной мощности

Системы возбуждения АСТГ принципиально отличаются от систем возбуждения синхронных турбогенераторов наличием двух каналов питания

обмоток ротора от реверсивных тиристорных возбудителей (ðèñ. 2). При этом возможны различные варианты схем подключения и типов питающего трансформатора (трехобмоточный, два двухобмоточных) и силовой схемы возбудителей.

Система возбуждения (показана на ðèñ. 3) СТС-Р-2П-125-2600-УХЛ4, разработанная и изготовленная для турбогенератора Т3ФА-110, относится к современному поколению систем возбуждения, производимых ОАО ”Электросила” [6].

Система возбуждения включает в себя два идентичных канала для питания двух обмоток возбуждения (d è q) от двух отдельных двухобмоточ- ных трансформаторов, подключенных к шинам генератора. Оборудование размещено в секциях:

силовая переменного тока; тиристорная; силовая постоянного тока.

Каждый реверсивный мост представляет собой сборку из трех силовых блоков, расположенных в горизонтальной плоскости тиристорной секции. Силовой блок – это конструктивный узел, включа- ющий в себя все элементы двух плеч одной фазы моста. Тиристоры имеют принудительное воздушное охлаждение, осуществляемое с помощью радиальных вентиляторов (один из них резервный), гибкого воздушного рукава, установленных в нижней части тиристорной секции. Тиристорный мост содержит по одному мощному тиристору в каждом плече на ток 4500 А и напряжение 2800 В.

Секция управления и регулирования состоит из двух микропроцессорных автоматических регуляторов возбуждения типа АРВ-МА (один из них в

”горячем резерве”) контроллера управления системой возбуждения с дисплеем микропроцессорного устройства защит системы возбуждения.

Система автоматического регулирования возбуждения АСТГ формирует напряжения возбуждения по двум независимым каналам в системе координат x, y, связанной с опорным вектором напряжения (напряжение шин станции)

ãäå kU1, kU2, kU3, k , ks, kð, kâ – коэффициенты обратных связей; p – символ дифференцирования.

В канале y формируется сигнал для управления электромеханическим процессом АСТГ – электромагнитным моментом и движением ротора. Для этого используются обратные связи [зависимость (1)]:

по угловому положению ротора ( ) для обеспе- чения работы АСТГ в установившемся режиме со скольжением, равным нулю;

3 * 4 ! % )

& '() ) 0

по скольжению s для демпфирования колебаний в переходных режимах;

по электромагнитному моменту Ìý (P ); интегральная связь по разнице значений токов

в обмотках d è q ротора (iâd è iâq) для выравнивания токов в обмотках возбуждения в установившихся режимах с целью обеспечения равномерного нагрева обмоток.

В канале регулирования по оси õ формируется сигнал для управления электромагнитными процессами в АСТГ – напряжением на зажимах статора (реактивной мощностью). При этом используется пропорционально-интегрально-дифференци- альный закон регулирования [зависимость (2)].

Таким образом, ”асинхронизированный” принцип управления заключается в регулировании по определенному закону двух ортогональных составляющих напряжения возбуждения. Фактиче- ски управление АСТГ реализуется подачей напряжения на реальные обмотки возбуждения, расположенные на роторе, занимающем в пространстве некоторое угловое положение . Поэтому сформированные сигналы преобразуются в систему координат d, q, связанную с ротором. Данная операция осуществляется ”преобразователем координат”, который является обязательным элементом АРВ, реализующим ”асинхронизированный” принцип управления.

Два АРВ-МА работают параллельно, при этом один из них обеспечивает все функции автомати- ческого управления и регулирования, а второй постоянно находится в ”горячем резерве”, следит за режимом турбогенератора и одновременно осуществляет самодиагностику и диагностику работающего АРВ. При появлении неисправности или отказа в рабочем регуляторе автоматически в работу вводится резервный регулятор.

АРВ-МА совместно с системой возбуждения и автоматикой энергоблока обеспечивает работу генератора Т3ФА-110 в следующих режимах:

начальное возбуждение с последующим автоматическим самовозбуждением;

холостой ход с автоматической подгонкой напряжения;

асинхронизированный (АСГ) режим с выдачей и потреблением реактивной мощности;

синхронный режим с двумя обмотками возбуждения (СГ-2);

синхронный режим с одной обмоткой возбуждения и закороченной второй обмоткой возбуждения (СГd èëè ÑÃq );

асинхронный (АГ) режим с закороченными обмотками возбуждения;

переход из асинхронизированного (синхронного) режима в асинхронный;

переход из асинхронного режима в асинхронизированный (синхронный).

