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, соsϕ =  0,85)  и  равна  нулю (QАСТГ= 0, соsϕ =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 cosϕ =  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  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.

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!



Адресация в микропроцессоре
окт 29, 2015 5254

Адресация в микропроцессоре. Способы и виды.

При выполнении тех или иных операций над данными в команде должна быть приведена…
Требования по жесткой ошиновке ОРУ и ЗРУ 110-500 кВ
янв 26, 2015 5049

Требования по жесткой ошиновке ОРУ и ЗРУ 110-500 кВ

В последние годы значительное количество ОРУ 110-500 кВ выполняется с жесткой ошиновкой,…
Операционный автомат 1
окт 16, 2015 3402

Операционный автомат. Алгоритм умножения Бута

Операционный автомат для умножения двоичных чисел Алгоритм умножения Бута. При умножении…
мая 15, 2017 485

Испытания высоковольтных трансформаторов, перечень работ, периодичность

Силовые трансформаторы требуют регулярного проведения комплекса измерений и испытаний. К…
Вводное распределительное устройство 1
янв 29, 2014 1751

Вводное распределительное устройство

Вводно-распределительное устройство - это разновидность электротехнического оборудования,…