Исследование параллельной работы синхронных и асинхронизированных турбогенераторов на тепловых электростанциях

Сокур, Павел Вячеславович

автореферат диссертации по энергетике, 05.14.02, диссертация на тему:Исследование параллельной работы синхронных и асинхронизированных турбогенераторов на тепловых электростанциях

кандидата технических наук: Сокур, Павел Вячеславович
город: Москва
год: 2004
специальность ВАК РФ: 05.14.02

Диссертация по энергетике на тему «Исследование параллельной работы синхронных и асинхронизированных турбогенераторов на тепловых электростанциях»

Автореферат диссертации по теме "Исследование параллельной работы синхронных и асинхронизированных турбогенераторов на тепловых электростанциях"

Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский институт электроэнергетики" (ОАО «ВНИИЭ")

На правах рукописи УДК 621.313.322-81:621.311.22

Сокур Павел Вячеславович

Исследование параллельной работы синхронных и асинхронизиро-ванных турбогенераторов на тепловых электростанциях

Специальность 05.14.02 - электростанции и электроэнергетические

системы

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва 2004 г.

Работа выполнена в ОАО «Научно-исследовательский институт электроэнергетики (ОАО «ВНИИЭ»), г. Москва.

Научный руководитель: доктор технических наук, профессор

Лабунец Игорь Александрович

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор

Зеленохат Николай Иосифович

кандидат технических наук

Фокин Владимир Константинович

Ведущая организация

ОАО «Институт "Энергосетьпроект"»

Защита состоится 14 сентября 2004 г. в 1400 часов на заседании Диссертационного Совета Д 512.002.01 при ОАО «Научно-исследовательский институт электроэнергетики» (ОАО «ВНИИЭ») по адресу: 115201, Москва, Каширское шоссе, д.22, корп.З.

Отзывы на автореферат в двух экземплярах, заверенные печатью организации, просим направлять на имя ученого секретаря Диссертационного Совета Д 512.002.01 по адресу 115201, Москва, Каширское шоссе, д.22, корп.З, ОАО «ВНИИЭ».

С диссертационной работой можно ознакомиться в библиотеке ОАО «ВНИИЭ».

Автореферат разослан августа 2004 г.

Ученый секретарь Диссертационного Совета Д 512.002.01, д.т.н., проф.

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы. Во многих энергосистемах России существует проблема необходимости снижения высоких уровней напряжения в электрических сетях. Повышение уровней напряжения обусловлено рядом причин: неравномерностью графиков нагрузки в течение суток и времен года, наличием слабо загруженных высоковольтных линий электропередачи, недостаточной степенью компенсации реактивной мощности в электрических сетях.

Эту проблему приходится решать не только для энергообъединений и энергосистем с протяженными линиями электропередачи, но и для крупных концентрированных энергосистем, характеризующихся большим количеством преимущественно тепловых электростанций, связанных между собой и с потребителями развитыми воздушными и кабельными электрическими сетями. Такие системы обладают значительной общей электрической емкостью по отношению к земле и между фазами линий электропередач. Характерным примером концентрированной энергосистемы является система «Мосэнерго».

Длительное повышение напряжения сверх допустимого на трансформаторах и автотрансформаторах, шунтирующих реакторах, ограничителях перенапряжений и других видах оборудования приводит к резкому сокращению срока службы этого оборудования и росту аварийности, а также снижает надежность работы генераторов электростанций.

Регулирование напряжения (реактивной мощности) в системообразующих сетях ЕЭС России осуществляется:

• автоматическими регуляторами возбуждения синхронных генераторов (СТГ), на электростанциях;

• синхронными и статическими тиристорными компенсаторами на подстанциях;

• шунтирующими реакторами (ШР), трансформаторами с регулированием напряжения под нагрузкой (РПН), батареями статических конденсаторов (БСК);

Использование ШР, РПН, БСК, позволяет компенсировать избыточную реактивную мощность не плавно, а ступенчато. Кроме того, такое регулирование осуществляется на практике, как правило, эпизодически из-за недостаточного коммутационного ресурса воздушных выключателей, а также низкой надежности РПН.

Для снижения напряжения используются даже такие крайние меры, как отключение системообразующих линий электропередачи, что существенно снижает надежность работы энергосистем и поэтому не может быть рекомендовано в качестве средства нормализации уровней напряжения в электрических сетях. Кроме того, во многих случаях это мероприятие не дает достаточного эффекта.

Синхронные турбо- и гидрогенераторы способны в определенных пределах регулировать реактивную мощность, однако эти пределы ограничены. В турбогенераторах старых серий п огние реактивной_мошшсшДработа в режиме недовозбуждения) сущ ограниченоо(иноГЛйиМйбЙкЛ%й(1). Э' о

БИБЛИОТЕКА 1 С.Пстербург ¡-у,, » 3 05 300*(»шгРг.7

ограничение связано с нагревом и механическими усилиями в торцевых зонах статоров, в частности в крайних пакетах сердечника, и с условиями устойчивости. В турбогенераторах новых серий, например, серии ТЗВ производства ОАО «Электросила», проблемы нагрева и механики торцевых зон решены, но сохраняются ограничения по обеспечению устойчивости.

Перевод турбогенераторов электростанций в режим потребления реактивной мощности снижает надежность работы энергосистем и создает опасные условия работы турбогенераторов электростанций вследствие перегревов и разрушения торцевых зон статоров. Так, в 1993-2002 г.г. были повреждены турбогенераторы на Конаковской, Каширской, Гусиноозерской, Ириклинской, Реф-тинской и др. ГРЭС и ТЭЦ, работающих в режимах потребления реактивной мощности.

Таким образом, проблема нормализации и регулирования уровней напряжения в электрических сетях энергосистем не может быть кардинально решена при использовании в энергосистеме только традиционных синхронных турбогенераторов. Необходимо либо дополнительная установка в сетях устройств регулирования реактивной мощности (статических или электромашинных), либо применение на электростанциях, кроме СТГ, специальных турбогенераторов, способных устойчиво работать в режимах выдачи и глубокого потребления реактивной мощности.

Общая мощность турбогенераторов, установленная на тепловых электростанциях России составляет 150 ГВт (около 1200 машин), при этом около 55% турбогенераторов практически выработали "установленный стандартами минимальный срок службы (25-30 лет). Наметившееся оживление промышленного производства в стране и ожидаемый в этой связи рост электрических нагрузок требует неотложных мер по замене в ЕЭС России физически изношенного оборудования. При замене необходимо учитывать прогресс в генераторостроении и внедрять оборудование с качественно новыми техническими характеристиками. Сюда, в частности, относятся асинхронизированные турбогенераторы (АСТГ), которые благодаря своим техническим возможностям допускают многоцелевое применение.

