Расположение приборов и органов управления на пульт-панели

Панель приборная:

- левая панель: вольтметр линии V_л, переключатель вольтметра ПВ, переключатели выводов модели ЛЭП (4 штуки) – ПЛ, 60, 80, 100 км; автоматические выключатели "Сеть", "Двигатель"; амперметры ЛЭП – три фазных и один в нейтрали; приборы в цепях двигателя – амперметр I_общ, амперметр цепи якоря I_як, вольтметр цепи якоря U_як, амперметр цепи возбуждения I_возб;

- центральная панель: три амперметра фазных токов статора генератора – I_А, I_В, I_С; измеритель соs j; приборы в цепи возбуждения: амперметр обмотки возбуждения возбудителя I_ОВВ, вольтметр цепи возбуждения U_ОВГ, амперметр цепи возбуждения генератора I_ОВГ;

- правая панель: приборы колонки синхронизации – два вольтметра (генератора и сети); два частотомера (генератора и сети); синхроноскоп S; ключ включения синхроноскопа КС.

Пульт управления (слева – направо): кнопки включения "вкл" и отключения "откл" автомата гашения поля АГП; тумблер включения "вкл. ОВВ", отключения "откл. ОВВ" питания обмотки возбуждения возбудителя; тумблер управления выключателем генератора "В"; рукоятка реостата возбуждения генератора "Возбуждение"; ваттметр W генератора, варметр Var генератора; рукоятка управления активной мощностью генератора (нижняя лицевая панель пульта).

Рис. П1.2 (начало). Схема питания двигателя постоянного тока тренажера

Рис. П1.2 (окончание). Схема соединений генераторной части тренажера

Рис. П1.3. Схема безреостатного пуска двигателя постоянного тока

Приложение 2

МЕТОДИКА ОСВОЕНИЯ ПРАКТИЧЕСКИХ НАВЫКОВ ВКЛЮЧЕНИЯ

СИНХРОННОГО ГЕНЕРАТОРА НА ПАРАЛЛЕЛЬНУЮ РАБОТУ С СЕТЬЮ

Цель работы. Изучение свойств и характеристик синхронного генератора в процессе включения его в сеть на параллельную работу, допустимости различных методов синхронизации синхронного генератора с сетью.

Работа выполняется на физической модели блока генератор-трансформатор-линия (см. описание стенда).

1. При подготовке к работе изучить основные теоретические положения.

2. По приведенному описанию изучить устройство стенда "Модель блока генератор-трансформатор-линия", его возможности, расположение приборов и органов управления, их обозначения, возможные манипуляции ими.

3. Для заданного режима выполнить необходимые расчеты, используя приведенные в гл.1.1 формулы.

Определить значения токов – формулы (1.1), (1.2), (1.4), (1.6), (1.25); моментов - формулы (1.10), (1.11), (1.14), (1.28); бросков мощности – формула (1.15); остаточное напряжение - формулы (1.26), (1.27). Построить зависимости кратности несинхронного момента в функции времени при различных углах θ (как показано на рис.1.2).

Расчеты выполнить для углов θ, равных 5,10,15, 20, 30, 45, 60, 90, 120, 180 эл.град., для заданных генераторов при е² = 1,05 u_с.

Параметры генератора стенда приведены в П1.

Оценить результаты расчётов, полагая, что при соблюдении нормальных условий включения ток и момент генератора не должны превышать номинальные значения. Критерий по току включения – выражение (1.7). По выражению (1.8) определить допустимый угол расхождения векторов θ_{нсх.доп}, сравнить его с нормируемым (15 эл.град).

Сопоставляя полный ток несинхронного включения (1.2) с током

трёхфазного короткого замыкания на выводах генератора (1.6) сделать вывод о допустимости режима по условию механической прочности генератора в соответствии с ГОСТ [11].

4. Составить программу проведения работы по практическому выпол-нению включения генератора в сеть. К работе на стенде приступать после утверждения программы проведения работы.

5. Выполнить операции по включению генератора в сеть:

I. Способ точной ручной синхронизации:

1) Включить автоматы "Сеть" и "Двигатель".

2) Дождаться полного разворота агрегата.

3) Тумблер "ОВВ" поставить в положение "вкл".

4) Ключ "КС" поставить в положение "вкл". При этом включатся при- боры колонки синхронизации.

5) Включить АГП кнопкой "вкл".

6) Вращая рукоятку "Возбуждение", возбудить генератор, добившись равенства показаний его вольтметра и вольтметра сети (на колонке синхронизации).

Одновременно вращением рукоятки "Частота" добиться, чтобы показания частотомера сети равнялись показаниям частотомера генератора (на колонке синхронизации).

Для того чтобы сразу после включения генератора в сеть он стал бы отдавать в сеть некоторую мощность (активную и реактивную), а не потреблять её из сети, желательно при выполнении этого условия иметь напряжение и частоту генератора на 2-3 % выше напряжения и частоты сети.

7) Вращением рукоятки "Частота" (одновременно компенсируя изменение показаний вольтметра генератора вращением рукоятки "Возбуждение") добиться устойчивого и медленного вращения стрелки синхроноскопа по ходу часовой стрелки.

