В энергосистемах России существует проблема работы электрических сетей с недопустимо высокими уровнями напряжения и особенно в ночное время. Причины таких повышений напряжений — спад промышленного производства, наличие слабо загруженных линий электропередачи, неравномерность графиков нагрузки, недостаточная степень компенсации реактивной мощности в электрических сетях. Эти режимы обусловливают необходимость потребления реактивной мощности из сети.
В турбогенераторах традиционной конструкции потребление реактивной мощности из сети ограничено нагревом и механическими усилиями в торцевых зонах статоров, в частности, в крайних пакетах сердечника, а также условиями устойчивости. Поэтому проблему нормализации уровней напряжений в электрических сетях энергосистемы необходимо решать увеличением установки синхронных компенсаторов (СК) и шунтирующих реакторов различных типов (например, обычного исполнения, с подмагничиванием, СТК, СТАТКОМ и др.). Как утверждается в [1-10], проблема решается и применением на электростанциях кроме синхронных турбогенераторов, специальных турбогенераторов, способных устойчиво работать в режимах глубокого потребления из сети реактивной мощности. Такими турбогенераторами являются так называемые асинхронизированные турбогенераторы (АСТГ).
В 1985 г. в НПО «Электротяжмаш» (Украина) был изготовлен и введен в промышленную эксплуатацию на Бурштынской ГРЭС (Львовэнерго) АСТГ с водородноводяным охлаждением мощностью 200 МВт. В 1990 г. на той же ГРЭС установлен второй АСТГ-200 МВт. До настоящего времени оба генератора эксплуатируются на электростанции, обеспечивая требуемые режимы потребления реактивной мощности [1-5]. Еще один такой генератор поставлен на Гусиноозерскую ГРЭС. НИИ «Электротяжмаш» разработал конструкторскую документацию на АСТГ типа ТАП-220-2У3 мощностью 200 МВт с полностью воздушным охлаждением. Этот генератор имеет на роторе две обмотки возбуждения, расположенные под углом 30 эл. град., а также АСТГ-800-2У3 мощностью 800 МВт с полностью водяным охлаждением с двумя обмотками на роторе, смещенными на угол 60 эл. град., и дополнительной короткозамкнутой симметрирующей обмоткой (для обеспечения асинхронных режимов без возбуждения). ОАО «Электросила» разработаны по заданию РАО «ЕЭС России» технические проекты АСТГ типа Т3ВА-110, Т3ВА-220, Т3ВА-320 мощностью 110, 220 и 320 МВт соответственно с полностью водяным охлаждением и Т3ФА-120 мощностью 110-120 МВт с ортогональной, симметричной системой обмоток на роторе и полностью воздушным охлаждением [6].
ОАО «Электросила» также был изготовлен, поставлен и введен 21 декабря 2003 г. в опытно-промышленную эксплуатацию на энергоблоке № 8 ТЭЦ № 22 ОАО «Мосэнерго» головной образец асинхронизированного турбогенератора типа Т3ФА-110-2У3 мощностью 110 МВт, 3000 об/мин с полным воздушным охлаждением. Разработана программа установки таких генераторов на электростанциях ОАО «Мосэнерго» до 2010 г. В [8] указано, что соотношение количества СТГ и АСТГ на электростанции должно определяться, в первую очередь, из условия обеспечения необходимого объема потребляемой реактивной мощности. Учитывая этапы ввода (замены) АСТГ, необходимость плановых остановов энергоблоков для технических осмотров и ремонтов, количество блоков, оснащенных АСТГ, должно быть не менее двух [8]. Был выпущен приказ по РАО «ЕЭС России» о широком внедрении асинхронизированных турбогенераторов на электростанциях в Единой энергосистеме России [10]. Разработаны рекомендации по применению АСТГ в энергосистемах [6-10], и в этом направлении работы в России идут широким фронтом. За рубежом работы по применению асинхронизированных машин в электроэнергетике в основном шли в трех направлениях.