АСТГ могут быть использованы не только для получения электроэнергии (генератор), но и способны одновременно выполнять роль источников реактивной мощности с большим регулировочным диапазоном (компенсатор), особенно в сторону ее потребления.

Асинхронизированные генераторы являются уникальной отечественной разработкой, начатой во ВНИИЭ более 40 лет назад по идее и под общим научным руководством проф. Ботвинника М.М. и его последователя проф. Шакаря-ном Ю. Г. Большой вклад в теорию и практику АСТГ внесли исследования, выполненные отечественными учеными Блоцким Н.Н., Мамиконянцем Л.Г., Ла-бунцом И.А., Кузьминым В.В. и др.

Первый в мировой практике АСТГ мощностью 200 МВт был разработан и изготовлен в 1985 г. на НПО «Электротяжмаш» и был установлен на Бурштын-ской ГРЭС (Львовэнерго, Украина). В 1990 г. на той же ГРЭС был введен в эксплуатацию второй такой же турбогенератор. Генераторы надежно эксплуа-

тируются в режимах выдачи и глубокого потребления реактивной мощности, обеспечивая оптимальные режимы по напряжению.

К настоящему времени ОАО «Электросила» разработаны технические проекты АСТГ типа ТЗВА мощностью 110-320 МВт с полностью водяным охлаждением. Изготовлен первый промышленный образец АСТГ с полностью воздушным охлаждением типа ТЗФА-110-2УЗ мощностью 110 МВт.

Применение АСТГ на ТЭЦ и ГРЭС ОАО «Мосэнерго» отмечено в приказе №476 от 04.07.2002, согласно которому АСТГ должны быть установлены на 9 энергоблоках, а первый типа ТЗФА-110-2УЗ установлен и введен в опытно1 промышленную эксплуатацию на блоке №8 ТЭЦ-22 г. Москвы в декабре 2003 года.

Приказом №672 от 29.11.2002 по РАО «ЕЭС России» рекомендовано применение АСТГ на 18 тепловых электростанциях России.

В ближайшее время ожидается внедрение нового типа генерирующего оборудования во многие энергосистемы России.

Проведенные до настоящего времени исследования были направлены в основном на сопоставительный анализ работы АСТГ в простейших схемах. Параллельная работа АСТГ между собой и СТГ в условиях электростанции практически не исследовалась.

Цели и задачи работы.

Целью работы является дальнейшее развитие теории и практики использования АСТГ при совместной эксплуатации с синхронными турбогенераторами на тепловых электростанциях. Конкретно в работе решаются следующие основные задачи:

1. Разработка математической модели электрической схемы электростанции, алгоритмов и компьютерной программы для исследований установившихся и переходных процессов параллельно работающих АСТГ и СТГ.

2. Анализ установившихся и аварийных режимов, динамической устойчивости и качества переходных процессов совместно работающих на электростанции АСТГ и СТГ.

3. Разработка рекомендаций по структуре системы возбуждения, алгоритмам и настройкам системы управления, рекомендации по ведению режимов работы АСТГ на тепловых электростанциях.

Основные методы научных исследований.

Для решения поставленных задач использовались: теория электромеханических переходных процессов, аналитические методы анализа переходных и установившихся процессов в электроэнергетических системах, методы математического и физического моделирования, теория и практика программирования на ПЭВМ, экспериментальные исследования на цифровых и электродинамических моделях, стендовые и натурные испытания.

При решении ряда задач учтены также результаты ранее проведенных экспериментальных исследований АСТГ на Бурштынской ГРЭС (Украина).

Все вычисления и графические построения производились на ПЭВМ с применением следующих пакетов программ: Matlab 6.1, MathCad 2000, Word 2000, Excel 2000, Watcom С 11.0. Адекватность моделей подтверждена данными, полученными на испытательном стенде завода «Электросила», на физической модели «НИИПТ», при опытно-промышленной эксплуатации генератора ТЗФА-110 на ТЭЦ-22 «Мосэнерго».

Научная новизна

1. Разработана универсальная математическая модель АСТГ, алгоритмы и программное обеспечение, отличающиеся:

• возможностью проведения расчетов установившихся и переходных процессов генератора с различными структурами систем возбуждения и управления;

• учетом ограничений токов возбуждения на заданном уровне;

• возможностью вариации электромагнитных параметров обмоток ротора;

• законченной блочной структурой, позволяющей иметь требуемое количество моделей АСТГ в итоговой модели;

• наличием системы управления и коммутационных аппаратов, позволяющих проводить переходы из штатного асинхронизированно-го режима в резервные и обратно..

2. Разработана математическая модель электрической схемы электростанции, содержащей СТГ и АСТГ, трансформаторы и автотрансформаторы, местную нагрузку и другое оборудование. Алгоритмы и программное обеспечение позволяют исследовать параллельную работу СТГ и АСТГ в установившихся и переходных режимах.

3. Получены сопоставительные результаты оценки запасов динамической устойчивости генераторов электростанции при параллельной работе СТГ-СТГ и СТГ-АСТГ.

4. Выполнена оптимизация структуры системы возбуждения, алгоритмов и настроек системы управления АСТГ при параллельной работе с СТГ.

Практическая значимость работы и ее реализация.

1. Результаты расчетов статических и динамических режимов работы турбогенератора использованы на ОАО «Электросила» при проектировании турбогенератора ТЗФА-110.

2. Алгоритмы и настройки системы управления АСТГ использованы при разработке системы возбуждения типа СТС-Р-2П-125-2600-УХЛ4 и автоматического регулятора возбуждения типа АРВ-МА на ОАО «Электросила».

3. Разработаны рекомендации по ведению режимов турбогенератора ТЗФА-110 блока №8 ТЭЦ-22 ОАО «Мосэнерго».

4. Разработан и изготовлен компьютерный стенд для наладки регулятора возбуждения АСТГ. На компьютерном стенде определены оптимальные коэффициенты усиления и постоянные времени для регулятора типа АРВ-МА в условиях работы блока №8 ТЭЦ-22 ОАО «Мосэнерго».

5. Результаты исследований установившихся и переходных режимов работы генератора ТЗФА-110 использованы при разработке программы испытаний генератора на стенде завода и программы пусковых испытаний генератора на блоке №8 ТЭЦ-22 ОАО «Мосэнерго»

Основные положения, выносимые на защиту.