8) При подходе стрелки синхроноскопа к нулевой отметке в пределах разрешенного угла 15 эл.град. ручку тумблера "В" повернуть в положение "вкл". Угол опережения поворота ручки тумблера зависит от скорости вращения стрелки синхроноскопа. Чем выше скорость вращения стрелки синхроноскопа, тем с большим углом опережения следует поворачивать ручку тумблера "В".

9) В момент включения генератора в сеть наблюдать показания при- боров и на слух механические явления в генераторной установке. Результаты наблюдений фиксировать.

10) Наблюдать поведение генераторной установки в характерных режимах несинхронных включений. Для этого следует:

- не меняя регулировки частоты и напряжения генератора, отключить его выключатель – тумблер "В" перевести в положение "откл";

- дождавшись по показаниям синхроноскопа заданного угла расхождения векторов, перевести тумблер "В" в положение "вкл";

- в момент включения выключателя генератора наблюдать пока-зания приборов и механические воздействия (вибрация, шум) в генераторной установке. Результаты наблюдений фиксировать.

II.Способ самосинхронизации:

11) Выполнить пп. I.1¸I.7.

12) Ключ "КС" перевести в положение "откл".

13) Отключить АГП кнопкой "откл".

14) Тумблер "В" перевести в положение "вкл" и одновременно (с не- которым запозданием) включить АГП кнопкой "вкл".

15) В момент включения генератора в сеть наблюдать показания приборов и на слух механические явления в генераторной установке. Результаты наблюдений фиксировать.

16) По окончании работы отключить выключатель генератора - тумблер "В" перевести в положение "откл"; отключить АГП кнопкой "откл"; отключить возбуждение возбудителя генератора - тумблер "ОВВ" перевести в положение "откл"; отключить автоматы "Сеть" и "Двигатель".

Операции по данному пункту выполнять строго в указанной последовательности.

ПРИМЕР РАСЧЁТА ПАРАМЕТРОВ СИНХРОННОГО ГЕНЕРАТОРА

ПРИ ВКЛЮЧЕНИИ ЕГО НА ПАРАЛЛЕЛЬНУЮ РАБОТУ С СЕТЬЮ

Исходные данные: блок генератор-трансформатор работает в систему 110 кВ. Параметры генератора: S_г.ном = 137,5 МВА, = 0,189,

cos j = 0,8, S_{КЗ системы} = 1950 МВА.

Параметры блочного трансформатора: S_тр.ном = 200 МВА, u_к = 10,5 %.

Расчёт удобно вести по схеме, приведенной в П4.

При включении генератора в сеть способом точной синхронизации определить периодическую составляющую тока несинхронного включения и электромагнитный момент на валу генератора при различных углах q расхождения векторов напряжения генератора и сети.

q = 15 (30; 60; 90; 120) эл.град.;

Полученное значение периодической составляющей тока несихронного включения удовлетворяет условию i_п.нсх < 1 (1.7) и, следовательно, при этом значении угла q включение генератора в сеть возможно без превышения электрических и механических параметров.

По выражению (1.8) определяем допустимый угол расхождения векторов:

При допустимом угле q = 15° в начальный момент (t = 0) включения генератора в систему бесконечной мощности (х_с = 0) по выражениям (1.15) определяем “броски” активной и реактивной мощностей:

Знак «-» означает, что при точном выполнении условий синхронизации (u_г = u_с) при включении даже с допустимым углом q в начальный момент времени генератор потребляет реактивную мощность из сети, что отрицательно сказывается на режиме напряжения сети.

По выражению (1.10) определим кратность суммарного электромагнитного момента генератора при несинхронном включении:

Таблица

Кратности момента генератора при трёхфазном несинхронном включении с углом q = 15 эл. град. расхождения векторов ЭДС генератора и напряжения сети в функции времени t замыкания контактов выключателя

mнсх,о.е.		1,1	1,95	0,846
t,с		0,005	0,01	0,015	0,02
Т=wt		Т / 4 = p / 2	Т / 2 = p	3 / 4 Т	Т = 2p

По выражению (1.11) определяем максимальную величину момента при q = 120 эл.град. и wt = 120 эл.град.

= 9,77 о.е.

Таким образом, даже при включении с допустимым углом q конструктивные элементы генератора, турбины и валопровода подвержены ударным механическим нагрузкам, быстро затухающим по мере втягивания генератора в синхронизм.

Полный ток несинхронного включения

С учётом требования ограничения допустимых механических усилий, условие допустимости несинхронного включения определяем по выражению (1.17):

По этому условию несинхронное включение с углом q =15 эл.град. допустимо.

При других значениях угла q расчёт выполняется аналогично.

При включении способом самосинхронизации начальное значение периодической составляющей тока статора определяем по выражению (1.25):

Эта величина начального тока самосинхронизации меньше тока трёхфазного короткого замыкания на выводах генератора:

Следовательно, механические усилия в элементах конструкции не будут превышать допустимые.

Остаточное напряжение на шинах повышенного напряжения определяем по выражению (1.26):

Понижение напряжения составит 3 %, что в пределах допустимого.

Электромагнитный момент генератора при включении этим способом определим по выражению (1.28):

Таким образом, включение генератора способом самосинхронизации при заданных исходных условиях допустимо по всем параметрам.

