Генераторное оборудование

В настоящее время на тепловых электростанциях России установлены турбогенераторы единичной мощностью 25–1200 МВт на общую мощность 120 ГВт. В эксплуатации и в разработанных проектах есть турбогенераторы с водо-водородным и полным водяным охлаждением на весь диапазон требуемой мощности. В эксплуатации находятся головные машины с воздушным охлаждением мощностью до 160 МВт и разрабатываются на мощность 350 МВт.

В эксплуатации находятся два асинхронизированных турбогенератора (АСТГ) по 200 МВт, АСТГ-110 МВт и АСТГ-160 МВт в составе ПГУ-450, разработана серия АСТГ на мощности 110–220–320 МВт.

В отличии от синхронных турбогенераторов, асинхронизированные турбогенераторы обладают существенно более высоким пределом устойчивости и предназначены для работы в режимах не только выдачи, но и глубокого потребления реактивной мощности, то есть позволяют существенно расширить диапазон регулирования напряжения на шинах станции.

На гидроэлектростанциях России работает 256 генераторов мощностью от 50 до 640 МВт. Максимальная мощность обратимых двигатель-генераторов – 200 МВт. Общая установленная мощность – 44 ГВт. В последние годы доля гидроэнергетики в производстве электроэнергии существенно увеличивается, соответственно растет внимание к обеспечению надежной работы гидрогенераторов.

Замена многих типов машин вызывается их физическим и моральным старением. Более 50% генераторов общей мощностью свыше 60 ГВт находится в эксплуатации более 40 лет. К 2010 г. был выработан ресурс оборудования ТЭС более чем на 80 ГВт установленной мощности, на АЭС – на 8 ГВт, около 60% гидрогенераторов не проходили коренной реконструкции 25 лет и больше. Такое состояние оборудования вызывает рост аварийности и расходов на ремонты.

Серьезной проблемой является также обеспечение надежной работы турбогенераторов на электростанциях, связанных с сетью 220 кВ и выше. Наличие протяженных сетей СВН, недостаточный уровень компенсации их реактивной мощности заставляет эксплуатировать генераторы в режимах потребления реактивной мощности, что ведет к их ускоренному износу и повышению аварийности.

Для обеспечения системной надежности при вводе новых генерирующих мощностей с синхронными генераторами следует применять быстродействующие тиристорные или бесщеточные системы возбуждения. Эти же системы возбуждения следует использовать при замене физически и морально устаревших электромашинных и высокочастотных систем возбуждения синхронных генераторов и компенсаторов. Применяемые системы возбуждения должны обеспечивать кратности форсировки возбуждения по напряжению

и току не менее 2, в случае применения статических систем самовозбуждения должна обеспечиваться кратность форсировки возбуждения по напряжению не менее 2,5. Для уникальных энергообъектов большой установленной мощности, таких, как крупные ГЭС, кратность форсировки возбуждения по напряжению следует уточнять расчетным путем с использованием подробных динамических моделей.

В составе быстродействующих систем возбуждения перспективно применять микропроцессорные автоматические регуляторы возбуждения «сильного действия», включающие регуляторы напряжения и системные стабилизаторы.

Особое внимание должно быть уделено развитию систем встроенной диагностики. До настоящего времени нет серьезных разработок диагностической аппаратуры и алгоритмов, позволяющих комплексно оценивать состояние турбоагрегата в работе. Этой аппаратурой в обязательном порядке должны оснащаться все изготавливаемые турбогенераторы, независимо от желания заказчика. Их цена должна быть заложена в стоимость изготовления генератора. Необходимо на нормативном уровне определить требования по вводу в работу и эксплуатацию генераторов только при оснащении их диагностическими комплексами. Только в этом случае можно обеспечить реализацию стратеги проведения ремонтов по действительному состоянию работающей машины. Поставляемые в настоящее время с генераторами системы мониторинга не являются диагностическими системами.

Основные направления совершенствования электрооборудования включают:

создание и серийный выпуск турбогенераторов с воздушным охлаждением 110-350 МВт (в перспективе - до 500 МВт), массовая замена машин 500 и 1000 МВт для АЭС и 350-800 МВт для ТЭС на машины современных типов с полностью водяным или полностью водородным охлаждением, создание новых типов генераторов для АЭС мощностью 500, 1000 и, возможно, 1500 МВт;

- внедрение регулируемого электропривода на ТЭС;

- повышение управляемости и пропускной способности линий электропередачи,

повышение надежности, снижение потерь энергии, улучшение весогабаритных показателей, повышение экономичности, автоматизацию на основе применения цифровой техники, использование для электрических сетей высокотемпературных сверхпроводящих устройств.

