автореферат диссертации по энергетике, 05.14.02, диссертация на тему:Разработка мероприятий по повышению эффективности работы синхронных турбогенераторов в электроэнергетической системе при потреблении реактивной мощности

На правах рукописи

КОРОТЧЕНКО ВАСИЛИЙ ВИКТОРОВИЧ

РАЗРАБОТКА МЕРОПРИЯТИЙ ПО ПОВЫШЕНИЮ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ СИНХРОННЫХ ТУРБОГЕНЕРАТОРОВ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЕ ПРИ ПОТРЕБЛЕНИИ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ

Специальность 05 14 02 - Электростанции и электроэнергетические системы

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

003173630

Москва-2007

003173630

Работа выполнена на кафедре «Электроэнергетические системы» Московского энергетического института (технического университета)

Научный руководитель доктор технических наук, профессор

Зеленохат Николай Иосифович

Официальные оппоненты доктор технических наук

Наровлянский Владимир Григорьевич

кандидат технических наук Жданов Евгений Васильевич

Ведущая организация филиал ОАО ^Мосэнерго» - Московский

инстигут по проектированию энергетических объектов «Мосэнергопроект»

Защита состоится « 09 » ноября 2007 года в 13 час 30 мин В ауд Г-200 на заседании диссертационного совета Д 212 157 03 при Московском энергетическом институте (техническом университете) Адрес 111250, Москва, ул Красноказарменная, д 17

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке МЭИ(ТУ) Автореферат разослан « » 2007 г

Ученый секретарь

диссертационного совета Д 212 157 03

кандидат технических наук, доцент хГ Бердник Е Г

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы В ряде регионов ЕЭС России все более актуальной становиться проблема снижения высоких уровней напряжения в электрических сетях Для устранения перенапряжения используются различного рода средства, такие как автоматические регуляторы возбуждения синхронных турбогенераторов на электростанциях, синхронные компенсаторы, трансформаторы с регулированием напряжения под нагрузкой, батареи статических конденсаторов, а также шунтирующие реакторы и статические тиристорные компенсаторы на подстанциях

Синхронные турбогенераторы способны регулировать реактивную мощность, но лишь в определенных пределах Потребление реактивной мощности синхронными турбогенераторами при работе в режиме недовозбуждения возможно, но оно существенно ограничено по нагреву, а также по механическим усилиям в торцевых зонах статора В турбогенераторах новых серий, таких как ТЗВ производства ОАО «Электросила», проблемы нагрева торцевых зон можно считать решенными, однако все еще сохраняются ограничения по условиям сохранения устойчивости работы таких турбогенераторов в ЭЭС

Для решения проблемы потребления избыточной реактивной мощности в ЭЭС при осуществлении регулирования уровней напряжения в электрических сетях недостаточно использовать только обычные синхронные турбогенераторы с типовыми автоматическими регуляторами возбуждения (АРВ) Необходимо применять турбогенераторы с такими АРВ, чтобы обеспечивалась их устойчивая работа не только в режимах выдачи, но и потребления реактивной мощности, причем более глубокого потребления, чем это допустимо у турбогенераторов с типовыми АРВ

В связи с этим возникает необходимость в проведении научно-исследовательских работ по повышению эффективности управления возбуждением синхронных турбогенераторов

Исследования в направлении поиска новых подходов к построению алгоритмов управления для повышения эффективности работы АРВ на синхронных турбогенераторах в условиях сложной ЭЭС проводятся как в Росси, так и в других странах Повышенный интерес проявляется к применению адаптивных АРВ, которые способны приспосабливаться к изменяющимся схемно-режимным условиям работы синхронного турбогенератора в сложной ЭЭС Однако для работы таких АРВ требуется передавать информацию о режимном состоянии других генераторов и самой ЭЭС, что чрезмерно усложняет систему управления

Поэтому возникает необходимость в продолжении теоретических исследований в направлении поиска новых научно обоснованных алгоритмов управления возбуждением синхронных турбогенераторов, реализация которых позволила бы улучшить условия сохранения устойчивой работы синхронных турбогенераторов в режимах потребления реактивной мощности

Целью работы является решение комплекса задач по разработке мероприятий и рекомендаций для повышения эффективности работы синхронных турбогенераторов при потреблений ими реактивной мощности в электроэнергетической системе

Для достижения поставленной цели определены следующие основные задачи.

- проведение исследований в направлении возможности расширения допустимых пределов по потреблению реактивной мощности синхронными турбогенераторами,

- поиск нового подхода к формированию алгоритмов управления возбуждением синхронных турбогенераторов при потреблении ими реактивной мощности из электрической сети,

- разработка математических моделей для анализа статической устойчивости работы турбогенератора в нелинейным АРВ,

- исследование статической устойчивости турбогенератора с нелинейным АРВ,

- разработка режимных требований к системе возбуждения турбогенератора с нелинейным АРВ

Методы исследования Для проведения исследований использовались основные положения теории электроэнергетических систем и управления ими, теории электрических машин, методы анализа статической устойчивости управляемых электроэнергетических систем

Научная новизна работы состоит в следующем

1 На основе теории управления в сочетании с теорией электрических машин с двумя обмотками на роторе разработаны нелинейные алгоритмы управления возбуждением синхронного турбогенератора в электроэнергетической системе и предложены мероприятия, обеспечивающие его устойчивую работу при потреблении им реактивной мощности

2 Разработана математическая модель для анализа статической устойчивости электроэнергетической системы и выполненными расчетами доказана эффективность разработанных алгоритмов управления возбуждением синхронного турбогенератора при потреблении им реактивной мощности

3. Определены режимные требования к системе возбуждения и к характеристикам турбогенератора по условиям его устойчивой работы в режиме потребления избыточной реактивной мощности в электроэнергетической системе

Достоверность полученных результатов обеспечивается использованием современных методов исследования режимов электроэнергетических систем с применением вычислительных машин и подтверждается результатами расчетов, выполненных без учета и с учетом управления в соответствии с разработанными алгоритмами

Практическая ценность работы Разработанные алгоритмы управления возбуждением синхронных турбогенераторов и рекомендации могут быть использованы при изготовлении турбогенераторов и их систем возбуждения для реконструируемых и новых электростанций в Московской энергосистеме, а также для электростанций, работающих в условиях избытка реактивной мощности, если к их шинам подключены кабельные линии электропередачи или воздушные линии электропередачи напряжением 500 кВ и выше

Увеличение потребления реактивной мощности турбогенераторами позволи! без дополнительной установки реакторов устранить перенапряжения на высоковольтных шинах электростанций, работающих в электроэнергетических системах с избыточной реактивной мощностью

