Асинхронизированные турбогенераторы    Для электроэнергетики России существует необходимость поддержания требуемых уровней напряжения и регулирования реактивной мощности, в том числе потребления реактивной мощности из системы. Это обусловлено следующими причинами. 
    1. Высоковольтные ЛЭП генерируют в электрическую сеть реактивную мощность. Согласно табл.3.1 каждые 100 км линии 220 кВ генерируют 14 Мвар реактивной мощности, для линий 330, 500 и 750 кВ эти значения составляют 41, 90 и 230 Мвар соответственно. 
    2. Воздушные линии ЕЭС России имеют большую протяженность. По данным [1] протяженность линий электропередачи разных напряжений в одноцепном исполнении составляет десятки тысяч километров – см. раздел 3.5. 

    3. Реактивная мощность компенсируется в недостаточном объеме. 
    Например, для линий 500 кВ компенсация реактивной мощности составляет в среднем 45%, при рекомендуемых директивными материалами 80–100% [1]. Для линий 750 кВ – 75% при рекомендуемых 100–110% – см. раздел 3.5. В линиях 220 и 330 кВ компенсация вообще отсутствует. 
    4. Потоки реактивной мощности распределены неравномерно между сетями различного класса напряжений. 
    Вследствие указанных причин уровни напряжения в высоковольтных электросетях зачастую превышают допустимые значения на 6–12%. По причине завышенных напряжений имеет место ускоренный износ и повышенная аварийность электрооборудования.Область работы синхронных турбогенераторов в режимах потребления реактивной мощности является зоной опасной работы – рис.4.1, 4.2. 
Асинхронизированные турбогенераторы    Как правило, для синхронных турбогенераторов работа в емкостном квадранте при Q < 0 запрещается или не рекомендуется. Длительная работа синхронного турбогенератора в режимах потребления реактивной мощности приводит к ускоренному разрушению активной стали торцевых зон и к снижению пределов статической и динамической устойчивости. 
    В некоторой степени проблема регулирования перетоков реактивной мощности может быть решена за счет применения асинхронизированных турбогенераторов (АСТГ). На рис.4.2 приведена диаграмма с допустимымиобластями работы традиционного синхронного и асинхронизированного турбогенераторов.Из рис.4.2 видно, что в отличие от синхронных генераторов, АСТГ способны успешно работать в режиме потребления реактивной мощности. 
    Данное преимущество асинхронных генераторов обусловлено особенностями конструкции ротора, который содержит не одну, как обычный синхронный генератор, а две обмотки возбуждения, сдвинутые по окружности ротора друг относительно друга на 90°. Система возбуждения АСТГ содержит два комплекта реверсивных возбудителей, способных изменять ток возбуждения в каждой из обмоток как по величине, так и по знаку. АСТГ можно эксплуатировать, в том числе, с одной обмоткой возбуждения. В этом случае асинхронизированный генератор приобретает свойства традиционного синхронного. Статор асинхронизированного турбогенератора конструктивно не отличается от статора синхронного турбогенератора, но в нём повышена надежность торцевых зон. 
    Применение АСТГ позволяет повысить КПД электростанции. Асинхронизированный турбогенератор имеет наибольший КПД в режиме потребления реактивной мощности, в то время как максимальный КПД синхронного генератора соответствует выдаче реактивной мощности. 
    Первые разработки асинхронизированных генераторов были начаты в 1955 году под руководством д.т.н, проф. М. М. Ботвинника – выпускника Ленинградского политехнического института. В дальнейшем работа была продолжена в ЛПИ д.т.н., проф. А. А. Рагозиным и практически осуществлена для Иовской ГЭС Колэнерго. 
    Исследования ОАО «ВНИИЭ» и ОАО «Энергосетьпроект» показали, что внедрение АСТГ особенно перспективно в составе парогазовых энергоблоков. ПГУ с АСТГ способны работать в широком диапазоне регулирования реактивной мощности от выдачи до глубокого потребления, то есть являются маневренными энергоблоками не только в отношении активной, но и реактивной мощности.В настоящее время ОАО «Электросила» разработало проекты АСТГ активной мощностью 110 – 350 МВт. С 1985 года асинхронизированные турбогенераторы активной мощностью 200 МВт применяются на Бурштынской ГРЭС (Украина). 
    По данным ОАО «Электросила» стоимость АСТГ в среднем на 25-30% выше стоимости синхронных турбогенераторов той же мощности. Ожидается, что асинхронизированные турбогенераторы найдут достаточно широкое применение на электростанциях России для нормализации уровней напряжения в сетях 220 – 500 кВ и повышения надежности эксплуатации синхронных турбогенераторов.


Рекомендуйте эту статью другим!



состояние гидрогенераторов 12
сен 16, 2013 2651

Cостояние гидрогенераторов

Техническое состояние и остаточный ресурс гидрогенераторов (ГГ) являются важнейшими…
Асинхронизированные турбогенераторы
нояб 30, -0001 5780

Асинхронизированные турбогенераторы

Для электроэнергетики России существует необходимость поддержания требуемых уровней…
нояб 30, -0001 3353

Влияние параметров переходного восстанавливающегося напряжения (ПВН) на отключающую способность выключателя

Отключающая способность выключателя определяется интенсивностью работы его…
Основные этапы разработки проектной документации при строительстве подстанций
июнь 16, 2014 4441

Основные этапы разработки проектной документации при строительстве подстанций

При строительстве новых или реконструкции уже существующих трансформаторных подстанций…
Требования по жесткой ошиновке ОРУ и ЗРУ 110-500 кВ
янв 26, 2015 4341

Требования по жесткой ошиновке ОРУ и ЗРУ 110-500 кВ

В последние годы значительное количество ОРУ 110-500 кВ выполняется с жесткой ошиновкой,…