Повышение управляемости и пропускной способности линий электропередач будет основано на применении технологии FACTS, для которой должны быть разработаны концепции применения и алгоритмы управления, созданы математические модели устройств регулирования, исследованы влияние применяемых регуляторов и преобразователей на релейную защиту и систему противоаварийной автоматики.

Основное выпускаемое подстанционное оборудование должно отвечать следующим требованиям:

- АТ, трансформаторы, шунтирующие (ШР) и компенсационные реакторы с применением материалов и технических решений, обеспечивающих взрыво- и пожаробезопасность – не требующие капитального ремонта в основном, оснащенные системами мониторинга, системами предупреждения взрывов и пожаров, а также другими современными АУП;

- АТ – с РПН повышенной надежности и автоматическим регулированием напряжения, исключающими останов переключающего устройства в промежуточном положении;

- трансформаторы тока на класс напряжения 110 кВ и выше с классом точности обмоток измерения для АИИС КУЭ подстанций ЕНЭС не хуже 0,2S или 0,2, обеспечивающие повышенную надежность, взрыво – и пожаробезопасность;

- взрыво- и пожаробезопасноые элегазовые и маслонаполненные трансформаторы тока и напряжения, включая трансформаторы тока литой изоляции;

- емкостные трансформаторы напряжения с обмотками измерения для АИИС КУЭ подстанций класса точности 0,2;

- антирезонансные электромагнитные трансформаторы напряжения;

- _выключатели 110–750 кВ колонковые и баковые (со встроенными

трансформаторами тока) преимущественно с пружинными приводами и, при необходимости, с устройством синхронизированной коммутации;

Производство трансформаторов современных конструкций должно обеспечить новый ввод в годовом объеме 30 ГВА, что потребует разработки методов создания и эксплуатации трансформаторов, соответствующих современному техническому уровню, в том числе силовых и преобразовательных трансформаторов УВН, фазоповоротных для устройств гибких управляемых линий и модернизированных распределительных трансформаторов. К 2030 г надо завершить работы по с оздание опытных образцов трансформаторов с ВТСП-обмотками и начать опытно-промышленную эксплуатацию сверхпроводниковых трансформаторов.

Для модернизации и оснащения новых подстанций необходимы

- вакуумные выключатели и реклоузеры для распределительных устройств 10–35 кВ;

- разъединители пантографного, полупантографного типа на напряжение 330–750 кВ, оснащение разъединителей, в т.ч. заземляющих ножей на напряжение 35–750 кВ электродвигательными приводами, высокопрочными фарфоровыми и полимерными опорными изоляторами.

- элегазовые комплектные распределительные устройства (КРУЭ) 110-500кВ,

- кабели 110 – 500кВ с изоляцией из сшитого полиэтилена или элегазовые

токопроводы напряжения 110-500кВ при соответствующем обосновании;

- жесткая ошиновка ОРУ 110-500кВ блочной заводской комплектации;

- комплектные ячейки повышенной заводской готовности в ОРУ 110-220кВ,

- компактные токопроводы генераторного напряжения выполненные из литой изоляции.

- управляемые статические средства продольной и поперечной компенсации

на базе современной силовой электроники (СТК, СТАТКОМ):

- шунтирующие шинные и линейные реакторы,

- устройства продольной компенсации;

- синхронные и асинхронизированные компенсаторы наружной установки с

воздушным охлаждением;

- традиционные шунтирующие (сухие и масляные) реакторы, коммутируемые выключателями с повышенным коммутационным ресурсом, оснащенными устройством синхронной коммутации;

- сухие токоограничивающие реакторы с полимерной изоляцией на напряжение 6-35кВ для установки в нейтрали силовых трансформаторов и присоединениях отходящих линий;

- экологически безопасные, пропитанные жидким синтетическим диэлектриком, а также сухие конденсаторы для фильтровых и шунтовых батарей, устройств продольной компенсации.

Техническая политика ориентирована на применение втоматизированных подстанций с микропроцессорными устройствами в составе АСУ ТП, телемеханики, мониторинга, обеспечивающими необходимый контроль, мониторинг и выполнение переключений без присутствия круглосуточного оперативного персонала.

В условиях городской застройки с недостатком площадей и наличии особых условий рекомендуется применение герметизированных пожаробезопасных подстанций.