Апробация работы Основные положения и полученные результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на международных научно-технических конференциях студентов и аспирантов, а также на заседании кафедры «Электроэнергетические системы» МЭИ(ТУ)

Публикации По теме диссертации опубликовано четыре печатные работы

Объем и структура диссертации Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения, списка литературы (85 наименований) и 3 приложений Объем работы включает 153 страницы текста, 17 таблиц, 44 рисунка

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении обосновывается актуальность темы диссертационной работы, формулируется ее цель поставленные для решения основные задачи, а также характеризуется научная новизна и практическая значимость диссертационной работы

В первой главе дается краткий обзор публикаций по решению проблемы потребления избыточной реактивной мощности в ЭЭС и повышению

эффективности работы турбогенераторов на электростанциях в режиме потребления ими реактивной мощности

Решению этой проблемы обращались ученые и специалисты ряда известных организаций, в частности ВНИИЭ, ВЭИ, МЭИ и др

Проведенные исследования показали, что потребление реактивной мощности турбогенераторами на электростанциях в режиме недовозбуждения возможно лишь при условии применения АРВ и автоматических устройств, не допускающих чрезмерное недовозбуждение генераторов, которое могло бы привести к перегреву лобовых частей обмотки статора либо выпадению их из синхронизма вследствие нарушения устойчивости Применительно к АРВ сильного действия (АРВ сд) было обоснована целесообразность использования каналов регулирования по первой и второй производным внутреннего угла сдвига ротора 8Г и установлено, что предельным по устойчивости является значение внутреннего угла 6Г, не превышающее 90°. Следовательно, потребляемая синхронным генератором реактивная мощность ()т может достигать величины 17г I

В связи с этим и были проведены исследования ВНИИЭ по созданию синхронных генераторов с продольной и поперечной обмотками возбуждения на роторе, как с симметричными, так и с несимметричными (маломощная поперечная обмотка возбуждения) Теоретически и экспериментально было доказано, что генераторы такого типа могут устойчиво работать в режимах потребления реактивной мощности при значениях внутреннего угла сдвига ротора, превышающих 90°. Однако, необходимость конструктивных изменений ротора и сложная система возбуждения стали сдерживающим фактором на пути их применения в ЭЭС

Более совершенными оказались асинхронизированные синхронные генераторы и, в частности, асинхронизированные синхронные турбогенераторы АСТГ, которые также выполняются с двумя, но

одинаковыми обмотками возбуждения В Московской энергосистеме на ТЭЦ-22 в течение ряда лет находиться в эксплуатации АСТГ мощностью 110 МВт АСТГ могут устойчиво работать и в режимах глубокого потребления реактивной мощности с внутренним углом сдвига ротора вплоть до 180°, но они более сложные по конструкции, а по стоимости дороже синхронных генераторов Поэтому их применение на практике ограничено Более того во многих случаях не требуется работа генераторов в режимах столь глубокого потребления реактивной мощности Достаточно иметь устойчивую работу синхронных генераторов при углах сдвига ротора вблизи 90° как при полной загрузке турбин, так и при ее снижении до технически допустимого минимума

В связи с этим возникает необходимость в разработке таких алгоритмов управления возбуждением синхронных турбогенераторов, реализация которых позволила бы улучшить условия сохранения устойчивости их синхронной работы в режимах потребления реактивной мощности

Во второй главе дан анализ известных и новых технических решений по созданию условий для устойчивой работы синхронных турбогенераторов в режимах потребления ими избыточной реактивной мощности в ЭЭС

Как известно, активная и реактивная Рг и реактивная Qr мощности нерегулируемого синхронного генератора с одной обмоткой возбуждения, работающего на шины бесконечной мощности, определяются выражениями

E,Ur ——smSr; (1)

E„UT ——cosSr *d 5 (2)

где Ец ~ ЭДС генератора, Ь'т - напряжение на выводах генератора (напряжение шин), Х^ - индуктивное сопротивление статора, 8Г -внутренний >гол сдвига ротора генератора

Анализ (2) показывает, что независимо от величины ЭДС при Е^> О

при значении внутреннего угла генератора 6Г=90° величина потребляемой генератором реактивной мощности составляет

бг=-С/г2/*й (3)

При увеличении угла 8Г> 90° синхронизирующая мощность

_E„Ur

L с —

Pc=-L-Lcos8r (4)

xd

становиться отрицательной и генератор выходит из синхронизма, то есть происходит нарушение статической устойчивости

На основе теории синхронных машин с двумя одинаковыми обмотками возбуждения на роторе доказано, что применительно к генератору с одной обмоткой на роторе целесообразно управлять изменением ЭДС Eg в

функции угла 5Г в виде

Еч=Ей(\-<*Фт) (5)

Тогда формулы для определения мощностей принимают вид рг =^(sin5r -cos5r), (6)

QT =MiL (i-ctg5r)cos8r (7)

xd xd

pe = (cos5r + sia 5r ) (8)

Сопоставление (4) и (8) показывает, что синхронизирующая мощность Ps при управлении в соответствии с (5) возрастает, так как в диапазоне изменения угла бг от 0° до 180° величина sin5r>0 При изменении угла 0°<5г<180° реактивная мощность генератора QT меньше нуля, то есть потребляется из ЭЭС Амплитудное значение мощности jPf возрастает и

достигает величины при значении угла 8Г= 135°,

превышающего 90°

Соответствующие угловые характеристики мощностей Рг, ()г и ЭДС Е9, полученные по формулам (6), (7), (5) представлены на рис 1

Анализ этих угловых характеристик (рис 1) показывает, что характеристика активной мощности пересекает ось абсцисс при значении угла 8Г = 45° При значениях угла 5Г = 45° и 5Г=90° реактивная мощность

/Хй Амплитудные значения мощностей возрастают при увеличении задаваемой величины Еа При заданном значении ЭДС Еч

изменяется в функции угла 6Г по нелинейному закону в соответствии с (5)

Для сравнения на рис 2 представлены угловые характеристики мощностей /\(§г) и (8Г), полученные в соответствии с (1) и (2) при Еу = (кривые с индексом 1), и Р2 (8Г ) и (8Г ) - в соответствии с (6) и (7) (кривые с индексом 2) при заданной мощности турбины на уровне технически допустимого минимального значения (Рт — РТтт) с нормативным коэффициентом запаса по устойчивости (А1^п=0,18РП1ах)

Анализ характеристик на рис 2 показывает, что потребление реактивной мощности генератором при значении угла 8Г=55,1° составляет =-0,071 о е , а определяемая в соответствии с (7) мощность -0=673 о е при значении угла 82= -101,1°, то есть при управлении (5) потребляется ()г на 0,6 о е больше

Таким образом, теоретически и выполненными расчетами доказано, что при работе синхронного генератора в режимах минимальной нагрузки по активной мощности (Рг = Ргтт,11 г = IIо~соп&) за счет нелинейного алгоритма изменения ЭДС Е„ обеспечивается потребление реактивной

мощности с заданным нормативным запасом по устойчивости и при углах сдвига ротора 8Г > 90°

Однако ЭДС Ец синхронного генератора в переходных процессах

может изменяться в полном соответствии с алгоритмом (5) только при условии, что компенсируется электромагнитная инерционность обмотки возбуждения ротора, то есть сводится к нулю влияние второй составляющей в правой части уравнения

описывающего электромагнитный переходный процесс в обмотке возбуждения Для этого предлагается дополнить (5) еще одним уравнением

по аналогии с тем, как это делается применительно к асинхронизированным синхронным машинам (работы проф Шакаряна Ю Г и Др.)

