Параллельная работа синхронной и асинхронизированной машин переменного токаВ 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».

form8-10 Параллельная работа синхронной и асинхронизированной машин переменного тока

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; ωpчастота 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, соs

ϕ

=

0,85)

и

равна

нулю (QАСТГ= 0, соs

ϕ

=1).

pic1 Параллельная работа синхронной и асинхронизированной машин переменного тока

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 cos

ϕ

=

1 представлен

треугольником

ОАС, где ОА — вектор нового значения ЭДС, а СА — вектор нового значения jx1 • — i1.

pic2 Параллельная работа синхронной и асинхронизированной машин переменного тока

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

form12 Параллельная работа синхронной и асинхронизированной машин переменного тока

для СТГ-2 угол δ2, ток возбуждения и вектор тока статора равны

form12 Параллельная работа синхронной и асинхронизированной машин переменного тока

Уравнительные

(взаимные)

ток,

активная

и

реактивная мощности между статорами машин равны

form13 Параллельная работа синхронной и асинхронизированной машин переменного тока

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

form14-16 Параллельная работа синхронной и асинхронизированной машин переменного тока

Ток в линии электропередачи, а также мощности, отдаваемые обеими машинами в сеть мощных шин, равны

form17 Параллельная работа синхронной и асинхронизированной машин переменного тока

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

form18-19 Параллельная работа синхронной и асинхронизированной машин переменного тока

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



2

c



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.

pic3 Параллельная работа синхронной и асинхронизированной машин переменного тока

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

form-pic-3-1 Параллельная работа синхронной и асинхронизированной машин переменного тока

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

form-pic-3-2 Параллельная работа синхронной и асинхронизированной машин переменного тока

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.



Рекомендуйте эту статью другим!