Исторически первое направление — применение электромеханических преобразователей частоты (ЭМПЧ) для связи энергосистем. На возможность применения ЭМПЧ в электроэнергетических системах еще в 1934 г. обращал внимание проф. А.А. Горев. Им было предложено выполнить ЭМПЧ из двух АСМ [11]. Позже такой ЭМПЧ был более подробно рассмотрен проф. М.М. Ботвинником [12]. Однако существенно раньше, в двадцатые годы прошлого века, ЭМПЧ уже были реализованы с использованием коллекторного преобразователя частоты А. Шербиуса. В дальнейшем ЭМПЧ эволюционировал в соответствии с уровнем развития техники того времени — в 30-х годах перешли на ртутные, а с 50-х годов — на полупроводниковые вентили в системах возбуждения асинхронизированных машин в составе ЭМПЧ. Такие агрегаты производства фирм Siemens, AEG, Brown-Bowery, состоящие из синхронных и асинхронных машин, применяются для гибкой связи сетей 50 Гц и однофазных тяговых железнодорожных сетей 16 2/3 Гц. Агрегаты установлены в Норвегии, Швейцарии, Австрии и других странах. Единичная мощность агрегатов от 5 МВт до 33 МВт. Причем, преобладают агрегаты мощностью 33 МВт (например, на подстанции Ной-Ульм в Германии). Фирма Brown-Bowery разработала и смонтировала на одной из подстанций в Швейцарии ЭМПЧ единичной мощностью 80 МВт. Это наиболее мощный агрегат [13, 14]. Второе направление — исследования и разработки, выполненные фирмой Parsons в Англии [15-18, 26]. После исследований на математической модели был создан экспериментальный турбогенератор мощностью 5 МВт, 6,25 МВА. Результаты исследований послужили основанием для проработки конструкции турбогенератора мощностью 500 МВт с двумя обмотками возбуждения, сдвинутыми между собой на 60 эл. град.
В последующие годы фирма Parsons изготовила и испытала ротор такого генератора на базе конструкции обычного турбогенератора соответствующей мощности. Однако работы по созданию турбогенератора мощностью 500 МВт были в дальнейшем прекращены по некоторым сведениям из-за встреченных трудностей с реализацией надежной конструкции ротора [8, 15].Это вполне возможно, так как при указанном сдвиге между фазами обмотки возбуждения есть взаимная индуктивная связь, поэтому необходимо установленную мощность каждой фазы увеличить в 1,5 раза, соответственно в 1,5 раза возрастет и установленная мощность возбудителя. Третье направление — создание АСМ гидрогенераторного исполнения. В Японии фирмой Hitachi был изготовлен АС-гидрогенератор мощностью 22 МВА с трехфазной обмоткой на роторе. Его надежная работа с апреля 1987 г. на ГЭС Наруде позволила фирме изготовлять и поставить АС-гидрогенераторы мощностью 400 МВА с трехфазной обмоткой возбуждения на роторе для ГАЭС [19-22].
Использование регулирования частоты вращения в широком диапазоне обеспечивает эксплуатацию гидротурбины по оптимальной характеристике при больших перепадах напора и существенную экономию расхода воды. В нашей стране с 1971 г. эксплуатировались на Иовской ГЭС два асинхронизированных гидрогенератора мощностью по 50 МВА с двухфазной обмоткой возбуждения на роторе. Однако известно [24, 25],что (как следует из диаграммы магнитодвижущей силы Гёргеса) содержание высших гармоник у такой обмотки более чем в полтора раза выше, чем у трехфазной обмотки. Следствием этого явились существенные вибрации генераторов. Кроме того, из-за практически постоянного напора не было и экономического эффекта от регулирования частоты вращения агрегатов. По этим двум причинам иовские АС-гидрогенераторы были демонтированы. Как выше отмечалось, в РАО «ЕЭС России» идут работы по широкому внедрению асинхронизированных турбогенераторов на электростанциях в Единой энергосистеме. Так, в [9] указано: «Эти турбогенераторы по своей уникальности не имеют аналогов в мире, и РАО «ЕЭС России» приоритет российской науки и электромашиностроителей старается полностью сохранить». В [10] работы в этом направлении названы «прорывом в ХХI век».