1. Универсальная математическая модель АСТГ, включающая уравнения демпферных контуров генератора, и программное обеспечение, позволяющие выполнять расчеты статических и динамических режимов генератора с различными структурами системы возбуждения, при вариации алгоритмов и настроек системы управления, с учетом действия регулятора турбины.

2. Математическая модель электрической схемы электростанции, содержащей группы параллельно включенных турбогенераторов СТГ и АСТГ, скоммутированных на шины разных классов напряжения, трансформаторы и автотрансформаторы, местную нагрузку и другое оборудование. Алгоритмы и программное обеспечение для проведения исследований режимов работы такой электростанции. Методология построения таких моделей электростанции.

3. Структура и алгоритмы управления системы возбуждения и управления АСТГ, позволяющие увеличить надежность эксплуатации генератора и улучшить качество электромеханических переходных процессов при совместной работе с СТГ.

4. Рекомендации по ведению режимов АСТГ на основе результатов расчетов установившихся и переходных процессов АСТГ при совместной работе с СТГ в условиях реальной электростанции.

Апробация работы.

Результаты работы были доложены и обсуждены на:

- VI симпозиуме «Электротехника - 2010» (Москва, 2001 г.)

- симпозиуме ЭЛМАШ-2002 (Москва, 2002 г.)

- международной конференции «Электромеханические и электромагнитные преобразователи энергии и управляемые электромеханические системы» (Екатеринбург, 2003 г.)

- научно-практическаой конференции «Электроэнерго-2002» (Санкт-Петербург, 2003 г.)

- VII симпозиуме «Электротехника - 2010» (Москва, 2003 г.)

- II научно-технической конференции молодых специалистов электроэнергетики (Москва, 2003 г.)

Публикации.

Основные положения и результаты работы опубликованы в 11 статьях, в отчетах по НИР и НИОКР.

Объем и структура диссертации.

Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения, списка литературы (131 наименование) и 9 приложений. Объем работы включает 145 страниц текста, 10 таблиц, 64 рисунка.

Содержание работы.

Во введении обоснована актуальность темы диссертационной работы, сформулированы ее цели, отражена научная новизна и практическая ценность полученных результатов, дается общая характеристика работы.

В первой главе проведен обзор методов и результатов исследований, разработки и промышленной эксплуатации АСТГ.

Теоретические исследования в области АС-машин основаны на общей теории управляемых АС-машин, развитой в трудах отечественных ученых Ботвинника М. М., Шакаряна Ю. Г., Мамиконянца Л. Г., Блоцкого Н. Н., Лабунца И. А., Кузьмина В.В. и др. Практическая реализация этих исследований нашла отражение в создании и промышленной эксплуатации регулируемых АС-приводов механизмов собственных нужд электростанций, АС-гидрогенераторов Иовской ГЭС, АС-генератора-двигателя Кислогубской ПЭС, АС-турбогенераторов Бурштынской ГРЭС (АСТГ-200).

Проведенные НИИ «Энергосетьпроект», ОАО «ВНИИЭ» технико-экономические обоснования, выполненные для ряда конкретных примеров, показывают, что наибольший экономический эффект от применения АСТГ связан с увеличением пропускной способности электрических связей и с отказом от установки дополнительных шунтирующих реакторов, необходимых по условию поддержания требуемых уровней напряжений.

Несмотря на более высокую стоимость АСТГ по сравнению с синхронной машиной той же мощности, дополнительные затраты в него более эффективны и окупаются быстрее затрат на дополнительный коммутируемый шунтирующий реактор, подключенный к шинам электростанции.

Технический и экономический эффект от использования АСТГ носит преимущественно системный характер, выходящий за рамки коммерческого интереса отдельных электростанций, которые должны их эксплуатировать.

В современных условиях хозяйствования это обстоятельство сдерживает внедрение асинхронизированных турбогенераторов в ЕЭС России. Для преодоления негативного влияния указанного фактора необходимо решить вопрос о принципе и механизме распределения эффекта от применения асинхронизированных турбогенераторов между электростанциями и энергосистемами.

Внедрение АСТГ позволяет исключить режимы недовозбуждения работающих параллельно с ними синхронных машин, повышая тем самым их надежность и долговечность. Этим обстоятельством может быть обусловлена прямая техническая и экономическая заинтересованность самих электростанций в использовании АСТГ, подкрепленная возможной экономией топлива от уменьшения числа повторных пусков энергоблоков после срабатывания проти-воаварийной автоматики, ввиду большей живучести АСТГ.

Проведенные до настоящего времени исследования были направлены на сопоставительный анализ работы в нормальных и аварийных режимах АСТГ и СТГ в достаточно простой схеме «Генератор-ЛЭП-Шины бесконечной мощности».

Работы по исследованию параллельной работы АСТГ и СТГ были направлены на подбор оптимального соотношения АСТГ и СТГ на электростанции. Рассматривались вопросы автоматического группового регулирования напряжения электростанции, содержащей АСТГ и СТГ.

Исследования динамической устойчивости электростанции проводились в простейшей схеме, содержащей один СТГ и один АСТГ, работающие по схеме «Генератор-ЛЭП-Шины бесконечной мощности».

С целью оценки живучести АСТГ анализировались переходные процессы при авариях в системах возбуждения и управления. Было показано, что в ряде случаев переходные процессы носят затяжной характер и сопровождаются значительными колебаниями режимных параметров, бросками тока статора и даже проворотами ротора и выпадением из синхронизма. Оптимизация алгоритмов работы системы управления АСТГ, с целью устранения этих негативных факторов, не проводилась.

Проанализирована структура АСТГ (рис.1). Статор АСТГ не имеет принципиальных отличий от СТГ. На роторе размещены две обмотки возбуждения (ОВ,1 И ОВч). Система возбуждения содержит два реверсивных тиристор-ных преобразователя (РТПа и РТПЧ). Управление напряжениями возбуждения реализуется автоматическим регулятором возбуждения АРВ (через систему управления тиристорами СУТ). Регулирование возбуждения осуществляется по асинхронизированному закону (векторное управление). В каждой оси возбуждения имеются автоматы гашения поля АГПаИ АГПЧ, устройства защиты обмоток возбуждения от перенапряжения ТРа и ТРЧ (тиристорные реверсивные разрядники) с защитными сопротивлениями ЗРа и ЗРЧ, а также автоматы замыкания обмоток возбуждения накоротко и

Рис. 1. Структурная схема АСТГ.