Уравнение (10) отражает принцип жесткой отрицательной обратной связи по току ротора - задается в виде (5), с увеличением

коэффициента к^ обеспечивается уменьшение постоянной времени Т(1() в (ку+1) раза и при ку —>оо достигается полное соответствие Е1; = Е^еу, те изменяется в полном соответствии с (5), если при этом вынужденная ЭДС остается меньше потолочного значения Е"°т При превышении

Е1/е величины Е™т также обеспечивается компенсация электромагнитной

инерционности, но не в полной мере

В третьей главе исследуется влияние на статическую устойчивость АРВ нелинейного типа на турбогенераторах электростанции, работающей параллельно с ЭЭС

(9)

(10)

а)

5Г|

Л ' 1 ' ' /45 90 135 18 ( I I

/ ]

в)

Рис. 1. Угловые характеристики активной Р,, реактивной мощностей и ЭДС Е

Ркс. 2. Угловые характеристики мощностей при применении АРВ с нелинейным алгоритмом управления (индекс £) и без него (индексУ)

Основное внимание уделено исследованию статической устойчивости ЭЭС с нелинейным АРВ на турбогенераторах для оценки влияния алгоритма управления и его настроечных параметров на осуществимость режимов потребления реактивной мощности в установившихся режимах при значениях внутреннего угла сдвига ротора 6Г, превышающего 90°

На примере простой схемы ЭЭС турбогенератор с нелинейным АРВ -линия электропередачи - шины бесконечной мощности составлена математическая модель и приведена к виду, удобному для исследования статической устойчивости Исследования показали, что и при изменяющемся напряжении UT статическая устойчивость сохраняется Но для затухания переходных процессов необходимо ввести в алгоритм управления (5) составляющую, изменяющуюся в функции от скольжения ротора в виде &юЛоог либо к&А®, где Д<йг = dbTl dt, А© = db! dt, записав (5) в виде

Eqey = (Щ + *юДшг )(1 - ctg8T) (11)

С использованием (11) проведено исследование статической устойчивости простой ЭЭС и выявлено, что с учетом постоянной времени возбуждителя Те, регулятора Тр и коэффициента жесткой отрицательной

обратной связи к j- > 0 устойчивость сохраняется, однако она значительно

возрастает с увеличением kj

В алгоритмах (5) и (11) нет составляющих, которые бы обеспечивали поддержание заданного уровня напряжения UT На турбогенератор с нелинейным АРВ возлагается функция лишь потребления реактивной мощности на шинах электростанции, а поддержание UT = const должно осуществляться другими турбогенераторами с типовыми АРВ Поэтому проведено исследование статической устойчивости ЭЭС, содержащей электростанцию с двумя группами турбогенераторов и разными АРВ на них. Принципиальная эквивалентная схема ЭЭС представлена на рис 3, схема

замещения на рис 4, а на рис 5 -расположение векторов ЭДС На

турбогенераторах Г1 и Г2 учитывалось действие АРВ на Г1 нелинейного

(11) и на Г2 пропорционального действия по отклонению напряжения UT

Для анализа статической устойчивости составлена математическая

модель ЭЭС в малых отклонениях и получено характеристическое уравнение

D(p) = 0 восьмого порядка

Расчеты устойчивости выполнены для двух случаев, когда

t

турбогенератор Г2 вводится в схему замещения упрощенной постоянной Ej

за сопротивлением > и koiда. вводи юя Е^ за сопротивлением х^^ с тем,

чтобы более полно отразить влияние нелинейного АРВ на генераторе Г1 В первом случае порядок характеристического уравнения понижается до 5 В обоих случаях рассмотрены режимы потребления реактивной мощности при углах 5Г = 95°, 105° и 115° Результаты исследования показали, что в обоих случаях при кт> 1,0 статическая устойчивость ЭЭС сохраняется

Исследовано также влияние коэффициента kf на статическую

устойчивость ЭЭС Анализ полученных результатов расчета статической устойчивости показывает, что при увеличении загрузки эквивалентного генератора Г1 до величины, близкой к номинальной (1,7 о е), устойчивость сохраняется при 5г1= 95°. а при 5г1 « 105° и выше нарушается при любых значениях коэффициента кf Подтверждением этого являются и результаты

расчетов, полученные с применением метода Д-разбиения по одному параметру Следовательно, в режиме максимальных нагрузок возможна работа синхронного генератора с нелинейным АРВ при углах бг>90°, но область устойчивости крайне ограничена

Проведен анализ статической устойчивости ЭЭС в режимах минимальных нагрузок, когда активная мощность каждого из турбогенераторов электростанции составляет 40% от номинальной или

Г1 Т1 и

вл

и,. = С0№1

Г2 Т2

Рис 3. Эквивалентная принципиальная схема ЭЭС

-а С

ЕЧ2 иг =

2 р2 & з & р3

ДТ

*« =1.015

1,. Е.

«1

бс

Рис 4 Схема замещения ЭЭС

Рис 5 Расположение векторов ЭДС

0,68 o.e.

Рассмотрены следующие режимы: режим 1 - с 40% запасом по устойчивости; режим 2-е 18% запасом; режим 3-е 8% запасом.

Угловые характеристики мощностей для первых двух режимов представлены на рис. 6 и рис. 7.

Выполненные расчеты позволяют установить, что во всех рассматриваемых режимах сохраняется устойчивость при изменении кт от 1 до 30. Подтверждением этого являются также области устойчивости, полученные по методу Д - разбиения.