На основании вышеизложенного, учитывая прагматизм фирм Siemens, AEG, Brown-Bowery, Parsons, Hitachi, возникают естественные вопросы: – почему фирмы Siemens, AEG, Brown-Bowery, имеющие огромный опыт в турбогенераторостроении и в создании мощных агрегатов ЭМПЧ с асинхронизированными машинами, даже не пытались создать АСТГ – почему фирма Parsons резко свернула все работы по АСТГ ? – почему фирма Hitachi, создав АС-гидрогенераторы мощностью 400 МВт, не пыталась создать АСТГ. Поставленные вопросы — суть проблемы использования АСТГ на электростанциях. Этой проблеме и посвящена статья. Рассматривается простейшая электростанция, схема которой приведена на рис. 1: АСТГ-1 и СТГ-2 параллельно подключены к общим шинам и далее через ЛЭП соединены с мощной энергосистемой (на рис. 1 — источник бесконечной мощности А1В1С1, содержащий и реактанс ЛЭП). Схема кроме указанных элементов содержит по датчику мощности в статорной цепи каждой машины (соответственно P1, Q1 и P2, Q2) и в цепи ЛЭП (P, Q). Приведена и нагрузка собственных нужд станции (P CH ).
Схема рис. 1 является математической моделью в системе программирования MATLAB 6.5 / Simulink 4.0 / Power System Blockset. Уравнения записаны в специальных единицах А.А. Горева [23], и для асинхронизированной машины (параметры АСТГ-1 имеют индекс «1») записаны в координатах вектора напряжения мощных шин ( ωk1= ω ), уравнения для синхронной машины (параметры СТГ-2 имеют индекс «2») — в координатах ротора ( ωk2= ωр). Параметры линии электропередачи имеют индекс «3».
где–U — вектор напряжения на обмотке статора машины; –U∞— вектор напряжения на шинах бесконечной мощности; –i — вектор тока (в статорных обмотках машин и линии электропередачи); –iур— вектор уравнительного тока между статорными обмотками машин (9); –Uf— вектор напряжения на обмотке ротора;–ef= xaf–if—ток ротора (численно равный ЭДС, наведенной током ротора в обмотке статора); x — индуктивные сопротивления (обмоток статоров и ЛЭП); xaf — сопротивление взаимной индуктивности между обмотками статора и ротора; µ = x2af/(xf•x) — коэффициент магнитной связи между обмотками статора и ротора; σ = 1-µ — коэффициент рассеяния; Tf= xf/rf— постоянная времени обмотки ротора машины; M — момент; ω — частота напряжений статоров машин; ωp — частота вращения ротора; δ2 — угол между вектором ЭДС синхронной машины и вектором напряжения мощных шин; p = d/dt — символ дифференцирования; t — время.
Система дифференциальных уравнений (1-10) — система 14 порядка. Расчетные параметры по уравнениям (1-10) в блоке Subsystem 1 приводятся к синхронным осям координат и дополнительно решаются приводимые ниже уравнения (11) — (19). По сути, уравне- ние (10) отражает суммарный режим АСТГ-1 и СТГ-2 по отношению к мощным шинам с вектором напряжения U∞= const. Поэтому для упрощения был принятреактанс ЛЭП x3≈ 0. При этом вектор напряжения мощных шин можно совместить с действительной осью синхронной системы координат (то есть –U=–U∞= Uq= U= const).