Рассматриваются технические характеристики, параметры и конструкция выпускаемых и разработанных АСТГ. НПО «Элетротяжмаш» освоило производство АСТГ типа АСТГ-200-2УЗ мощностью 200 МВт с водородно-водяным охлаждением. Разработаны АСТГ типа ТАП-220-2УЗ мощностью 200 МВт с полностью воздушным охлаждением, а также АСТГ типа АСТГ-800-2УЗ мощностью 800 МВт с полностью водяным охлаждением.

ОАО «Электросила» разработало серию АСТГ типа ТЗВА-110, ТЗВА-220 и ТЗВА-320 (мощностью ПО, 220 и 320 МВт) с полностью водяным охлаждением. Освоено производство АСТГ типа Т3ФА-110 мощностью 110 МВт с полностью воздушным охлаждением.

По литературным источникам проведен анализ надежности АСТГ, основанный на теоретических исследованиях и опыте эксплуатации АСТГ на Бур-штынской ГРЭС.

Во второй главе разработана математическая модель электрической схемы электростанции, содержащая АСТГ, СТГ с системами возбуждения и управления, турбины, а также трансформаторы, автотрансформаторы, шины различного класса напряжений, линии электропередач, местную нагрузку. Обоснован выбор для реализации программного обеспечения математического пакета МайаЬ 81шиНпк.

Математическая модель АСТГ представлена уравнениями (1)-(2).

Модель содержит симметричную статорную систему обмоток (а,(3) и роторные системы: несимметричную систему обмоток возбуждения у, симметрирующие короткозамкнутые обмотки (с<), сч) и систему демпферных контуров Обмотки возбуждения (ОВ) имеют неодинаковые электромагнитные параметры и смещены относительно друг друга в пространстве на

10

произвольный угол Х- Исходная система дифференциальных уравнений для этой модели имеет следующий вид:

(1)

(2)

Ч'и I, - потокосцепление и ток I обмотки; а - частота вращения ротора;

- индуктивности самоиндукции и взаимондукции обмоток; - механический момент инерции ротора; Мт, Мэ - момент турбины и электромагнитный момент. Система уравнений (1)-(2) может быть приведена от исходной системы ОВ (fa.fi,) к эквивалентным ОВ в ортогональной системе роторных осей

(с/,^), размещенной определенным образом (угол у). При этом параметры эквивалентной системы ОВ могут быть определены через параметры исходной ОВ. Тогда эквивалентная система уравнений для обобщенной модели АСТГ в каноническом виде:

(3)

и,и '</, 1Ч, Щ Щ - проекции векторов напряжений, токов и потокосцеп-лений обмотки статора на оси й д;

ид. Ща. № Щ' Ща - проекции векторов напряжений, токов и потокосце-плений обмотки возбуждения;

'ол?. 'ояА Щпц, ЩпЛ - проекции векторов токов и потокосцеплений демпферных контуров (п= 1,2,3);

>*. '*/' - активные сопротивления обмоток статора, возбуждения и демпферных контуров;

J - механическая постоянная инерции ротора генератора с учетом турбины;

Мг. М} - момент турбины и электромагнитный момент; 8 - угол между осью "у" (синхронной системы координат "х, у", вращающейся с синхронной частотой и при этом ось "У совпадает по направлению с изображающим вектором мощной сети) и осью "<7" (системы координат q", вращающейся с частотой вращения ротора и при этом направление оси "д" совпадает с поперечной осью ротора).

Блок АСТГ, отвечающий за решение уравнений (3), реализован в МайаЬ 81ши1тк в виде маскированной подсистемы, что позволяет иметь в итоговой модели необходимое количество генераторов типа АСТГ, для каждого из которых могут быть заданы свои параметры. Модель АСТГ в МайаЬ 81ши1тк приведена на рис.2.

Рис. 2 Модель АСТГ в МаНаЬ 8ти1тк.

Для модели АСТГ входными переменными являются: вектор напряжения на шинах генератора, который рассчитывается в синхронной системе координат, момент турбины и вектор опорного напряжения.

Напряжение статора АСТГ в синхронной системе координат "х, у" преобразуется в систему координат "d, q", связанную с ротором, в блоке преобразования координат (блок "ri-»dq" ) по следующим выражениям: {/, =UycosS + U„smS

Ud = -U, sin S + Ux cos S (4)

Из уравнения движения последовательным интегрированием находятся скольжение (s) и угловое положение ротора (5). После интегрирования производных потокосцеплений вычисляются токи обмоток статора, ротора и демгг-ферных контуров (блок "def I"). Выходной переменной модели АСТГ являются ток статора генератора. В выходном блоке модели - блоке преобразования координат ("dq-m"), токи преобразовываются из системы осей "d, q", связанных с ротором в синхронную систему осей по выражениям:

ir = cos S - id sin S

ix = i, sin S + id cos 5

Система возбуждения и управления представлена блоком "arv", который помимо управления возбуждением осуществляет переходы из штатного режима работы в резервные и обратно по заданным алгоритмам.

Предусмотрены блоки закорачивания обмоток накоротко (блоки "ЛЗР/', "A3Pq"), что позволяет моделировать аварии в системе возбуждения и работу генератора в асинхронном режиме (без возбуждения) или с возбуждением в одной из обмоток возбуждения.

Система возбуждения АСТГ принята идеальной, что для расчетов электромеханических переходных процессов допустимо. Регулирующие воздействия происходят мгновенно. На выходе регулятора возбуждения формируется напряжение возбуждения. Особенностью модели возбуждения является то, что в нее введен блок ограничения тока возбуждения. Система возбуждения может работать как по схеме самовозбуждения, так и независимого возбуждения. Регулятор возбуждения реализует как асинхронизированный, так и синхронный принцип управления (работа с возбуждением в одной из ОВ или с двумя ОВ).

Модель СТГ представлена как частный случай АСТГ и содержит только одну обмотку возбуждения. Система уравнений (3) применима к СТГ при исключении третьего уравнения, описывающего цепь обмотки возбуждения по ocn q.

Особенностью модели СТГ является:

• трехконтурная схема замещения массива ротора и демпферной обмотки;

• введен блок позволяющий проводить исследования работы СТГ в асинхронном режиме (без возбуждения), с замыканием обмотки возбуждения на активное сопротивление, кратность которого по отношению к сопротивлению обмотки возбуждения может изменяться.

Регулятор возбуждения СТГ представляет собой ПИ-регулятор по отклонению напряжения.

Разработанная модель регулятора турбины, позволяет проводить изменение момента турбины в соответствии с заданным графиком.

Типовая электрическая схема электростанции содержит генераторы, трансформаторы, автотрансформаторы, шины различного класса напряжений, ЛЭП, местную нагрузку. Для исследований в качестве электростанции, для примера, выбрана ТЭЦ-22 ОАО «Мосэнерго», где на энергоблоке №8 установлен АСТГ типа Т3ФА-110. Схема замещения представлена на рис. 3.