Рис. 6. Угловые характеристики для режима 1 (5г}= 90°; Е0= 0.73, Рг! = 0.68, grl=-0,937

Рис. 7. Угловые характеристики для: режима 2 (бг} = 100,1°; ¿20=0.62, Рт\= 0.68, 0г1=-1,074)

Четвертая глава посвящена анализу результатов проведенных исследований и использованию их при разработке мероприятий и рекомендаций по повышению эффективности работы синхронных турбогенераторов в ЭЭС при потреблении ими избыточной реактивной мощности. Предлагается на электростанциях часть турбогенераторов оснащать АРВ с типовыми алгоритмами, а другую часть - с нелинейными АРВ, чтобы разделять между ними функции по регулированию напряжения и по потреблению избыточной реактивной мощности.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. В связи с увеличением избыточной реактивной мощности на электростанциях, к шинам которых происходит сток зарядной мощности от высоковольтных линий электропередачи или местных кабельных сетей, особо актуальной становится проблема потребления реактивной мощности

синхронными турбогенераторами на крупных электростанциях в ЭЭС России и на ТЭЦ в энергосистемах мегаполисов, в частности в Московской энергосистеме

2 На основе проведенных в диссертационной работе теоретических исследований и выполненных расчетов разработан нелинейный алгоритм управления возбуждением синхронного турбогенератора, применение которого в автоматических регуляторах возбуждения позволит синхронным турбогенераторам устойчиво работать с активной нагрузкой при потреблении избыточной реактивной мощности в больших размерах, чем при работе с

ЛОВИЛИ Х.ТХ 7ТТТ/Л

3 Разработана математическая модель ЭЭС с синхронным турбогенератором, управление возбуждением которого осуществляется от АРВ с нелинейным алгоритмом управления, применение которой при расчетах позволяет исследовать режимные характеристики турбогенератора при потреблении им избыточной реактивной мощности 6 ЭЭС

4 Разработана математическая модель в малых отклонениях, использование которой позволяет исследовать статическую устойчивость энергосистемы с электростанцией, на которой установлен турбогенератор с нелинейным АРВ

5 Выполненными расчетами доказано, что применение нелинейного АРВ на синхронном турбогенераторе позволяет ему работать устойчиво в режимах более глубокого потребления реактивной мощности, чем это допустимо для турбогенераторов, в АРВ которых используются линейные алгоритмы управления

6 Разработаны мероприятия по обеспечению устойчивой работы синхронного турбогенератора в режимах более глубокого потребления реактивной мощности, чем в случае применения унифицированных АРВ с линейными алгоритмами управления, которые могут быть использованы при замене устаревших турбогенераторов в Московской энергосистеме при проведении реконструкции, а также при сооружении новых электростанций

Основные положения диссертации отражены в следующих публикациях Коротченко В.В., Зеленохат Н.И. Повышение эффективности управления возбуждением турбогенератора при потреблении реактивной мощности// «Известия высших учебных заведений. Проблемы энергетики». - Казань: КГЭУ. 2007.№5-6 - С. 115-119. Коротченко В В., Зеленохат Н.И Режимные характеристики синхронного генератора при потреблении реактивной мощности//Двенадцатая Междунар науч -техн конф студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика» Тез докл В 3-х т - М • МЭИ, 2006. Т 3. - С 286

Коротченко В В , Злобин С В , Зеленохат Н И Анализ эффективности работы синхронных генераторов в режиме потребления реактивной мощности// Тринадцатая Междунар науч-техн конф студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика» Тез докл в 3-х т.-М МЭИ, 2007 ТЗ -С 276-277 Коротченко В В , Зеленохат Н.И, Зеленохат О Н. Режимные свойства турбогенератора с нелинейным алгоритмом управления возбуждением при потреблении реактивной мощности//Межвузовский научный сборник «Проблемы электроэнергетики» - Саратов СГТУ 2007 - С 14-18

Подписано в печать Л. Л1« Заказ Тир /С-СПечл

Полиграфический центр МЭИ(ТУ) Красноказарменная ул , д 13

ВВЕДЕНИЕ.

1. ПРОБЛЕМА ПОТРЕБЛЕНИЯ ИЗБЫТОЧНОЙ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ В ЭЭС И ПУТИ ЕЕ РЕШЕНИЯ.

1.1 Постановка задачи.

1.2 Анализ эффективности применяемых средств потребления реактивной мощности на электростанциях.

1.3 Выводы.

2. АНАЛИЗ ИЗВЕСТНЫХ И РАЗРАБОТКА НОВЫХ ПРЕДЛОЖЕНИЙ ПО СОЗДАНИЮ УСЛОВИЙ ДЛЯ УСТОЙЧИВОЙ РАБОТЫ СИНХРОННЫХ ТУРБОГЕНЕРАТОРОВ ПРИ ПОТРЕБЛЕНИИ ИМИ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ.

2.1. Постановка задачи.

2.2. Анализ особенностей работы синхронных турбогенераторов в режимах потребления реактивной мощности.

2.3. Краткая характеристика синхронных турбогенераторов с дополнительной поперечной обмоткой возбуждения.

2.4. Режимные возможности асинхронизированных синхронных турбогенераторов.

2.5. Теоретическое обоснование возможности управления возбуждения синхронного турбогенератора по нелинейному алгоритму.

2.6. Характеристики мощности синхронного турбогенератора с АРВ нелинейного типа.

2.7 Изменение структуры регулятора введением отрицательной обратной связи по току ротора.

2.8 Выводы.

3. ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ ПРИМЕНЕНИЯ АРВ НЕЛИНЕЙНОГО ТИПА НА ТУРБОГЕНЕРАТОРАХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ НА СТАТИЧЕСКУЮ УСТОЙЧИВОСТЬ.

3.1. Постановка задачи.

3.2. Статическая устойчивость простой ЭЭС с АРВ нелинейного типа на синхронном турбогенераторе.

3.2.1 Статическая устойчивость простой ЭЭС с АРВ нелинейного типа на синхронном турбогенераторе с упрощенным математическим описанием.

3.2.2 Статическая устойчивость простой ЭЭС с АРВ нелинейного типа на синхронном турбогенераторе с уточненным математическим описанием.

3.3. Составление характеристического уравнения для анализа статической устойчивости сложной ЭЭС с АРВ нелинейного типа на синхронном турбогенераторе.

3.3.1. Составление математического описания ЭЭС с нелинейным АРВ на синхронном турбогенераторе.

3.3.2. Составление математической модели в малых отклонениях.

3.3.3. Формирование характеристического уравнения ЭЭС с нелинейным АРВ на турбогенераторе.

3.4. Анализ статической устойчивости сложной ЭЭС с АРВ нелинейного типа на синхронном турбогенераторе.

3.4.1. Анализ статической устойчивости ЭЭС при упрощенном учете АРВ на турбогенераторе Г2.

3.4.2. Анализ статической устойчивости ЭЭС при учете на турбогенераторе Г2 АРВ пропорционального действия.