Уравнения (5)-(8) являются математическим описанием СТГ-2 только по отношению к мощным шинам. Поэтому изначально были приняты во всех расчетах по этим уравнениям для СТГ-2 номинальные и постоянные значения момента турбины на валу и ЭДС возбуждения, обеспечивающие номинальный режим по активной и реактивной мощности по отношению к вектору напряжения мощных шин. Для АСТГ-1 уравнения (1)-(4) также являются математическим описанием только по отношению к мощным шинам, поэтому в расчетах по этим уравнениям для АСТГ-1 рассмотрены два наиболее характерных режима. В обоих режимах принято номинальное и постоянное значения момента турбины на валу. Для ЭДС возбуждения приняты два постоянных значения, при которых по отношению к мощным шинам активная мощность равна номинальному значению, а реактивная мощность соответственно равна номинальном значению (QАСТГ= Qном, соsϕ = 0,85) и равна нулю (QАСТГ= 0, соsϕ =1).
Эти режимы показаны на векторной диаграмме рис. 2. Допустимая рабочая область машин ограничена током статора по дуге SFB и током возбуждения по дуге ВМ. Векторная диаграмма исходного номинального режима обеих машин представлена треугольником ОВС, где ОС — вектор напряжения мощных шин, ОВ — вектор ЭДС генератора, отрезок СВ — вектор jx•—i, определяемый реактансом и током статора генератора. Ортогональный отрезок BD пропорционален актив- ной мощности, а горизонталь CD — реактивной мощности, выдаваемыми машинами в систему. Второй режим АСТГ-1 с cosϕ = 1 представлен треугольником ОАС, где ОА — вектор нового значения ЭДС, а СА — вектор нового значения jx1 • — i1.
Векторная диаграмма уравнительного режима между статорными обмотками машин представлена треугольником ОАВ, где кроме указанных выше векторов ЭДС машин показан вектор АВ, равный j(x1 + x2 )• — i ур . Как следует из векторной диаграммы, в синхронных осях координат уравнительный ток — i ур для рассматриваемого режима является чисто реактивным током (в общем случае уравнительный ток может содержать и активную составляющую). Так как вектор ЭДС АСТГ-1 опережает вектор ЭДС СТГ-2, то АСТГ-1 работает по отношению к СТГ-2 в генераторном режиме с выдачей уравнительной активной мощности P ур , пропорциональной отрезку АК. СТГ-2 по отношению к АСТГ-1 работает по активной мощности в двигательном режиме с потреблением той же мощности Pур, по реактивной мощности — в компенсаторном режиме с выдачей уравнительной реактивной мощности Qур , пропорциональной отрезку ВК. На векторной диаграмме рис. 2 треугольником OFC представлен третий режим АСТГ-1 с потреблением из энергосистемы реактивной мощности, равной QАСТГ = -U2 /x1 . Очевидно, что при этом активная уравнительная мощность будет соизмерима с мощностью номинального режима. Этот режим будет рассмотрен ниже. При оговоренных заданных мощностях по отношению к вектору напряжения мощных шин для АСТГ-1 векторы тока возбуждения и тока статора соответственно равны
для СТГ-2 угол δ2, ток возбуждения и вектор тока статора равны
Уравнительные (взаимные) ток, активная и реактивная мощности между статорами машин равны
Так как все параметры, в том числе и уравнительные токи, записаны в синхронных осях, то полные токи и мощности статорных обмоток АСТГ-1 и СТГ-2 в соответствии с векторной диаграммой рис. 2 равны
Ток в линии электропередачи, а также мощности, отдаваемые обеими машинами в сеть мощных шин, равны
Уравнение (17) является уравнением Кирхгофа и входит в систему уравнений (1)-(10). Рассматриваемая система сбалансирована, если — S = —S3. При этом
уравнительная реактивная мощность Qурпо выражению (13) в этом балансе в явном виде не учитывается, а уравнительная активная мощность Pур по сути создает на валах машин синхронизирующие моменты. Из уравнений (3), (7) следует
Результаты расчетов по уравнениям (1) – (19), проведенных для указанных двух режимов АСТГ-1 и номинального режима СТГ-2 (параметры взяты соответственно для АСТГ-200 и ТГВ-200М, установленных и эксплуатируемых на Бурштынской ГРЭС, при этом x1= 2,06, xd2=1,9) по отношению к мощным шинам, отражены на осциллограммах рис. 3.