Рис. 3. Эквивалентная электрическая схема ТЭЦ-22 Мосэнерго.

Схема приведена к одному напряжению, с соответственно пересчитанными сопротивлениями. За базисный узел принят узел шин бесконечной мощности (шины 500 кВ п/ст Чагино). Методом узловых потенциалов, зная токи генераторов, рассчитанные на текущем шаге интегрирования, и нагрузок, определены узловые напряжения и напряжения на генераторах, необходимые для следующего шага интегрирования:

(6)

где - узловые напряжения;

- собственные и взаимные проводимости; - узловые токи.

Узловые токи, необходимые для решения (6), находятся как соответствующие суммы токов нагрузок и генераторов, определенные на текущем шаге интегрирования.

Модель нагрузки выполнена в виде шунта с последовательным соединением активного и реактивного (индуктивного или емкостного) сопротивлений.

14

(7)

Комплексные сопротивления нагрузок вычисляются при расчете начальных условий по выражению:

где 5/ - мощность нагрузки; С/ - напряжение шин, к которым подключена нагрузка.

На рис. 4 приведена разработанная модель в МайаЬ 81ши1шк на примере расчетной схемы ТЭЦ-22 «Мосэнерго».

Рис. 4. Модель электрической схемы электростанции в МайаЬ 81ши1шк.

Модель электростанции содержит следующие основные блоки:

• Б1ё2_1, а81§2_2, - синхронные и асинхронизированный турбогенераторы, для каждого их которых задаются свои параметры;

• ptstg2, ptastg2, ptstg3 - регуляторы момента турбины, для каждого из которых задается свой график работы;

• netw - решение уравнений электрических цепей электростанции,

а также блоки, позволяющие осуществлять короткие замыкания на шинах 110 и 220 кВ.

Разработанная математическая модель электростанции и программное обеспечение позволяют:

• проводить расчет исходного установившегося режима;

• проводить расчеты динамической устойчивости при различных видах возмущений (сброс/наброс нагрузки; короткие замыкания на шинах станции, в местах присоединения местной нагрузки);

• оценить работу генератора (генераторов) при авариях в системах возбуждения и управления;

• проводить ручное или автоматическое изменение структуры АСТГ;

• проводить ручное или автоматическое переключение регулятора АСТГ с асинхронизированного принципа управления на синхронный и обратно.

В третьей главе рассмотрены установившиеся режимы работы электростанции, содержащей АСТГ.

Расчеты установившихся режимов позволили определить:

• характерные режимы работы АСТГ;

• влияние режимов с потреблением реактивной мощности на параллельно работающие СТГ;

• уровни напряжения на шинах собственных нужд при работе АСТГ в режимах глубокого потребления реактивной мощности.

На примере ТЭЦ-22 «Мосэнерго» показано, что наличие АСТГ в составе электростанции позволяет решать задачи по регулированию напряжения в энергосистеме и расширить регулировочный диапазон станции по напряжению.

Проведенные расчеты показали, что за счет потребления избыточной реактивной мощности с помощью АСТГ, нет необходимости в работе в режимах недовозбуждения параллельно работающих СТГ. В результате СТГ работают с более высоким КПД (с номинальным cos(p), увеличивается их срок службы, а также расширяется регулировочный диапазон генераторов по напряжению.

Важной особенностью, с точки зрения эксплуатации, является возможность работы АСТГ в асинхронном режиме без возбуждения. При этом АСТГ работает с потреблением реактивной мощности, уровень потребления которой соответствует асинхронной характеристике генератора. Работа АСТГ в асинхронном режиме позволяет проводить профилактические работы на системе возбуждения, увеличить срок ее службы.

При работе АСТГ в режимах недовозбуждения (потребления реактивной мощности) на шинах собственных нужд наблюдаются низкие уровни напряжений, но находящиеся в допускаемых пределах при соответствующем регулировании РПН трансформатора собственных нужд. Поэтому, для нормального функционирования оборудования собственных нужд рекомендуется автоматическое регулирование РПН трансформатора.

Расчеты установившихся режимов позволили назначить исходные режимы генераторов при исследованиях переходных процессов, вызванных возмущениями в энергосистеме (сброс/наброс нагрузки, короткое замыкание и т.п.) и авариями в системе возбуждения, проведенных в главе 4.

В главе 4 проведены исследования динамической устойчивости электростанции с параллельно работающими синхронными и асинхронизированными турбогенераторами. Показано, что АСТГ при параллельной работе с СТГ в ус-

ловиях типовой электростанции-динамически устойчив как в режимах выдачи, так и глубокого потребления реактивной мощности.

При параллельной работе с синхронными турбогенераторами АСТГ обеспечивает повышение пределов динамической устойчивости СТГ за счет их перевода в зону с большей выдачей реактивной мощности, а также за счет более быстрого восстановления напряжения на шинах станции.

Для примера на рис.5, 6 показаны результаты расчетов переходных процессов при к.з. на шинах станции длительностью Д1К1=0,12 с, для случая, когда все генераторы синхронные и при наличии АСТГ. Как видно, наличие ЛСТБ способствует демпфированию колебаний параллельно работающего СТГ, при этом переходной процесс проходит с меньшей амплитудой колебаний и завершается быстрее.

Рис.5 Трехфазное к.з. на шинах станции. Рис.6. Трехфазное к.з. на шинах стан-Д1Ф:=0,12 с ции. Д1а:=0,12 с

С05фстГ1=С05фстГ2=1 С05фстП=С05фАСТГ= 1

- напряжение на шинах станции; Р - активная мощность; - угловое положение ротора генератора; s - скольжение. 1 - Шины станции; 2 - СТГ; 3 - АСТГ.

Исследование динамической устойчивости типовой станции (на примере ТЭЦ-22 «Мосэнерго») показали, что АСТГ типа ТЗФА-110, установленный на блоке №8 (рис.3) способствует демпфированию колебаний работающих на ши-

ны 220 кВ блоков №№7, 10 и не оказывает влияния на блоки №1-6, работающие на шины ПО кВ.

Показано, что работа АСТГ в асинхронном режиме не оказывает заметного влияния на параллельно работающие СТГ. Динамическая устойчивость станции при работе АСТГ в асинхронном режиме оказывается несколько ниже, чем при работе АСТГ в штатном асинхронизированном режиме. Так при работе генератора Т3ФА-110 на блоке №8 ТЭЦ-22 «Мосэнерго» в асинхронном режиме максимальное снижение предельно допустимого времени трехфазного короткого замыкания (по условию динамической устойчивости станции) на шинах 220 кВ составляет 11%.