Приложение 3

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ РАСЧЁТОВ

Таблица П3.1

Параметры генераторов

Тип	Мощность номинальная	Напряжение, кВ	Ток статора, кА	cоs jном	Х"d	Х"q
Sном , МВА	Рном, МВт
ТВФ-60			10,5	4,125	0,8	0,146	0,169
ТВФ-100	117,5		10,5	6,475	0,85	0,1826
ТВФ-120			10,5	6,875	0,8	0,214
ТВВ-165	176,5			5,67	0,85	0,213
ТВВ-200	235,3		15,75	8,625	0,85	0,1805
ТВВ-320				10,2	0,85	0,173	0,256
ТВВ-500-2					0,85	0,2425	0,36

Примечание. Параметры генератора стенда приведены в П1.

Таблица П3.2

Средние значения к_у и Т_а

Элементы схемы	ку	Та, с
Выводы турбогенераторов мощностью: 2,5–12 МВт 30–100 МВт 150 500 МВт	1,75–1,94 1,95–1,985 1,96–1,985	0,04-0,17 0,21–0,54 0,3–0,55
Выводы гидрогенераторов	1,82–1,98	0,05–0,45
Шины повышенного напряжения электростанции с трансформаторами мощностью: 32 МВА и выше 100 МВА и выше	1,92 1,935	0,115 0,14
Шины генераторного напряжения 6–10 кВ электростанции с генераторами 30–60 МВт	1,95	0,185

Таблица П3.3

Параметры энергосистемы

Вариант	UС , кВ	SКЗ, МВА
1,а
1,б
2,а
2,б
3,а
3,б
4,а
4,б
4,в

Приложение 4

Таблица П4.1

Схема расчета параметров внезапного трехфазного короткого замыкания, несинхронного трехфазного включения

и метода самосинхронизации при включении генератора в сеть

№ п/п	Обозначение величин. Расчетные формулы	Значения параметров	Примечания
3-фазное КЗ	Несинхронные включения при угле Θ, эл.град.	Самосинхронизация
на выводах генератора	за повыша-ющим трансфор-матором					на выводах гене-ратора	за повышаю-щим трансформатором
	uс	-	-	1,05	1,05	1,05	1,05	1,05	1,05	-
	е”	1,05	1,13	1,05	1,05	1,05	1,05	1,05	1,05	-
	cos φном	0,85	0,85	0,85	табл. П3.1
	хd”	.…	-	.…	.…	табл. П3.1
	хq”	.…	-	.…	.…	табл. П3.1
	х”dq	.…	.…	.…	.…	0,5(хd”+ хq”)
	хтр	-	.…	.…	-	.…	uк,%/100
	хс	-	.…	.…	.…	.…	u2/Sкз(кВ/МВА)
	хвн	-	.…	.…	.…	п.7+п.8
	Σ хd”	-	-	-	-	-	-	-	.…	п.4+п.9
	Σ хq”	-	-	-	-	-	-	-	.…	п.5+п.9
	Σ х”dq	х”dq	Σ х”dq	х”dq /Σ х”dq	х”dq	Σ х”dq	п.6+п.9
	Сопротивления привести к расчётной ступени напряжения	.…	.…	.…	.…	.…	u2ступени/ u2элемента
	cosθ	-	-	.…	.…	.…	.…	-	-	-
	∆u	1,05	1,05	.…	.…	.…	.…	-	-	см. прим. к ф-ле (1.1)

Окончание табл.П4.1

Схема расчета параметров внезапного трехфазного короткого замыкания, несинхронного трехфазного включения

и метода самосинхронизации при включении генератора в сеть

	Iп.0	.…	.…	.…	.…	.…	.…	.…	.…	ф-ла (1.6)
	iп.нсх	-	-	.…/.…	-	-	ф-ла (1.1)
	Проверка допустимости несинхронного включения	-	-	iп.нсх ≤ 1	-	-	ф-ла (1.7)
	определение θнсх	-	-	.…	-	-	ф-ла (1.8)
	sin θ	-	-	.…	.…	.…	.…	-	-	-
	tg θ/2	-	-	.…	.…	.…	.…	-	-	-
	mнсх	-	-	.…	.…	.…	.…	-	-	ф-ла (1.10)
	кнсх	-	-	кнсх = u2с / Σ х”dq۰ cos φном	-	-	-
	зависимость mнсх(t,θ)	-	-	.…	.…	.…	.…	-	-	-
	mнсх.доп	-	-	.…	.…	.…	.…	-	-	ф-ла (1.14)
	iп.с/с 0	-	-	-	-	-	-	.…	.…	ф-ла (1.25)
	сравнить iп.с/с 0 с iп.нсх.доп и Iп.0	-	-	-	-	-	-	.…	.…	-
	uост	-	-	-	-	-	-	(27)	(26)	-
	mс/с, макс	-	-	-	-	-	-	.…	.…	ф-ла (1.28)
	сравнить mс/с, макс с mнсх.доп	-	-	-	-	-	-	.…	.…	mном =1

Примечание. Значения сопротивлений (п.п.6,7,8) определять в относительных единицах при одинаковых базисных условиях.