На рис. 3 изменение параметров режимов приведено в функции времени. При этом на различных отрезках времени совмещены и отражены указанные выше режимы машин.
1. 0 < t ≤ 2c — электромагнитный переходный процесс к установившемуся режиму параллельной работы АСТГ-1 и СТГ-2 по отношению к мощным шинам.
2. 2с < t ≤ 10c — номинальный установившийся режим обеих машин по отношению к мощным шинам: Р1АСМ= Р1Тур= Р2СМ= Р2Тур= 200 МВт, Q1ACM== Q2ACM= 124 МВА. Суммарные мощности, отдаваемые машинами в энергосистему, равны P3= 400 МВт, Q3= 248 МВА.
3. 10с < t ≤ 20c — режимы машин при переводе АСТГ-200 в режим с cos ϕ =1 по отношению к мощным шинам. Как следует из осциллограмм а, б, в, мощности машин равны: Р1АСМ = Р1Тур = Р2СМ = Р2Тур = 200 МВт, Q 1ACM = 0, Q2ACM = 124 МВА. Суммарные мощности, отдаваемые машинами в энергосистему, равны P3 = 400 МВт, Q3 =124 МВА. В этом отрезке времени с учетом знаков по отношению к АСТГ-1 по осцилло- грамме г уравнительные активная и реактивная мощ- ности равны Рур =100 МВт, Q ур = -122,6 МВА, уравнительный ток — i ур по осциллограмме д имеет чисто реак- тивный характер и равен 0,262 о. е., однако они пока не учитываются в балансе.
4. 20 с < t ≤ 30c — режимы машин при переводе АСТГ- 200 в режим с cos ϕ=1 с учетом уравнительного тока в соответствии с уравнениями (14), (15). По этим же уравнениям, как следует из осциллограмм а, б, в, мощности машин равны: P1ACM = P 2ACM = 200 МВт, Q 1ACM =- 62 МВА, Q2ACM =186 МВА, по сути — это те мощности, которые покажут приборы, включенные не- посредственно в статорные цепи машин. В то же время, как следует из уравнений (16), (17) и осциллограммы в, суммарные мощности, отдаваемые машинами в энергосистему, равны P3 = 400 МВт, Q3 = 124 МВА.
Очевидно, что из энергосистемы нет потребления реактивной мощности. Прибор в статорной цепи АСТГ-1 покажет определяемую лишь уравнительным током реактивную мощность, равную произведению QACM =U• ^ур =1 (oтн. eд.)•0,262 (oтн. eд.)•235 (Sбаз = = — 62 МВА. На такую же величину и возрастет реактив- ная мощность в статорной цепи СТГ-2, что вызовет ее перегрузку по току на 17 % (см. осциллограмму б).
5. 30 с < t ≤ 40 c — режимы машин при переводе АСТГ-200 в режим с cos ϕ =1 по отношению к мощным шинам с учетом уравнительной активной мощности, равной Рур =100 МВт. При этом из уравнений (18), (19) следует, что для АСТГ-1 отдаваемая в энергосистему мощность равна Р1АСМ = Р1Тур — Рур = 200 -100 =100 МВт, для СТГ-2 отдаваемая в энергосистему мощность равна Р2АСМ = Р2Тур + Рур = 200 +100 =300 МВт. Это вполне объясняет рассматриваемый режим, в кото- ром АСТГ-1 работает в генераторном режиме по отно- шению к СТГ-2, что эквивалентно созданию на валу СТГ-2 дополнительного турбинного момента, эквива- лентного величине Pур.
В то же время, как следует из осциллограммы в, мощности, отдаваемые в мощную энергосистему, неизменны, что согласуется с зако- ном сохранения энергии.