Высокая производительность использованного в АРВ-МА контроллера ST10F269 фирмы STMicroelectronics позволила реализовать помимо функций управления возбуждением также фазоимпульсное управление тиристорными преобразователями и коммутационной аппаратурой, контроль и диагностику тиристорных преобразователей, функции по ограничению режимных параметров, а также ряд технологических и сервисных функций.

Во ВНИИЭ на компьютерных моделях были проведены исследования работы АРВ-МА для условий конкретной электростанции (ТЭЦ-22 Мосэнерго). В результате были определены допустимые области настроечных коэффициентов усиления и постоянных времени. Выданы оптимальные настроечные параметры.

Проведенные испытания АРВ-МА на электродинамической модели НИИПТ подтвердили правильность предложенных ВНИИЭ функций и алгоритмов управления системой возбуждения, а также настроечных коэффициентов.

Диаграмма мощности АСТГ при заданном законе управления и правильно выбранных настро- ечных параметрах не имеет ограничений по устой- чивости в режимах потребления реактивной мощности (ðèñ. 4). Допустимые режимы работы ограничены только номинальным током обмоток возбуждения (кривая Â ) в режимах выдачи реактивной мощности и только номинальным током статора (кривая À ) в режимах потребления реактивной мощности.

Важной особенностью является способность работы АСТГ без возбуждения в асинхронном режиме. При любых отказах в системе возбуждения обмотки ротора закорачиваются накоротко, АСТГ переходит в асинхронный режим, где может работать неограниченно долго без колебаний режимных параметров. Этим достигается более высокий уровень ”живучести” АСТГ. При этом активная нагрузка составляет порядка 70% номинальной. Работая в асинхронном режиме, АСТГ потребляет реактивную мощность в соответствии с асинхронной характеристикой (кривая Ñ ).

Переход в асинхронный режим может осуществляться и по команде оператора. Этот режим можно использовать как штатный, особенно в ноч- ные часы, когда наблюдается минимум нагрузки и повышенные уровни напряжения. При этом АСТГ

работает с более высоким КПД за счет исключе- ния потерь в системе возбуждения.

Двухканальная система возбуждения также обеспечивает работу АСТГ в резервном режиме – режиме обычного синхронного турбогенератора, причем с одной или с двумя обмотками возбуждения. При этом в режимах потребления присутствует ограничение минимального возбуждения (кривая D). При работе на одной обмотке возбуждения зона выдачи реактивной мощности существенно меньше (кривая Å ). Такие режимы могут использоваться при наладочных работах, испытаниях генератора и др.

Режимы работы в условиях ТЭЦ-22 Мосэнерго турбогенератора Т3ФА-110-2У3 были исследованы на компьютерной модели, которая имитирует электрическую станцию, прилегающие электриче- ские сети и содержит: шины различных классов напряжений, трансформаторы и автотрансформаторы, линии электропередачи, генераторы (синхронные и асинхронизированные) и электриче- ские нагрузки (ðèñ. 5) [7]. При этом генераторы моделировались полными уравнениями с учетом демпферных контуров и массивов роторов. Каждый из регуляторов турбин, возбуждения синхронных и асинхронизированных турбогенераторов представлен своим законом управления.

При исследованиях сопоставлялись режимы работы станции при наличии на блоках ¹ 7, 8 синхронных турбогенераторов, при замене блока ¹ 8 на асинхронизированный (Т3ФА-110), а также при замене генераторов обоих блоков на асинхронизированные.

При исследовании на компьютерной модели решались следующие основные задачи:

сопоставление уровней статической и динами- ческой устойчивости, качество переходных процессов всех энергоблоков станции, скоммутированных на шины 110 и 220 кВ, при наличии на блоках 7, 8 синхронных турбогенераторов ТВФ-100 и при замене их поочередно на Т3ФА-110;

оценка влияния на устойчивость генераторов станции аварийных переходов генератора типа Т3ФА-110 из штатного режима в резервный и обратно;

определение оптимальных настроечных коэффициентов регулятора АРВ-МА;

оценка возможности понижения уровня напряжения на шинах 110 и 220 кВ станции при установке на блоках ¹ 7, 8 генератора Т3ФА-110.