3.4.3. Анализ статической устойчивости ЭЭС с учетом влияния электромагнитной инерционности роторной цепи.

3.4.4. Анализ статической устойчивости ЭЭС с учетом влияния электромагнитной инерционности роторной цепи в режиме минимальных нагрузок.

3.4 Выводы.

4. АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ ПРОВЕДЕННЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ И

ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ИХ ПРИ РАЗРАБОТКЕ МЕРОПРИЯТИЙ И РЕКОМЕНДАЦИЙ ПО ПОВЫШЕНИЮ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ СИНХРОННЫХ ТУРБОГЕНЕРАТОРОВ В ЭЭС ПРИ ПОТРЕБЛЕНИИ

ИМИ ИЗБЫТОЧНОЙ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ.

4.1 Анализ результатов проведенных исследований.

4.2. Рекомендации и мероприятия по повышению эффективности работы синхронных турбогенераторов в режиме потребления реактивной мощности.

4.3. Выводы.

Актуальность темы. В ряде регионов ЕЭС России все более актуальной становиться проблема снижения высоких уровней напряжения в электрических сетях. Повышение уровней напряжения обусловлено такими причинами, как неравномерность графиков нагрузки в течение суток и времен года, наличие слабо загруженных высоковольтных воздушных и кабельных линий электропередачи, недостаточная степень компенсации реактивной мощности в электрических сетях. Это характерно не только для энергообъединений и энергосистем с протяженными линиями электропередачи, но и для крупных концентрированных электроэнергетических систем (ЭЭС), характеризующихся большим количеством преимущественно тепловых электростанций, связанных между собой и с потребителями разветвленными воздушными и кабельными линиями электропередачи, которые обладают значительной общей электрической емкостью по отношению к земле и между фазами линий электропередач, что приводит к генерации в ней избыточной реактивной мощности. В частности, таковой является Московская энергосистема.

Так как длительное повышение напряжения сверх допустимого на трансформаторах и автотрансформаторах, на шунтирующих реакторах, ограничителях перенапряжений и других видах оборудования приводит к резкому сокращению их срока службы и росту аварийности, существенно ухудшает показатели надежности работы турбогенераторов на электростанциях, то возникает необходимость в автоматическом регулировании напряжения в электрических сетях. Такое регулирование обеспечивается изменением реактивной мощности в системообразующих сетях ЕЭС России. Для этого используются различного рода средства, и в первую очередь автоматические регуляторы возбуждения синхронных турбогенераторов на электростанциях, синхронные компенсаторы, трансформаторы с регулированием напряжения под нагрузкой, батареи статических конденсаторов, а также шунтирующие реакторы и статические тиристорные компенсаторы на подстанциях. Их применение позволяет как плавно, так и ступенчато компенсировать избыточную реактивную мощность.

Для снижения напряжения используются и такие крайние меры, как отключение системообразующих линий электропередачи. Однако при этом существенно снижается надежность работы энергосистем и поэтому может применяться в качестве средства нормализации уровней напряжения в электрических сетях лишь в особых случаях.

Синхронные турбогенераторы способны регулировать реактивную мощность, но лишь в определенных пределах. Потребление реактивной мощности синхронными турбогенераторами при работе в режиме недовозбуждения возможно, но оно существенно ограничено по нагреву, а также по механическим усилиям в торцевых зонах статоров. В турбогенераторах новых серий, таких как ТЗВ производства ОАО «Электросила», проблемы нагрева торцевых зон можно считать решенными, однако все еще сохраняются ограничения по условиям сохранения устойчивости их работы в ЭЭС. К тому же необходимо учитывать и такой фактор, как снижение надежности работы ЭЭС при переводе турбогенераторов электростанций в режим потребления реактивной мощности, а также возникновение опасных условий для работы турбогенераторов из-за перегревов и возможных разрушений торцевых зон статоров. Так, в течение последнего десятилетия по этой причине имели место повреждения турбогенераторов на Конаковской, Каширской, Гусиноозерской, Ириклинской, Рефтинской и др. ГРЭС и ТЭЦ, которые работали в режимах потребления реактивной мощности.

Проблема потребления избыточной реактивной мощности в ЭЭС для регулирования уровней напряжения в электрических сетях не может быть решена использованием только обычных синхронных турбогенераторов с типовыми автоматическими регуляторами возбуждения (АРВ). Необходимо дополнительно устанавливать в сетях устройства регулирования реактивной мощности, а также применять на электростанциях турбогенераторы с такими АРВ, чтобы обеспечивалась устойчивая работа в режимах выдачи и потребления реактивной мощности.

Как известно, около 55 % турбогенераторов, установленных на тепловых электростанциях России практически выработали свой минимальный срок службы, составляющий 25-30 лет. В связи с тем, что в последние годы наблюдается рост электрических нагрузок, возрастает необходимость в принятии неотложных мер по замене в ЕЭС России изношенного оборудования на оборудование с качественно новыми техническими характеристиками, в частности, асинхронизированные турбогенераторы, которые, благодаря своим техническим особенностям, могут устойчиво работать в режимах потребления реактивной мощности.

Другим направлением является модернизация конструкций синхронных турбогенераторов, установленных на электростанциях. Так, для повышения нагрузочной способности при работе в режимах потребления реактивной мощности и для снижения рабочих температур торцевой зоны активной стали ОАО «Силовые машины» рекомендует осуществить замену статоров турбогенераторов на современные статоры новых серий с новой конструкцией торцевой зоны с магнитным экраном и увеличенным количеством запеченных пакетов активной стали и проведение других мероприятий, позволяющих увеличить допустимые пределы потребляемой реактивной мощности турбогенераторами.

Однако далеко не все возможности систем управления режимами синхронных турбогенераторов при потреблении ими реактивной мощности исчерпаны. Унифицированные структуры автоматических регуляторов возбуждения, в частности АРВ сильного действия, выполнены пока еще не на предельном уровне совершенства. Возникает необходимость в проведении научно-исследовательских и конструкторских работ по повышению эффективности управления возбуждением синхронных турбогенераторов.

Исследования по внедрению новых технологий построения алгоритмов управления для повышения эффективности работы АРВ на синхронных турбогенераторах в условиях сложной ЭЭС проводятся как в России, так и в других странах. Повышенный интерес проявляется к применению адаптивных АРВ, которые способны приспосабливаться к изменяющимся схемно-режимным условиям работы синхронного турбогенератора в сложной электроэнергетической системе. Большое внимание уделяется применению АРВ с нечеткой логикой и с гибридной технологией, сочетающей использование теории нечеткой логики и теории адаптивных сетей [33,34,65-73,75-77]. Однако для работы таких АРВ требуется передавать информацию о режимном состоянии других генераторов и самой ЭЭС, что чрезмерно усложняет систему управления.