Приложение 5

Основные технические характеристики турбогенераторов

Таблица П5.1

Электрические параметры турбогенераторов

Тип	Мощность Р, МВт
ТВФ-63-2ЕУ3		0,065	0,002	0,139	0,1668	0,1529	0,224	0,8
ТВФ-110-2ЕУ3		0,066	0,003	0,183	0,220	0,201	0,283	0,85
ТВВ-160-2ЕУ3		0,065	0,005	0,210	0,252	0,231	0,310	0,85
ТВВ-220-2ЕУ3		0,067	0,005	0,190	0,228	0,209	0,270	0,85
ТВВ-320-2ЕУ3		0,068	0,005	0,173	0,208	0,190	0,260	0,85

Таблица П5.2

Основные технические характеристики двухполюсных синхронных турбогенераторов с полным воздушным

охлаждением серии Т3Ф

Параметр	Т3Ф-63-2	Т3Ф-80-2	Т3Ф-110-2	Т3Ф-160-2	Т3Ф-220-2
Активная мощность, МВт
Полная мощность, МВА	78,75		137,5	188,2	258,8
Коэффициент мощности	0,8	0,8	0,8	0,85	0,685
Напряжение статора, кВ	10,5	10,5	10,5	15,75	15,75
Частота вращения, об/мин
КПД, %	98,3	98,5	98,4	98,5	98,6

Таблица П5.3

Основные технические характеристики двухполюсных асинхронизированных турбогенераторов с воздушным

и водяным охлаждением серий Т3ФА и Т3ВА

Параметр	Т3ФА-110-2	Т3ФА-160-2	Т3ВА-110-2	Т3ВА-160-2	Т3ВА-220-2	Т3ВА-350-2
Частота вращения, об/мин
Напряжение статора, кВ	10,5	15,75	10,5	15,75	15,75	20,0
Охлаждение	Полное воздушное	Полное водяное
Номинальный режим
Полная мощность, МВА	115,8	168,4	115,8	168,4	231,6	369,4
Активная мощность, МВт
Коэффициент мощности	0,95	0,95	0,95	0,95	0,95	0,95
Ток статора, А
КПД, %	98,05	98,15	98,3	98,5	98,6	98,7
Статическая перегружаемость, о.е, не менее	1,54	1,58	1,6	1,65	1,5	1,4
ОКЗ, о. е., не менее	0,70	0,74	0,73	0,82	0,59	0,5
хd,' о.е., не более	0,212	0,193	0,2	0,17	0,23	0,28
Ток ротора (расчетный), А
Напряжение ротора (расчетное), В
Тип системы возбуждения	Статическая реверсивная тиристорная система самовозбуждения
Максимальный длительно-допустимый режим с выдачей активной мощности при cos j = 1,0
Активная мощность, МВт	115,8	168,4	115,8	168,4	231,6	369,4
Максимальный длительно-допустимый режим с потреблением реактивной мощности при cos j = 0
Реактивная мощность, Мвар	115,8	168,4	115,8	168,4	231,6	369,4
Общая масса, т	-	-		-
Масса ротора, т	-	-	35,2	-
Масса статора, т	-	-		-	169,5

Таблица П5.4

Основные технические характеристики синхронных турбогенераторов с воздушным охлаждением серии ТФ

Параметр	ТФ-1,5-2	ТФ-3-2	ТФ-6-2	ТФ-10-2	ТФ-16-2	ТФ-25-4	ТФ-25-2	ТФ-36-2	ТФ-60-2	ТФ-80-2	ТФ-110-2	ТФ-160-2	ТФ-180-2	ТФ-220-2
Активная мощность, МВт	1,5
Полная мощность, МВА	1,875	3,75	7,5	12,5		27,78	37,5				137,5		211,76
Коэффициент мощности	0,8	0,8	0,8	0,8	0,8	0,8	0,8	0,8	0,8	0,8	0,8	0,8	0,85	0,85
Напряжение статора, кВ	6,3	6,3	6,3	10,5	10,5	10,5	10,5	10,5	10,5	10,5	10,5	15,75	15,75	15,75
Частота, Гц
Частота вращения, об/мин
КПД, %	96,0	95,5	96,2	96,5	97,5	97,5	97,5	98,0	98,2	98,3	98,4	98,54	98,6	98,6
Система возбуждения	Бесщеточная	Статическая	Бесщеточная	Статическая

Таблица П5.5

Основные технические характеристики синхронных турбогенераторов с водородно-водяным охлаждением

серии ТВВ

Параметр	ТВВ-160-2Е	ТВВ-220-2Е	ТВВ-320-2Е	ТВВ-350-2	ТВВ-500-2Е	ТВВ-800-2Е	ТВВ-1000-2	ТВВ-1000-4	ТВВ-1200-2	ТВВ-220-
Активная мощность, МВт
Полная мощность, МВА	188,2			411,2	588,3
Коэффициент мощности	0,85	0,85	0,85	0,85	0,85	0,9	0,9	0,9	0,9	0,85
Напряжение статора, кВ		15,75								15,75
Частота, Гц
Частота вращения, об/мин
КПД, %	98,5	98,6	98,75	98,75	98,75	98,8	98,75	98,75	98,8	98,4
ОКЗ, о.е.	0,615	0,512	0,624	-	0,428		-	0,63	0,437	0,512
Система возбуждения	Тиристо- рная ста- тическая	Тиристо- рная не- зависимая	Тиристорная статическая	Тиристорная независимая	Бесщеточная	Тиристо- рная не- зависимая
Общая масса, т
Масса ротора, т	31,0	42,2	48,3	55,0	62,7	84,0	86,5	156,0	154,0	35,0
Масса статора, т	115,0	170,0	183,3	207,0	211,0	322,0	322,0	333,0	410,0	154,0