В главе 5 проведена оптимизация алгоритмов, структуры и настроек системы управления АСТГ.

Показано, что у АСТГ при отказах АРЕ или системы возбуждения всегда можно поддержать его работоспособность с определенными ограничениями в зависимости от характера отказа:

1. При отказах регулятора возбуждения

• перейти на синхронный принцип управления;

• перевести генератор в режим работы без возбуждения (асинхронный режим).

2. При авариях в системе возбуждения

• перевести генератор в режим работы без возбуждения (асинхронный режим).

• перевести генератор в режим работы с возбуждением по одной оси;

Таким образом, АСТГ может работать в следующих режимах работы:

штатном (АСГ - асинхронизированный);

резервном (АГ - асинхронный (без возбуждения, с замкнутыми накоротко обмотками возбуждения); СГ2 - режим с возбуждением по двум осям и управлением по синхронному принципу; СГа -возбуждение по оси d; СГЧ - возбуждение по оси ц).

В результате исследований предложены алгоритмы изменению конфигурации системы возбуждения с целью сохранения генератора в работе в результате отказов или аварий в системе возбуждения. Разрешенные переходы приведены на рис. 7.

Рис. 7 Разрешенные переходы при изменении конфигурации системы возбуждения АСТГ.

Как видно из рисунка, запрещены переходы из штатного режима АСГ и режима СГ2 в режимы с возбуждением по одной оси, поскольку возможность успешного перехода зависит от многих факторов: исходного режима работы генератора по активной и реактивной мощности и от того какая из обмоток остается в работе В результате возможен переход как в устойчивый, так и неустойчивый режим (проворот ротора, асинхронный ход с возбуждением). Поэтому, при любых авариях (отказах) в одном из каналов возбуждении из исходного АСГ режима происходит безусловный переход генератора в асинхрон- • ный режим (АГ). Далее, после установки причины отказа персонал (в асинхронном режиме генератор может работать неограниченно долго) может перевести генератор в режим работы с возбуждением как в одной из обмоток возбуждения, так и в штатный режим с возбуждением в двух обмотках (после устранения неполадок).

Проведенные исследования показали, что все переходы осуществляются успешно. Наиболее тяжелыми оказались процессы перехода из асинхронного режима в режимы с возбуждением. В этой связи проведены дополнительные исследования с целью их оптимизации.

Исследованные переходы из асинхронного режима работы (без возбуждения) в режим работы с возбуждением (АСГ, СГ2, показали, что характер переходного процесса может сильно отличаться как по длительности (от 3 до 20 с), так и по амплитудам режимных параметров. Такое различие связано со случайным исходным угловым положением ротора в момент подачи возбуждения, т.к. до начала перехода ротор вращается со скольжением.

Для оптимизации такого перехода необходимо, чтобы после подачи возбуждения электромагнитный момент АСТГ имел бы значение не меньше асинхронного и нарастал с поворотом ротора вплоть до достижения синхронной частоты вращения, а ток в статорной цепи не превышал номинального значения.

Из (3) без учета электромагнитных переходных процессов в статорной цепи и без учета демпферных контуров, для оценки возможных значения токов статора и электромагнитного момента генератора в момент подачи питания в одну из обмоток возбуждения получены следующие выражения:

В результате проведенных исследований показано, что подача возбуждения при переходе из асинхронного режима в режим с возбуждением по одной оси должна осуществляться в момент смены знака тока в обмотке ротора с минуса на плюс. Тогда переход из асинхронного режима работы в режим с возбуждением по одной оси происходит за минимальное время (1-2 с) и без бросков токов статора.

Предложенный алгоритм может также быть реализован и в другом виде. Диагностику оптимального момента времени для подачи возбуждения при пе-

реходе из асинхронного режима в режимы с возбуждением можно осуществлять также и по угловому положению ротора.

Подача возбуждения при переходе из асинхронного режима в режимы с возбуждением осуществляется при следующих угловых положениях ротора:

• при переходе в режимСГа 0°

• при переходе в режим СГЧ 90°

• при переходе в режим АСГ 45°

• при переходе в режим СГ2 45°

Для настройки регулятора возбуждения, наладки, проверки и выбора коэффициентов усиления и постоянных времени в условиях конкретного применения регуляторов возбуждения синхронных и асинхронизированных турбогенераторов разработан компьютерный стенд.

Данная задача решена при помощи математического пакета Matlab Simu-link. В состав пакета Matlab входит пакет расширения "Real-Time Workshop" (RTW), который является лабораторией реального времени. Этот пакет обеспечивает для программ Matlab Simulink подбор необходимых библиотек и программных модулей с последующей компиляцией и сборкой и, в результате, позволяет создавать исполняемые файлы, работающие в режиме реального времени. Эти файлы могут использоваться для работы в режиме обмена информацией с внешними системами и устройствами, функционирующими в реальном времени. Обмен информацией между компьютерной моделью объекта, работающей в режиме реального времени, с внешними устройствами осуществляется с помощью специализированных плат ввода-вывода, включаемых между ПЭВМ и внешними устройствами.

Процесс создания исполняемых в режиме реального времени модулей моделей имеет некоторые ограничения - в состав модели не могут включаться некоторые элементы пакета Matlab Simulink, модель должна быть выполнена в дискретном виде с фиксированным шагом и т.д. В связи с этим, разработанная ранее модель электростанции была модифицирована с учетом накладываемых системой RTW ограничений.

Такая модель представляет собой программу, работающую на компьютере и жестко тактируемую по времени. Исполняемый файл выполняется в однозадачной операционной системе типа MS DOS.

Функциональная схема работы регулятора возбуждения АСТГ с математической моделью электростанции, содержащей АСТГ и СТГ, показана на рис. 8.

Проведенные на созданном компьютерном стенде работы по настройке регулятора возбуждения для асинхронизированного турбогенератора Т3ФА-110 в условиях работы ТЭЦ-22 «Мосэнерго» позволили определить оптимальные коэффициенты усиления и постоянные времени в каналах регулирования.

Испытания натурного образца регулятора возбуждения типа АРВ-МА для генератора ТЗФА-110 на физической модели, в которых автор принимал участие, показали, что выбранные на компьютерной модели коэффициенты не нуждаются в корректировке.

Рис.8 Функциональная схема работы регулятора возбуждения АСТГ с математической моделью электростанции, содержащей АСТГ и СТГ.