Поэтому возникает необходимость в продолжении теоретических исследований для поиска новых научно обоснованных алгоритмов управления возбуждением синхронных турбогенераторов, реализация которых позволила бы улучшить условия сохранения устойчивой работы синхронных турбогенераторов в режимах потребления реактивной мощности.

Целью работы является решение комплекса задач по разработке мероприятий и рекомендаций для повышения эффективности работы синхронных турбогенераторов при потреблении ими реактивной мощности в электроэнергетической системе.

Для достижения поставленной цели определены следующие основные задачи:

- проведение исследований в направлении возможности расширения допустимых пределов по потреблению реактивной мощности синхронными турбогенераторами;

- поиск нового подхода к формированию алгоритмов управления возбуждением синхронных турбогенераторов при потреблении ими реактивной мощности из электрической сети;

- разработка математических моделей для анализа статической устойчивости работы турбогенератора с нелинейным АРВ;

- исследование статической устойчивости турбогенератора с нелинейным АРВ;

- разработка режимных требований к системе возбуждения турбогенератора с нелинейным АРВ.

Научная новизна работы состоит в следующем:

1. На основе теории управления в сочетании с теорией электрических машин с двумя обмотками на роторе разработаны нелинейные алгоритмы управления возбуждением синхронного турбогенератора в электроэнергетической системе и предложены мероприятия, обеспечивающие его устойчивую работу при потреблении им реактивной мощности.

2. Разработана математическая модель для анализа статической устойчивости электроэнергетической системы и выполненными расчетами доказана эффективность разработанных алгоритмов управления возбуждением синхронного турбогенератора при его работе в режимах потребления им избыточной реактивной мощности.

3. Определены режимные требования к системе возбуждения и к характеристикам турбогенератора по условиям его устойчивой работы в режиме потребления избыточной реактивной мощности в электроэнергетической системе.

Методы исследования. Для проведения исследований использовались основные положения теории электроэнергетических систем и управления ими, теории электрических машин, методы анализа статической устойчивости управляемых электроэнергетических систем.

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций обеспечивается использованием современных методов исследования режимов электроэнергетических систем с применением современных вычислительных машин и подтверждается результатами расчетов, выполненных без учета и с учетом управления в соответствии с разработанными алгоритмами.

Практическая ценность работы. Разработанные алгоритмы управления возбуждением синхронных турбогенераторов и рекомендации могут быть использованы при изготовлении турбогенераторов и их систем возбуждения для реконструируемых и новых электростанций в Московской энергосистеме, а также для электростанций, работающих в условиях избытка реактивной мощности, если к их шинам подключены кабельные линии электропередачи или воздушные линии электропередачи напряжением 500 кВ и выше.

Увеличение потребления реактивной мощности турбогенераторами позволит без дополнительной установки реакторов устранить перенапряжения на высоковольтных шинах электростанций, работающих в электроэнергетических системах с избыточной реактивной мощностью.

Первая глава диссертационной работы посвящена проблеме потребления избыточной реактивной мощности в ЭЭС, проанализированы возможные варианты решения данной проблемы, дана оценка эффективности применяемых средств потребления реактивной мощности на электростанциях.

Во второй главе приведен анализ известных и разработка новых технических решений по созданию условий для устойчивой работы синхронных турбогенераторов при потреблении ими реактивной мощности. Приведен анализ особенностей работы синхронных турбогенераторов в режиме потребления реактивной мощности, дана краткая характеристика синхронных генераторов с дополнительной поперечной обмоткой возбуждения, приведены результаты исследований режимных свойств асинхронизированных синхронных турбогенераторов. Дано теоретическое обоснование возможности управления возбуждением синхронного турбогенератора по нелинейному алгоритму, рассмотрены характеристики мощности синхронного турбогенератора с АРВ нелинейного типа.

Третья глава посвящена исследованию влияния на статическую устойчивость АРВ нелинейного типа на турбогенераторах электростанций, исследована статическая устойчивость простой ЭЭС, составлено характеристическое уравнение и приведен анализ статической устойчивости сложной ЭЭС с АРВ нелинейного типа на синхронном турбогенераторе.

В четвертой главе приведен анализ результатов выполненных исследований, разработаны мероприятия и рекомендации по повышению эффективности работы синхронных турбогенераторов при потреблении ими избыточной реактивной мощности в ЭЭС.

Основные теоретические обоснования и результаты работы изложены в четырех печатных изданиях.

Объем и структура диссертации. Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения, списка литературы (85 наименований) и 3 приложений. Объем работы включает 143 страницы текста, 17 таблиц, 44 рисунка.

1. Идельчик В.И. Электрические системы и сети. М,: Энергоатомиздат, 1989.

2. Электротехнический справочник: В 4 т. Т .3./ Производство передача и распределение электрической энергии Под общ. ред. Профессоров МЭИ Герасимова и др. (Гл. ред. Попов А.И.). М.: Изд-во МЭИ, 2002.

3. Веников В.А., Рыжов Ю.П. Дальние электропередачи переменного и постоянного тока: Учебное пособие для вузов. М.: Энергоатомиздат, 1985.

4. Крючков И.П., Кувшинский И.Н., Неклепаев Б.Н. Электрическая часть станций и подстанций. М.: Энергия, 1978. 5. О применении асинхронизированных турбогенераторов в энергосистемах России А.Ф.Дьяков, Ю.Н.Кучеров, Ю.Г.Шакарян, И.А. Лабунец и др. Новое в российской электроэнергетике. 2002. Ж7.

5. Алексеев Е.А., Мамиконянц Л.Г., Шакарян Ю.Г. Состояние парка Турбо- и гидрогенераторов в России// Изв. РАН. Серия Энергетика. 2001.-№3.

6. Хуторецкий Г.М., Косачевский В.И. Работа турбогенераторов в режимах недовозбуждения Электрические станции. 1985. №4.

7. Назолин А. Л., Поляков В. И. Особенности работы турбогенераторов в режиме недовозбуждения Энергетик. 2006. №11.

8. Каспаров Э.А. Устойчивость синхронных генераторов в режиме потребления реактивной мощности Электрические станции. 1985. №2.

10. Шабад В.К., Саленик Д.В. Использование турбогенераторов в режиме потребления реактивной мощности Энергосбережение и водоподготовка, 2004. №4,

11. Любарский М.А.. Лотков В. Г. Работа мощных генераторов в режимах недовозбуждения Электротехническая промышленность. 1973. №4 13.0пыт эксплуатации асинхронизированного турбогенератора АСТГ-200 В.Г. Здановский, А.С. Миняйло, В.В. Крывый и др.// Электрические станции.- 1993.-№ 1.