Таблица П5.6

Основные технические характеристики двухполюсных синхронных турбогенераторов с полным водяным

охлаждением серии Т3В

Параметр	Т3В-63-2	Т3В-110-2	Т3В-160-2	Т3В-220-2	Т3В-320-2	Т3В-400-2	Т3В-540-2	Т3В-645-2	Т3В-800-2	Т3В-1100-2У3	Т3В-1300-2У3	Т3В-1500-2У3
Активная мощность, МВт
Полная мощность, МВА	78,75	137,5	188,2	258,2	376,5	470,6	635,3	758,8	888,9
Коэффициент мощности	0,8	0,8	0,85	0,85	0,685	0,85	0,85	0,85	0,9	0,9	0,9	0,9
Напряжение статора, кВ	10,5	10,5	15,75	15,75
Ток статора, кА	4,33	7,6	6,9	9,5	10,9	13,6	18,3	21,9	21,4	29,43	34,778	35,668
Частота вращения, об/мин
ОКЗ, о.е., не менее	0,47	0,6	0,71	0,51	0,5	0,4	0,41	0,48	0,5	-	-	-
х'd, о.е., не более	0,256	0,227	0,179	0,246	0,258	0,323	0,331	0,308	0,29	-	-	-

Окончание табл. П5.6

Основные технические характеристики двухполюсных синхронных турбогенераторов с полным водяным

охлаждением серии Т3В

Параметр	Т3В-63-2	Т3В-110-2	Т3В-160-2	Т3В-220-2	Т3В-320-2	Т3В-400-2	Т3В-540-2	Т3В-645-2	Т3В-800-2	Т3В-1100-2У3	Т3В-1300-2У3	Т3В-1500-2У3
КПД, %	98,4	98,6	98,8	98,8	98,8	98,7	98,84	98,79	98,92	99,0	99,0	99,0
Потребляемая реактивная мощность при номинальной активной мощности, Мвар	20,7	53,3	77,5	72,3		131,5	177,5			-	-	-
cos j в режиме потребления	0,95	0,9	0,9	0,95	0,95	0,95	0,95	0,95	0,95	-	-	-
Класс изоляции обмоток статора/ротора	F/F	F/F	F/F	F/F	F/F	F/F	F/F	F/F	F/F	F/F	F/F	F/F
Общая масса, т

Таблица П5.7

Допустимая потребляемая турбогенераторами реактивная мощность

в зависимости от активной нагрузки

Тип турбогенератора	Допустимая реактивная мощность, Мвар, при активной нагрузке, % Рном
ТВФ-60-2; 6,3 кВ
ТВФ-60-2; 10,5 кВ
ТВФ-100-2
ТВФ-120-2
ТВВ-165-2
ТВВ-200-2
ТВВ-320-2 (0,35МПа)
ТВВ-320-2 (0,4МПа)*
ТГВ-200М
ТГВ-300

Примечание. Таблица составлена по данным [8].

* По данным [28].

Таблица П5.8

Допустимая мощность турбогенераторов серии ТВВ при различных

избыточных давлениях водорода

Тип турбогенератора	Номинальное избыточное давление водорода, Мпа, кгс/см2	Допустимая мощность, % Рном, при избыточных давлениях водорода, Мпа
0,4	0,35	0,3	0,25	0,2	0,15
ТВВ-165-2	0,3(3)	-	-
ТВВ-200-2	0,3(3)	-	-
ТВВ-320-2	0,35(3,5)	-
ТВВ-320-2	0,4(4)

Приложение 6

Асинхронизированные турбогенераторы

Обоснование их применения в энергосистемах России

В энергосистемах России с наличием протяженных линий электропередачи постоянно существует проблема обеспечения требуемых по ГОСТ-13109-97 уровней напряжения в электрических сетях 220-500 кВ в сторону их завышения и связанная с этим необходимость регулирования потоков реактивной мощности. При существующих больших протяжённостях этих линий величины генерируемых реактивных мощностей достаточно велики.

Это обусловлено следующими факторами:

- физическим свойством линий электропередач высокого напряжения генерировать реактивную энергию; на напряжении 220 кВ генерация составляет 13 МВ×А на каждые 100 км, на напряжении 330 кВ – 39 МВ×А на каждые 100 км, на напряжении 500 кВ – 96 МВ×А на каждые 100 км;

- недостаточным объемом компенсации генерируемой линиями электропередачи реактивной мощности либо полным её отсутствием; по существующему на 2005 год положению избыточная реактивная (зарядная) мощность по ЛЭП 220 кВ и 330 кВ практически вообще не компенсирует-ся, а по ЛЭП 500 кВ она скомпенсирована в среднем лишь на 42 %;

- неравномерным распределением между сетями различных уровней напряжения потоков реактивной мощности.

Работа электрооборудования при повышенных уровнях напряжения ведёт к его преждевременному износу и, как следствие, к авариям.