Можно ввести понятие коэффициента использования в рассмотренной схеме — это отношение мощности, отдаваемой в энергосистему, к суммарной турбинной мощности на валу генера- тора. Для АСТГ-1 и СТГ-2 соответственно он равен
Недоиспользование АСТГ-1 очевидно. Выше было указано, что на векторной диаграмме рис. 2 треугольником OFC представлен третий режим АСТГ-1 с потреблением из энергосистемы реактивной мощности, равной Q AСТГ = -U2 /x1•Sбаз = -1/2,06•235 ≈ -114 МВА. Определяемая лишь уравнительным током (13) реактивная мощность, равна произведению Q1АСМ = U• ^i ур = -1 (отн. ед.)•0,525 (отн. ед.)•235 (S баз) = -123 МВА.
Полная потребляемая реактивная мощность равна -237 МВА. При активной мощности 200 МВт этот режим перегружает АСТГ-200 на 32 %, хотя режим по отношению к мощным шинам по век- торной диаграмме рис. 2 находится в допустимой ра- бочей области. При этом активная уравнительная мощность соизмерима с мощностью номинального режима и по уравнению (13) составляет 192 МВт, а коэффициент использования АСТГ-200 равен лишь 4 %. При отрицательном коэффициенте использова- ния АСТГ-200 потребуется дополнительный расход топлива. В заключение в качестве примера обратимся к Бурштынской ГРЭС, где параллельно работают 2 АСТГ-200 и 10 СТГ-200. Учитывая, что суммарное сопротивление в уравнительной цепи равно
а уравнительные мощности и ток возрастут в 1,7 раза. При этом, хотя и нет потребления реактивной мощности из энергосистемы, датчик мощности в статорной цепи покажет, что каждая АСТГ-200 потребляет реактивную мощность, равную Q1ACM = U•^iур =1 (oтн. eд)•0,262 (oтн. eд.)•235 (Sбаз)•1,7 = -106 МВА. Уравнительная активная мощность будет равна 170 МВт и коэффициент использования АСТГ-200 составит лишь 0,15 (то есть 15 %).
ВЫВОДЫ
1. Из приведенных результатов исследований следует, что нет ни экономической, ни технической целесообразности внедрения асинхронизированных турбогенераторов (АСТГ) в электроэнергетику.
2. Измерительные приборы в статорной цепи АСТГ-200 при выдаче в энергосистему реактивной мощности 62 МВА из-за наличия уравнительного тока уже показывают нулевое значение реактивной мощности. В режиме cos ϕ =1 эти приборы покажут потребление реактивной мощности – 62 МВА, хотя из энергосистемы потребления реактивной мощности нет.
3. С ростом уравнительного тока падает коэффициент использования АСТГ- 200 и в режиме cos ϕ =1 он равен 0,5.
Автор: Цгоев Р.С., докт. техн. наук, «ОАО ВНИИ Электроэнергетики»
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Здановский В.Г., Миняйло А.С., Крывый В.В., Крысюк Л.Н., Марченко В.Г. Опыт эксплуатации асинхронизированного турбогенератора АСТГ-200. — Электрические станции, 1993, №1.
2. Лабунец И.А., Лохматов А.П., Шакарян Ю.Г., Дмитриева Г.А., Макаровский С.Н., Поздняков А.Ю., Хвощинская З.Г. Опыт эксплуатации и концепция использования асинхронизированных турбогенераторов на тепловых электростанциях. — Вестник ВНИИЭ-
98, 1999.
3. Олексин В.П., Матвейчук А.И., Миняйло А.С. Управление режимами совместной работы синхронных и асинхронизированных турбогенераторов. — Электрические станции, 1989, № 3.
4. Гуревич Ю.Е., Каспаров Э.А., Лабунец И.А., Хвощинская З.Г., Шакарян Ю.Г. О применении турбогенераторов различных типов на парогазовых и газотурбинных электростанциях. — Электричество, 1996, № 4.
5. Маковский С.Н., Хвощинская З.Г. Технико-экономические аспекты применения асинхронизированных турбогенераторов. — Электрические станции, 2000, № 2.
Добавить комментарий