12. Зинаков В.Е., Лабунец И.А. Перспективы внедрения асинхронизированных турбогенераторов для нормализации режимов энергосистем. VI Симпозиум Электротехника-2001.// Сб. докл., ВЭИ, -22-26 октября 2001.

13. Эффективность применения асинхронизирванных турбогенераторов в ЕЭС России /И.А. Лабунец, А.П. Лохматов, Ю.Г. Шакарян и др.// Вестник ВНИИЭ-98. -1999.

14. Шакарян Ю.Г. Асинхронизированные синхронные мащины. М.: Энергоатомиздат, 1984. П.Ботвинник М.М., Шакарян Ю.Г. Управляемая машина переменного тока. М.: Наука, 1969.

15. Опыт промышленной эксплуатации головного образца асинхронзированного турбогенератора ТЗФА-110 на ТЭЦ-22 ОАО "Мосэнерго" Зинаков В.Е., Чернышев Е.В., Кузин Г.А., Воронов В.К., Лабунец И.А. Электрические станции. 2005. №11. 19.0 применении турбогенераторов различных типов на парогазовых и газотурбинных электростанциях З.Г. Хвощинская, Ю.Е. Гуревич, Э.А. Каспаров, И.А. Лабунеп, Ю.Г. Шакарян Электричество. 1996, №4.

16. Особенности параллельной работы асинхронизированных и синхронных турбогенераторов на тепловой электростанции А. Арщунин, И.Я. Довганюк, В.Е. Зинаков, И.А. Лабунец, Т.В. Плотникова, П.В. Сокур Вестник ВНИИЭ. 2004.

17. Опыт промышленной эксплуатации статической реверсивной тиристорной системы самовозбуждения на турбогенераторе ТЗФА-1102УЗ Чернышев Е.В., Кузин Г.А., Воронов В.К., Картошкин А. В. Электрические станции. 2005. №11.

18. Кучеров Ю.Н. Высоковольтное оборудование XXI века Энергопресс. 2004, Спецвыпуск.

19. Управляемые подмагничиванием шунтирующие реакторы для сети 35—500 кВ Брянцев A.M., Долгополов А.Г., Евдокунин Г.А. и др. Электротехника 2003. J 1. V

20. Брянцев реакторы A.M. Управляемые как элемент подмагничиванием электроэнергетической шунтируюш;ие системы Электротехника. 2003. JVbl.

21. Подъячев применения В.Н., Сазонов В.К., Хвошинская шунтирующих З.Г. Актуальность в управляемых реакторов системообразующих сетях 500 кВ Энергетик. 2005. >Г28.

22. Управляемые подмагничиванием электрические реакторы Под ред. А.М.Брянцева. Сб. статей. -М.:3нак, 2004.

23. Впервые в сети 500 кВ введен в эксплуатацию новый управляемый подмагничиванием шунтирующий реактор мощностью 180 МВА. Хроника A.M. Брянцев, А.Г. Долгополов А.И. Лурье А.И. и др. Электричество. 2006. JV98.

24. Брянцев A.M.. Управляемые реакторы Электротехника. 2003. 29. Три года промышленной эксплуатации управляемого подмагничиванием трехфазного шунтирующего реактора ПО кВ, 25000 кВА на подстанции «Кудымкар» Пермэнерго А.Г. Долгополов, Г. Долгополов, А.И. Зайцев, В.П. Шипицин Электротехника. 2003. №1.

25. Трехфазный шунтирующий управляемый реактор мощностью 100 МВА, 220 кВ на подстанции «Чита» МЭС Сибири A.M. Брянцев, А.Г. Долгополов, А.И. Лурье и др. Электротехника. 2003. 1.

26. Брянцев A.M., Долгополов А.Г., Лурье А.И. Ввод в эксплуатацию управляемого подмагничиванием шунтирующего реактора мощностью 100 МВ-А, 220 кВ Электричество. 2002. №12.

27. Пекелис В.Г., Чашкина СЮ. К вопросу об эффективности применения управляемых шунтирующих реакторов большой мощности Электротехника. 2003. 1. ЗЗ.Беляев А.Н., Смоловик С В Проектирование адаптивных автоматических регуляторов возбуждения с помощью нейронечеткого моделирования Электричество. 2002. №3.

28. Приходько И.А. Нечеткие структуры систем регулирования возбуждения синхронного генератора Электричество. 2002. №2. 35. У чет аномальных режимов при конструировании и эксплуатации мощных турбогенераторов Глебов И.А. Данилевич Я.Б. МамиконянцЛ.Г. Хуторецкий Г.М. Электричество. Х211. 1983. 36.ГОСТ 533-2

29. Машины электрические вращающиеся. Турбогенераторы. Общие технические условия. М.:МЭК 34-3-88, 2002.

30. Электромагнитные процессы в торцовых частях электрических машин А.И. Вольдек, Я.Б. Данилевич, В.И. Косачевский, В.И. Яковлев. Л.: Энергоатомиздат. -1983.

31. Соколов Н.И., Каспаров Э.А. Режимы работы и устойчивость турбогенераторов с поперечной управляющей обмоткой на роторе Электричество. 1983. №11.

32. Веников В.А. Переходные электромеханические процессы в электрических системах. 4-е изд. М.: Высшая школа, 1985.

33. Строев В.А., Селиджанов P.M. Управление переходными режимами в электрических системах :Текст лекций по курсу Переходные процессы в электрических системах Под ред. В.И. Пуго. М.: Изд-во МЭИ, 1992

34. Жданов П.С. Вопросы устойчивости электрических систем Под ред. Жукова Л.А. М.:Энергия. 1979.

35. Очков В.Ф. Mathcad 8 Pro для студентов и инженеров. М.: КомпьютерПресс, 1999.

36. Запорожец Г.И. Руководство к решению задач по математическому анализу. М.: Высшая школа, 1964.

37. Важнов А.И. Электрические машины. Л Энергия, 1968.

38. Важнов А.И. Переходные процессы в машинах переменного тока. Л.: Энергия, 1980.

39. Веников В.А., Литкенс И.В. Математические основы теории автоматического управления режимами электросистем. М.: Высшая школа, 1964.

40. Глебов А.И. Электромагнитные процессы систем возбуждения синхронных машин. Л Наука, 1987.

41. Переходные процессы электрических систем в примерах и иллюстрациях: Учебное пособие для вузов Сост: В.В.Ежков, Н.И.Зеленохат, И.В.Литкенс и др.; Под ред. В.А. Строева. М.: Знак, 1996.