Для нормализации напряжения в энергосистемах в режимах с избытком реактивной мощности необходимо синхронные турбогенераторы (СТГ), работающие на системы 220–500 кВ, переводить в режим потребления реактивной мощности, что, конечно, позволяет несколько снизить уровни напряжения, но со временем ведет к ускоренному износу этих турбогенераторов, а в конечном итоге даже и к аварийным отключениям из-за разрушения торцевых зон активной стали статоров ввиду того, что серийные СТГ не рассчитаны на работу с потреблением реактивной мощности (см. табл. П5.7).

Одним из кардинальных вариантов решения этой проблемы является применение турбогенераторов асинхронизированного типа (АСТГ), обладающих существенно большими пределами устойчивости и предназначенных для работы в режимах глубокого потребления реактивной мощности без ущерба для своего технического состояния.

В отличие от обычных синхронных турбогенераторов АСТГ обладает более высокими пределами статической и динамической устойчивости с нарастанием этого преимущества при переходе к режимам потребления реактивной мощности и способен:

- работать в режимах глубокого потребления реактивной мощности при любой допустимой активной нагрузке без ограничений по статической

устойчивости;

- работать в асинхронных режимах без нарушения синхронизма;

- обеспечить существенно более высокое быстродействие при регулировании напряжения;

- обеспечить повышенную перегрузочную способность за счет возможности кратковременной работы в глубоких циклических асинхронных режимах с возбуждением;

- обеспечить более высокую "живучесть" за счет возможности функционирования при частичных или полных отказах рабочей системы возбуждения, в том числе длительную работу в асинхронном режиме при некотором снижении нагрузки.

АСТГ в отличие от СТГ имеет новый тип конструкции ротора, содержащий не одну, как у СТГ, а две обмотки возбуждения, сдвинутые по окружности ротора друг относительно друга на 90° и подключенные к четырем контактным кольцам (у СТГ - два контактных кольца); оригинальную систему автоматического регулирования возбуждения (АРВ) с реверсивной векторной системой управления возбуждением генератора в каждой из обмоток ротора.

Наличие на роторе АСТГ двух обмоток возбуждения, питаемых от раздельных каналов системы возбуждения и управляемых обшим авто-матическим регулятором возбуждения, даёт возможность не только управления поворотом, но и вращением результирующего вектора МДС системы обмоток возбуждения относительно ротора, обеспечивая повышенную динамическую устойчивость турбогенератора.

В резервных режимах при отказе в системе возбуждения АСТГ может работать как обычный СТГ, причем с одной или двумя обмотками возбуждения, а также в неуправляемом асинхронном режиме без возбужде-ния с замкнутыми накоротко обмотками ротора.

Благодаря возможности автоматического перевода АСТГ в асинх-ронный режим, он сохраняет работоспособность при полном отказе сис-темы возбуждения. В этом режиме, с замкнутыми накоротко обмотками возбуждения, АСТГ способен нести нагрузку от 55 % до 75 % номинальной (в зависимости от напряжения на выводах генератора) без заметных коле-баний режимных параметров. В таком режиме АСТГ может работать неог-раниченно долго, что обусловливает его высокую надежность ("живу-честь") в эксплуатации.

Внедрение АСТГ позволяет решить важную для ЕЭС России проблему – внедрение нового энергетического оборудования, способного не только генерировать электрическую энергию с высокой степенью надёжности, но и эффективно участвовать в процессе нормализации уровней напряжения в электрических сетях.

Первый в мировой практике АСТГ мощностью 200 МВт был введен в эксплуатацию в 1985 году на Бурштынской ГРЭС (Украина), в 1990 году там же был введен в эксплуатацию и второй аналогичный АСТГ. В 1992 году такой же АСТГ был поставлен на Гусиноозерскую ГРЭС. В декабре 2003 года на ТЭЦ-22 ОАО "Мосэнерго" был введен в эксплуатацию АСТГ типа Т3ФА-110 мощностью 110 МВт с форсированным воздушным охлаж-дением обмоток статора и ротора и активной стали статора.

Применение АСТГ в составе ПГУ позволяет им работать в широком диапазоне регулирования мощности – от выдачи до глубокого потреб-ления, т.е. они являются маневренными энергоблоками не только в отношении активной, но и в отношении реактивной мощности. При этом за счет оптимизации загрузки по реактивной мощности СТГ и АСТГ может быть повышен КПД ПГУ.

Большую перспективу имеет применение асинхронизированных компенсаторов (АСК) в электрических сетях, которые в отличие от традиционных синхронных компенсаторов (СК) могут работать в режимах как 100 %-ной выдачи, так и 100 %-ного потребления реактивной мощности, т.е. могут быть аналогами современных статических компенсаторов реактивной мощности типа "Статком". В отличие от последних АСК характеризуются отсутствием высших гармоник, генерируемых ими в сеть, лучшими массогабаритными и стоимостными показателями, возможностью кратковременной двух-, трехкратной перегрузки, реализацией не только заданного регулирования величины, но и фазы вектора напряжения в месте подключения АСК к линии электропередачи, что способствует резкому повышению пределов статической устойчивости. Возможность не только параллельного, но и последовательного включения АСК в линию электропередачи способствует, при соответствующем регулировании, созданию вектора ЭДС, направленного вдоль по вектору падения напряжения в линии (или напротив). А это означает, что уменьшается величина суммарного реактивного сопротивления линии и, следовательно, появляется возможность увеличения передаваемой по ней мощности.