Исключение внутреннего короткого замыкания в системе возбуждения в момент переключения мостов при реверсировании тока в тиристорных преобразователях реализует система раздельного управления мостами, которая должна обеспечивать высокую надежность безаварийного реверса и минимальную бестоковую паузу.

Исследования на компьютерном стенде позволили определить максимально допустимое время бестоковой паузы, при которой АСТГ сохраняет высокий уровень динамической устойчивости в режимах как выдачи, так и потребления реактивной мощности. Для регулятора возбуждения типа АРВ-МА генератора ТЗФА-110 принято рекомендованное время бестоковой паузы.

Проведенные исследования влияния выбора опорного сигнала регулятора возбуждения АСТГ на динамическую устойчивость АСТГ показали, что максимальный уровень динамической устойчивости АСТГ достигается при использовании сигнала с шин бесконечной мощности (ШБМ). На практике возникают сложности с конкретным определением узла, принимаемого за ШБМ, а также в организации телекоммуникационного канала.

Изменение опорного сигнала с ШБМ на шины станции ведет к снижению максимально допустимого времени короткого замыкания по условиям динамической устойчивости АСТГ, особенно в режимах потребления реактивной мощности. Однако это снижение незначительно и достигает 12% при работе через длинную линию (хл=0,3 о.е.) и 5% при работе через короткую линию (х„=0,02 o.e.).

Таким образом, в качестве опорного сигнала напряжения рекомендовано использовать напряжение с шин станции.

Заключение

Основные результаты работы заключаются в следующем:

1. Разработана модель электрической схемы электрической станции с блоками генераторов (СТГ и АСТГ), скоммутированных на шины различного напряжения (ПО, 220, 500 кВ), учитывающая наличие трансформаторов, автотрансформаторов, синхронных компенсаторов, внутренние и внешние связи, местную нагрузку. Модель позволяет исследовать процессы, протекающие при параллельной работе синхронных и асинхронизиро-ванных турбогенераторов по схеме замещения, наиболее полно отображающей реальную электрическую схему соединений.

2. Модель АСТГ с несимметричной (в общем случае) структурой обмоток возбуждения, с трехконтурной схемой замещения массива ротора и демпферной обмотки, позволяет проводить исследования любых типов АСТГ. Введены блоки, позволяющие исследовать условия оперативного и аварийного переходов в асинхронный режим и обратный переход из асинхронного режима в режимы с возбуждением. Предусмотрена работа АСТГ с возбуждением по одной оси с переходом на синхронный принцип управления, а также работа с возбуждением по двум осям и синхронным принципом управления.

Модель турбины, позволяет проводить разгрузку турбины по произвольно заданному графику.

3. На основе разработанной методологии блочная модель электростанции может быть усложнена наращиванием типовых блоков или наоборот упрощена, что позволяет достаточно' быстро создать модель практически любой реальной электростанции.

4. Разработанная математическая модель электростанции и программное обеспечение позволяют:

• проводить расчеты исходных установившихся режимов;

• проводить расчеты динамической устойчивости при различных видах возмущений (сброс/наброс нагрузки; короткие замыкания на шинах станции, в местах присоединения местной нагрузки);

• оценить работу генератора (генераторов) при авариях в системах возбуждения и управления;

• проводить ручное или автоматическое изменение структуры АСТГ;

• проводить ручное или автоматическое переключение регулятора АСТГ с асинхронизированного принципа управления на синхронный и обратно.

5. Расчет установившихся режимов работы асинхронизированного турбогенератора на примере турбогенератора типа ТЗФА-110 в условиях ТЭЦ-22 «Мосэнерго» показал, что наличие АСТГ в составе электростанции позволяет решать задачи по регулированию напряжения в энергосистеме и расширить регулировочный диапазон станции по напряжению.

6. Рекомендуется использовать асинхронный режим в ночные часы, когда на электростанциях наблюдается спад активной нагрузки и возрастание уровней напряжения. Работа АСТГ в асинхронном режиме позволяет проводить профилактические работы на системе возбуждения, а также увеличить срок ее службы.

7. При работе АСТГ в режимах недовозбуждения (потребления реактивной мощности) на шинах собственных нужд напряжение как правило понижено. Поэтому, для нормального функционирования оборудования собственных нужд рекомендуется использование автоматического регулирования РПН трансформатора.

8. Проведенные исследования динамической устойчивости электростанции с параллельно работающими синхронными и асинхронизированными турбогенераторами на примере ТЭЦ-22 «Мосэнерго» показали, что асин-хронизированный турбогенератор динамически устойчив как в режимах выдачи, так и глубокого потребления реактивной мощности.

При параллельной работе с синхронными турбогенераторами АСТГ обеспечивает повышение пределов динамической устойчивости СТГ за счет их перевода в зону с большей выдачей реактивной мощности, а также за счет более быстрого восстановления напряжения на шинах станции.

9. Предложенные алгоритмы по переходу АСТГ из штатного режима работы в резервные и обратно позволили улучшить качество переходных процессов, а также увеличить надежность работы генератора.

Исследования аварийных режимов работы позволили сформулировать рекомендации для разработки регулятора возбуждения АРВ-МА и эксплуатации АСТГ на электростанциях.

10.Разработан компьютерный стенд для наладки микропроцессорных регуляторов возбуждения синхронных и асинхронизированных турбогенераторов. Работая в реальном времени и имитируя работу электростанции, содержащей СТГ и АСТГ стенд позволяет:

• проводить настройку коэффициентов усиления и постоянных времени для условий конкретного применения;

• проводить отладку программного обеспечения микропроцессорных систем управления в замкнутой схеме регулирования;

• сократить финансовые затраты и время необходимые для наладки микропроцессорных систем управления;

• проводить тестирование микропроцессорных систем управления без риска повреждения дорогостоящего силового оборудования.

11.Показано что, реверсивная система возбуждения должна оснащаться датчиком состояния тиристоров, что обеспечивает минимальное время переключения с положительного моста на отрицательный (и наоборот).

При использовании алгоритма переключения мостов по контролю тока, максимально допустимое время бестоковой паузы при реверсе (по условию динамической устойчивости) составляет 60 мс.

12.В качестве опорного сигнала для регулятора возбуждения, реализующего асинхронизированный принцип управления, рекомендуется использовать напряжение шин станции (со стороны высшего напряжения блочного трансформатора).

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

1. Зинаков В.Е., Лабунец ИА, Сокур П.В. Динамическая устойчивость режимов электростанций, содержащих асинхронизированные турбогенераторы. Электро,2001 г., №2, с.5-12.