42. Фихтенгольц Г.М. Основы математического анализа. М.: Наука, 1968.

43. Ульянов А. Электромагнитные переходные процессы в электрических системах. М.: Энергия, 1970.

44. Радин В.И., Загорский А.Е., Шакарян Ю.Г. Управляемые электрические генераторы при переменной частоте. М.: Энергия, 1978.

45. Дьяконов В.П. MATLAB 6/6.1/6.5 Simulink 4/5 в математике и моделировании. Полное руководство пользователя. М.: СОЛОНПресс, 2003. 54.0пределение области допустимых режимов работы генераторов в электрической системе: Учебное пособие по курсу Переходные процессы в электрических системах. И.В.Литкенс, В.А.Строев, Н.В.Федотова; Под ред. В.П. Салихова-М.: Изд-во МЭИ, 1980.

46. Турчак Л.И., Плотников П.В. Основы численных методов. М.:ФИЗМАТЛИТ, 2002.

47. Chevichelov V.A., Kuzmin V.V., Labunets I.A. et al. Development and utilization of asynchzonized turbogenerator. GIGRE, Session, Group, 1992, no. 11-12.

48. Коротченко B.B., Зеленохат Н.И. Режимные характеристики синхронного генератора при потреблении реактивной мощности Двенадцатая Междунар. науч.-техн. конф. студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика». Тез. докл. В 3-х т. М.: МЭИ, 2006. Т.З.

49. Коротченко В.В., Злобин СВ., Зеленохат Н.И. Анализ эффективности работы синхронных генераторов в режиме потребления реактивной мощности Тринадцатая Междунар. науч.-техн. конф. студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика». Тез. докл.в 3-х т.- М.: МЭИ, 2007. Т.З.

50. Лабунец И.А. Плотникова Т.В. Сопоставительные исследования электромашинных компенсаторов реактивной мощности с различными вариантами системы возбуждения Вестник ВНИИЭ. 2004. бО.Ахматов М.Г.Синхронные машины продольно-поперечного возбуждения. М.: Высшая школа, 1985.

51. Регуляторы возбуждения сильного действия на полупроводниковых элементах Г.Р. Гешенберг, В.Е. Кастелян, И.М. Покровский, А.А. Юрганов, В.В. Мишта, О.А. Леус Тр. ВЭИ 1980 вып. 83.

52. Унифицированный автоматический регулятор сильного действия на интегральных микросхемах для мощных синхронных генераторов М.И. Покровский, О.А. Леус Н.В, Любарская, В.В. Мишта, А.А. Юрганов Тр. ВЭИ 1980 вып. 89.

53. Быстродействующие системы регулирования возбуждения мощных турбогенераторов с бесщеточными диодными возбудителями Б.И.

54. Буевич В.В. Регуляторы возбуждения, частоты вращения и мощности гидрогенераторов и турбогенераторов. Обзорная информация. М.: Информэлектро, 1976.

55. Борцов Ю.А., Бурмистров А.А., Логинов А.Г. Робастные регуляторы возбуждения мощных синхронных генераторов Электричество.2003.-№7.

56. Борцов Ю.В., Юрганов А.А., Поляхов Н.Д. Исследование нечетких стабилизаторов возбуждения синхронного генератора Электричество. -1999.-№8. 67.GUO G., Wang Y., Hill D.J. Nonlinear output stabilization control for multi mschine power systems IEEE Transactions on Circuits and Systems. 2000. Vol.47. №1.

57. Kitauchu Y., Taniquchi H. Experimental verification of fuzzy excitation control system for multi-machine power system IEEE Transactions on energy conversion. 1997. Vol. 12. №1.

58. Кузнецов Л.А., Домашнев П.А. Нейросетевая модель многоэтапного технологического процесса Сб. науч. тр. Междунар. конф. CCCy/HTCS2

60. Логинов А.Г., Фадеев А.В. Микропроцессорные автоматические регуляторы типа АРВ-М для систем возбуждения АО «Электросила» Электромеханика. 2001 №9.

61. Поляхов Н.Д., Приходько И.А., Ховладер Д.К. Построение робастного регулятора возбуждения синхронного генератора Сб. СПбГЭГУ (ЛЭТИ)-1999.

62. Образцов B.C. Результат испытания адаптивного микропроцессорного регулятора на физической модели Автоматическое управление электроэнергетическими системами: Сб. науч. тр. ВЭИ 1992.

63. Анализ условий демпфирования общесистемных качаний с помощью АРВ-СД генераторов. И.А. Груздев, В.А. Масленников, СМ. Устинов Системы возбуждения и регулир. мощ. генераторов и двигателей/ ВНИИ электромащиностр. СПб, 1994.

64. Юрганов А.А., Шанбур И.Ж. Нечеткий регулятор возбуждения сильного действия. Фундаментальные исследования в технических университетах. Мат. научн.-техн. конф. СПб, 1998.

65. Jany J.S.R., Sun -Т. Neuro-fuzzy modelling and control. The Proceedings of the IEEE, 1995, vol. 83, Mar. http://neu-ral.cs.nthu.edu.tw/iang/

66. Nauck D. Neuro-fuzzy systems: review and prospects. -Proc. Fifth European Congress on Intelligent Techniques and Soft Computing, 1997. http://fuzzv.cs.uni-magdeburg.de/nnfuz.html

67. Строев B.A., Шаров Ю.В., режимов Кузнецов и О.Н. Алгоритмы расчета в установившихся переходных процессов электроэнергетической системе: Курс лекций. М.: Издательство МЭИ, 2005.

68. Иванкин В.Н., Ковалев В.Д., Худяков В.В. Гибкие электропередачи переменного тока Электротехника 1999. >Г27. 8О.Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации. М.:ЭНАС, 2003.

69. Пособие для изучения правил технической эксплуатации электрических станций и сетей (электрическое оборудование). М.:ЭНАС, 2004.

70. Юрганов Ю.А., Кожевников В.А. Регулирование возбуждения синхронных генераторов. СПб.:Наука, 1996. 83.3еленохатН.И. Синтез системы управления электромеханическими процессами в сложной энергосистеме Электричество 1981. №9.

71. Коротченко В.В., Зеленохат Н.И. Повышение эффективности управления реактивной возбуждением мощности турбогенератора высших при учебных потреблении заведений. Известия Проблемы энергетики Казань: КГЭУ. 2007 №5-6.

72. Коротченко В.В., Зеленохат П.И., Зеленохат О.Н. Режимные свойства турбогенератора с нелинейным алгоритмом управления возбуждением при потреблении реактивной мощности Межвузовский научный сборник Проблемы электроэнергетики Саратов: СГТУ. 2007.