Ведущие НИИ отрасли: ОАО ВНИИЭ, ОАО Энергосетьпроект, с учётом баланса генерирующих мощностей в схеме развития ЕЭС России, существующих проблем с нормализацией уровней напряжения в электрических сетях 220-500 кВ, износа действующего генерирующего оборудования предлагают такие первоочередные объекты для размещения АСТГ в ЕЭС России, как Конаковская ГРЭС – блок ПГУ 325 МВт с тремя АСТГ по 110 МВт каждый, Рязанская ГРЭС – два блока по 350 МВт, Троицкая ГРЭС – два блока по 320 МВт, Ставропольская ГРЭС – блок ПГУ 325 МВт с тремя АСТГ по 110 МВт каждый, Ириклинская ГРЭС – 4 блока по 320 МВт, Каширская ГРЭС-4 – два блока по 350 МВт, Харанорская ГРЭС – один блок 220 МВт, Черепетская ГРЭС – один блок 160 МВт, Невинномысская ГРЭС – один блок 160 МВт, Кармановская ГРЭС – один блок 320 МВт, Калининградская ТЭЦ-2 – блок ПГУ 450 МВт с тремя АСТГ по 160 МВт каждый.

Диаграмма мощности АСТГ представлена на рис. П 6.1 (для наглядности – совместно с диаграммой мощности СТГ – показана пунктирной линией).

Участок АВ диаграммы соответствует работе генератора с номинальным током возбуждения. Ток статора на этом участке будет меньше номинального. Точка А – это режим работы с номинальными параметрами при номинальном cosj, номинальным током возбуждения и номинальным током статора. Участок АС соответствует работе генератора с номинальным током статора и током возбуждения, несколько меньшим номинального. Точке С соответствует емкостная нагрузка генератора при номинальных напряжении и токе обмотки статора при cosj = 0,95. Согласно ГОСТ 533-2000, для синхронных генераторов этой точке соответствует предельное значение потребляемой реактивной мощности при номинальном токе статора. Далее, согласно ГОСТ 533-2000, для СТГ потребляемая реактивная мощность ограничивается пределом статической устойчивости.

Рис. П 6.1. Форма диаграммы мощности АСТГ (сплошная линия) совместно

с диаграммой мощности СТГ (пунктирная линия)

Для АСТГ понятие статической устойчивости снимается, и оставшаяся часть диаграммы мощности определяется только номинальным током обмотки статора (либо местными нагревами элементов торцевой зоны статора). Представленный на диаграмме мощности участок СД является продолжением участка АС, построенного при номинальном токе обмотки статора.

Зона работы АСТГ ограничена областью ВМЕД, а зона работы СТГ лежит внутри области ВМКN, которая существенно меньше при работе с недовозбуждением.

Область работы СТГ в режимах потребления реактивной мощности на рис. П 6.1 обозначена как "зона опасной работы СТГ". Размеры этой зоны зависят от типа турбогенератора. Для большинства турбогенераторов работа в ёмкостном квадранте не рекомендуется или даже запрещается.

В СТГ новых конструкций, например, типа Т3В, проблема с работой в режиме с потреблением реактивной мощности частично решена по нагреву торцевых зон, но всё-таки область этой работы остаётся довольно малой из-за ограничений по условиям статической и динамической устойчивости. В результате сколько-нибудь заметного влияния на нормализацию уровней напряжения в электрических сетях эти генераторы не оказывают.

Приложение 7

МЕТОДИКА ОСВОЕНИЯ ПРАКТИЧЕСКИХ НАВЫКОВ ВЕДЕНИЯ

НАГРУЗОЧНЫХ РЕЖИМОВ СИНХРОННОГО ГЕНЕРАТОРА

ПРИ ПАРАЛЛЕЛЬНОЙ РАБОТЕ С СЕТЬЮ

Цель работы. Изучение свойств и характеристик синхронного генератора в нормальном режиме работы при переменной активной нагрузке, при изменении тока возбуждения и напряжения на выводах гене-ратора. Изучение методики построения диаграммы мощности и её приме-нение для расчёта параметров режима. Овладение практическими навы-ками ведения нагрузочных режимов генератора.

Работа выполняется на физической модели блока генератор-тран- сформатор-линия (см. П1). В процессе её выполнения необходимо овладеть навыками правильного ведения заданного нагрузочного режима.

1. При подготовке к работе изучить основные теоретические положения.

2. По приведенному описанию (П1) изучить стенд "Модель блока генератор-трансформатор-линия", его возможности, расположение приборов и органов управления, их обозначения, возможные манипуляции ими.

3. Для заданного генератора построить диаграмму мощности.

4. Составить программу выполнения работы для заданного нагрузочного режима.

5. Включить автоматические выключатели "Сеть", "Генератор".

6. Включить генератор в сеть (любым способом).

7. Выполнить нагружение генератора в заданном режиме.

8. В заданном нагрузочном режиме снять диаграмму мощности.

9. Разгрузить генератор.

10. Отключить АГП, выключатель "В", автоматические выключатели "Сеть", "Генератор" в указанной последовательности.

ПРИМЕР ПОСТРОЕНИЯ ДИАГРАММЫ МОЩНОСТИ СИНХРОННОГО

ГЕНЕРАТОРА С ОПРЕДЕЛЕНИЕМ ЕГО ПАРАМЕТРОВ В РАЗЛИЧНЫХ РЕЖИМАХ

Исходные данные: Генератор ТВФ – 110, ОКЗ = 0,499, cosj = 0,8.