Исходные данные по режиму минимума нагрузки ТЭЦ-22 показали, что генераторы станции работают с cos , близким к единице, и высоким уровнем напряжения на шинах 110, 220 и 500 кВ. Использование генератора Т3ФА-110 на блоке ¹ 8 позволяет нормализовать напряжение на шинах 110 кВ и снизить напряжение на шинах 220 кВ на 1%, при этом обеспечить работу генераторов станции со средним cos = 0,98. При установке двух генераторов Т3ФА-110 на блоках ¹ 7, 8 средний cos параллельно работающих СТГ составит 0,95. Напряжение на шинах 220 кВ снизится на 3,5%, а на шинах 110 кВ – до номинального значе- ния. Таким образом, для эффективной нормализации уровней напряжений в схеме ТЭЦ-22 необходимо установить два турбогенератора Т3ФА-110. Кроме того, установка двух однотипных турбоге-

нераторов Т3ФА-110 позволит в определенной мере решать проблемы с регулированием реактивной мощности при останове или выводе в ремонт одного из блоков (¹ 7 или ¹ 8).

Замена синхронных турбогенераторов ТВФ-100 блоков ¹ 7, 8 на асинхронизированный Т3ФА-110 эффективна не только для регулирования напряжения на шинах станции, но и для повышения предела динамической устойчивости станции. Так, при коротких замыканиях на шинах 110 кВ в первую очередь теряют устойчивость генераторы блоков ¹ 1 – 6. Работа генератора Т3ФА-110 в режимах потребления реактивной мощности позволяет этим генераторам перейти в режим с большей выдачей реактивной мощности, что способствует увеличению максимально допустимой длительности короткого замыкания по условию устойчивости на 18%.

При коротких замыканиях на шинах 220 кВ в первую очередь теряют устойчивость синхронные генераторы блоков ¹ 7, 8. Установка одного генератора Т3ФА-110 на блоке ¹ 8 позволяет перевести соседний синхронный генератор блока ¹ 7 в режим с номинальным cos и максимальным уровнем динамической устойчивости. Использование же двух генераторов Т3ФА-110 на блоках ¹ 7, 8 позволит более эффективно решать эти проблемы.

Проверка штатных и аварийных переходов генератора Т3ФА-110 из штатного режима в резервные и обратно (например, из штатного асинхронизированного в резервный асинхронный) показала, что все виды переходов сопровождаются электромеханическими процессами с незначительными колебаниями режимных параметров и большой скоростью затухания (2 – 3 с). Эти переходы практически не влияют на качания параллельно работающих генераторов.

21 декабря 2003 г. головной образец асинхронизированного турбогенератора ТЗФА-110-2УЗ в составе турбоагрегата ¹ 8 ТЭЦ-22 Мосэнерго был включен в сеть. Пусковые испытания генератора и системы возбуждения показали:

способность устойчивой работы генератора в режимах глубокого потребления реактивной мощности;

возможность работы в резервных режимах (асинхронном, синхронном с возбуждением по двум или одной обмотке), а также успешность переходов из штатного режима работы в резервные и наоборот;

способность длительной работы в асинхронном режиме (в одном из опытов генератор непрерывно проработал в асинхронном режиме около 10 ч с нагрузкой 60 МВт).

В настоящее время ведется опытно-промыш- ленная эксплуатация генератора, в течение которой предполагается провести детальные исследования его режимов работы, тепловых нагрузок и других параметров для уточнения эксплуатационной документации и выдачи рекомендаций заводуизготовителю.

Список литературы

1.Перспективы применения асинхронизированных турбогенераторов в европейской зоне ЕЭС России Дмитриева Г. А., Макаровский С. Н., Поздняков А. Ю. и др. – Электрические станции, 1997, ¹ 8.

2.Зинаков В. Е., Лабунец И. А., Сокур П. В. Динамическая устойчивость режимов электростанций, содержащих асинхронизированные турбогенераторы. – Электро, 2001, ¹ 2.

3.Основные характеристики и конструкции серии асинхронизированных турбогенераторов мощностью до 350 МВт с полным водяным охлаждением Кади-Оглы И. А., Зинаков В. Е., Лабунец И. А. и др. – Сборник докладов VI симпозиума “Электротехника-2010”. М.: ВЭИ, 2001, т. 1.

4.Асинхронизированные турбогенераторы разработки АО ”Электросила” Кади-Оглы И. А., Антонов Ю. Ф., Данилевич О. Я. и др. – Сборник ”Электросила”, 2000, ¹ 39.

5.Пинчук Н. Д. Турбогенераторы ОАО ”Электросила”. – Сборник ”Электросила”, 2003, ¹ 42.

6.Унифицированные системы возбуждения турбо- и гидрогенераторов ОАО ”Электросила”. Достижения и перспективы Бурмистров А. А., Логинов А. Г., Фадеев А. В., Хлямков В. А. – Сборник ”Электросила”, 2003, ¹ 42.

7.Сокур П. В. Математическая модель электростанции с синхронными и асинхронизированными турбогенераторами. Сборник докладов. II научно-техническая конференция молодых специалистов электроэнергетики. М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2003.