2. Кади-Оглы И.А., Зинаков В.Е., Лабунец И.А., Сокур П.В., Шакарян Ю.Г. Основные характеристики и конструкции серии асинхронизированных турбогенераторов мощностью до 350 МВт с полным водяным охлаждением. VI Симпозиум "Электротехника - 20107 Сб. докладов, ВЭИ, 22-26 октября 2001г. Том1,с.128-130

3. Зинаков В.Е., Лабунец И.А., Сокур П.В. Оптимизация управления асинхронизированным турбогенератором при параллельной работе на электростанции. ВНИИЭ, Москва, 2002г., 34 с. Деп. в ВИНИТИ 22.04.02, №726-В2002.

4. Дьяков А.Ф., Кучеров Ю.Н., Вагнер А.А., Бондаренко А.Ф., Глускин И.З., Хвощинская З.Г., Лабунец ИА, Сокур П.В., Шакарян Ю.Г. О применении асинхронизированных турбогенераторов в энергосистемах России. Электронный журнал "Новое в российской электроэнергетике" РАО ЕЭС России, 2002, №7

5. Шакарян Ю.Г., Лабунец И.А., Сокур П.В. Электромашиновентильные комплексы в качестве устройств повышения управляемости энергосистем. Труды симпозиума ЭЛМАШ-2002 Перспективы и тенденции развития электротехнического оборудования для энергетики, транспорта, нефтяной и газовой промышленности. Москва, 7-11 октября 2002 г., с. 7-8

6. Зинаков В.Е., Лабунец И.А., Плотникова Т.В., Сокур П.В., Шакарян Ю Г. Устойчивость режимов асинхронизированных турбогенераторов с несимметричной системой возбуждения. Электро, 2002 г., №6 , с. 2-8.

7. Лабунец И.А., Плотникова Т.В., Сокур П.В. Обеспечение надежности работы асинхронизированных турбогенераторов. Вестник УГТУ-УПИ №5 (25). Электромеханические и электромагнитные преобразователи энергии и управляемые электромеханические системы. Сборник докладов международной конференции. Часть I Екатеринбург: ГОУ ВПО УГТПУ-УПИ, 2003, с.33-36.

8. Шакарян Ю.Г., Лабунец И.А., Сокур П.В.. Целесообразность и перспективы оснащения электростанций России асинхронизированными турбо- и гидрогенераторами. Научно-практическая конференция «Электроэнерго-2002». Сборник Электросила. Выпуск 42, Санкт-Петербург, 2003, с.35-43

9. Зинаков В.Е., Кади-Оглы И.А., Лабунец И.А., Макаровский С.Н., Пономарев И.И., Сокур П.В., Хвощинская З.Г., Шакарян Ю.Г. Реконструкция электростанций Мосэнерго на основе применения асинхронизированных турбогенераторов - производства ОАО «Электросила». VII Симпозиум "Электротехника - 2010"/ Сб. докладов, ВЭИ, 26-30 мая 2003г. Том 1, с. 239-242

10. Сокур П.В. Математическая модель электростанции с синхронными и асинхронизированными турбогенераторами. II научно-техническая конференция молодых специалистов электроэнергетики. Москва, 15-19 сентября 2003 г. Сборник докладов. М: «НЦ Энас», 2003, с. 79-84

11.Лабунец И.А., Сокур П.В. Алгоритмы управления асинхронизированными турбогенераторами при потере возбуждения. II научно-техническая конференция молодых специалистов электроэнергетики. Москва, 15-19 сентября 2003 г. Сборник докладов. М: «НЦ Энас», 2003, с. 44-48

Подписано к печати 01.07.2004. Тираж 80 экз.; заказ №66. Формат 1/16.

ОАО «ВНИИЭ», 115201, Москва, Каширское шоссе, д.22, корп.З.

ИИ АЗОб

Оглавление автор диссертации — кандидата технических наук Сокур, Павел Вячеславович

Введение.

Глава 1. Обзор методов и результатов исследований, разработки и промышленной эксплуатации асинхронизированных турбогенераторов.

1.1 Обзор исследований и разработок в области асинхронизированных турбогенераторов.И

1.2 Структура А СТГ.

1.3 Основные технические характеристики и параметры выпускаемых и разработанных АСТГ.

1.4 Надежность работы асинхронизированного турбогенератора.

Глава 2. Разработка математической модели электрической схемы электростанции.

2.1 Постановка задачи.

2.2 Модель асинхронизированного турбогенератора.

2.3 Модель системы возбуждения асинхронизированного турбогенератора.

2.4 Модель синхронного турбогенератора.

2.5 Модель системы возбуждения синхронного турбогенератора.

2.6 Модель регулятора турбины.

2.7 Модель простейшей электрической схемы электростанции.

2.8 Универсальная модель электрической схемы электростанции.

Глава 3. Установившиеся режимы работы асинхронизированного турбогенератора (на примере ТЭЦ-22 Мосэнерго).

3.1 Постановка задачи.

3.2 Установившиеся режимы работы электростанции.

3.3 Установившиеся режимы работы электростанции при работе АСТГ в асинхронном режиме.

Глава 4. Исследование динамической устойчивости электростанции с параллельно работающими синхронными и асинхронизированными турбогенераторами.

4.1 Постановка задачи.

4.2 Динамическая устойчивость электростанции в упрощенной схеме.

4.3 Динамическая устойчивость электростанции в электрической схеме, приближенной к реальной.

4.3.1 Динамическая устойчивость электростанции (на примере ТЭЦ-22 «Мосэнерго»).

4.3.2 Динамическая устойчивость электростанции при работе АСТГ в асинхронном режиме.

Глава 5. Оптимизация алгоритмов, структуры и настроек системы управления АСТГ.

5.1 Постановка задачи.

5.2 Резервные режимы работы асинхронизированного турбогенератора.

5.2.1 Исходный режим работы - асинхронизированный (АСГ).

5.2.2 Исходный режим - асинхронный (АГ).

5.2.3 Исходный режим синхронный с двумя обмотками возбуждения (СГ2)

5.2.4 Исходный режим синхронный с одной обмоткой возбуждения (СГа или СГЧ).

5.2.5 Предлагаемые алгоритмы и рекомендации.

5.3 Компьютерный стенд для наладки регуляторов возбуждения синхронных и асинхронизир о ванных турбогенераторов.

5.3.1 Разработка стенда.

5.3.2 Реверс тока в системе возбуждения турбогенератора ТЗФА-110.

5.4 Влияние выбора опорного сигнала напряжения на динамическую устойчивость АСТГ.

Введение 2004 год, диссертация по энергетике, Сокур, Павел Вячеславович