1. Построение диаграммы мощности.

Принимаем S*_ном = 1.

Тогда Р*_ном = S*_ном × cosj_ном = 1× 0,8 = 0,8 о.е.;

Построение диаграммы мощности (рис. П7.1) ведём следующим образом.

Из произвольно намеченной точки О проводим оси Р (вертикальная) и Q (горизонтальная), на которых откладываем соответственно значения Р*_ном и Q^*_ном. Проводя через эти точки перпендикуляры к соответствую-щим осям, на их пересечении получаем точку А (точка номинального режи-ма работы – номинальный ток статора, номинальный ток возбуждения, номинальная полная мощность). Из т.О, как из центра, проводим дугу радиуса ОА – ограничение мощности по номинальному току статора.

Продолжая горизонтальную ось влево от т.О, откладываем на ней величину ОКЗ. Получаем т.В. Соединяя т.В с т.А, получаем вектор ВА, соответствующий току возбуждения в номинальном режиме. Через т.В проводим вертикальную ось – ось электромагнитной мощности. Строим ограничение мощности в режиме недовозбуждения.

Рис. П7.1. Расчётная диаграмма мощности турбогенератора ТВФ-110

Для этого на оси электромагнитной мощности наносим произвольно т. Е. Из т.В радиусом ВЕ проводим дугу. Уменьшаем отрезок ВЕ на величину запаса статической устойчивости генератора (в данном построении он принят равным 10 % - в долях полной мощности), получаем т.Е’. Через т.Е’ проводим горизонталь до пересечения с дугой радиуса ВЕ. Выполнив ряд подобных построений, соединяем полученные точки кривой, являющейся границей мощности в режиме недовозбуждения.

С учётом ограничения минимальной мощности по условиям работы турбины (вентиляционный пропуск пара через турбину принят равным 10 % от номинального) откладываем т.D’, через которую проводим линию ND’ нижней границы мощности турбогенератора.

Согласно заданию турбогенератор работает в блоке с котлом. Топливо - уголь. Нижняя граница устойчивой работы блока котёл-турбина-генератор в этом случае определяется нижней границей устойчивой работы котла, принятой равной 30 % от номинальной мощности блока, – т.D”. Проводя через т.D” горизонтальную линию МD”, получаем нижнюю границу диаграммы мощности блока. Таким образом, в данном случае диаграмма мощности блока лежит внутри зоны AGMD”.

2. Определим ток статора при номинальном токе возбуждения и работе блока с минимально допустимой активной мощностью (рис. П7.2).

Рис. П7.2. Определение тока статора при работе блока с минимально

допустимой нагрузкой

В этом режиме получаем:

Этому режиму соответствует т.D” (рис. П 7.2). Точка O’ отвечает значению Q в этом режиме.

Аналогичным образом определяются токи статора и ротора для любых нагрузочных режимов.

Приложение 8

РАБОТА ТУРБОГЕНЕРАТОРА В АСИНХРОННОМ РЕЖИМЕ ПРИ ПОТЕРЕ ВОЗБУЖДЕНИЯ

Цель работы. Изучение свойств и характеристик синхронного генератора при потере возбуждения. Овладение практическими навыками ведения асинхронного режима работы генератора при потере возбуждения.

ПОРЯДОК ВЫПОЛНЕНИЯ РАБОТЫ

Работа выполняется на физической модели блока генератор-трансформатор-линия (П1). Стенд позволяет в демонстрационном режиме познакомиться с работой синхронного генератора в асинхронном режиме при потере возбуждения при разомкнутой или замкнутой цепи обмотки ротора генератора.

1. При подготовке к работе изучить основные теоретические положения.

2. По приведенному описанию изучить стенд "Модель блока генератор-трансформатор-линия", его возможности, расположение приборов и органов управления, их обозначения, возможные манипуляции ими.

3. Составить программу выполнения работы для обоих режимов потери возбуждения.

4. Рассчитать допустимую мощность генератора в асинхронном режиме при потере возбуждения.

5. Включить автоматические выключатели "Сеть", "Генератор".

6. Включить генератор в сеть (любым способом).

7. Выполнить нагружение генератора до заданного режима мощности.

8. Отключить АГП – генератор переходит в асинхронный режим при потере возбуждения при разомкнутой цепи обмотки ротора. Зафиксировать параметры режима по показаниям приборов в цепях статора и ротора генератора, в цепи возбудителя, а также механические воздействия (колебания частоты вращения – с помощью цифрового лазерного тахометра фиксировать амплитуду колебений, а секундомером – их период).

9. Отключить генератор от сети.

10. Включить генератор в сеть (любым способом).

11. Отключить коммутационный аппарат в цепи возбуждения возбудителя (не отключая АГП) – генератор переходит в асинхронный режим при потере возбуждения при замкнутой цепи обмотки ротора. Зафиксировать параметры режима по показаниям приборов в цепях статора и ротора генератора, в цепи возбудителя, а также механические воздействия (колебания частоты вращения – с помощью лазерного тахометра).

12. Отключить генератор от сети.

13. Отключить автоматические выключатели "Сеть", "Генератор".

Приложение 9

 <