Содержание к диссертации
Введение
1. Проблема потребления избыточной реактивной мощности в ээс и пути ее решения 12
1.1 Постановка задачи 12
1.2 Анализ эффективности применяемых средств потребления реактивной мощности на электростанциях 13
1.3 Выводы 22
2. Анализ известных и разработка новых предложений по созданию условий для устойчивой работы синхронных турбогенераторов при потреблении ими реактивной мощности 23
2.1. Постановка задачи 23
2.2. Анализ особенностей работы синхронных турбогенераторов в режимах потребления реактивной мощности 29
2.3. Краткая характеристика синхронных турбогенераторов с дополнительной поперечной обмоткой возбуждения 32
2.4. Режимные возможности асинхронизированных синхронных турбогенераторов 34
2.5. Теоретическое обоснование возможности управления возбуждения синхронного турбогенератора по нелинейному алгоритму 36
2.6. Характеристики мощности синхронного турбогенератора с АРВ нелинейного типа 45
2.7 Изменение структуры регулятора введением отрицательной обратной связи по току ротора 52
2.8 Выводы 56
3. Исследование влияния применения арв нелинейного типа на турбогенераторах электростанций на статическую устойчивость 57
3.1. Постановка задачи 57
3.2. Статическая устойчивость простой ЭЭС с АРВ нелинейного типа на синхронном турбогенераторе 58
3.2.1 Статическая устойчивость простой ЭЭС с АРВ нелинейного типа на синхронном турбогенераторе с упрощенным математическим описанием 64
3.2.2 Статическая устойчивость простой ЭЭС с АРВ нелинейного типа на синхронном турбогенераторе с уточненным математическим описанием 66
3.3. Составление характеристического уравнения для анализа статической устойчивости сложной ЭЭС с АРВ нелинейного типа на синхронном турбогенераторе 69
3.3.1. Составление математического описания ЭЭС с нелинейным АРВ на синхронном турбогенераторе 69
3.3.2. Составление математической модели в малых отклонениях 77
3.3.3. Формирование характеристического уравнения ЭЭС с нелинейным АРВ на турбогенераторе 85
3.4. Анализ статической устойчивости сложной ЭЭС с АРВ нелинейного типа на синхронном турбогенераторе 88
3.4.1. Анализ статической устойчивости ЭЭС при упрощенном учете АРВ на турбогенераторе Г2 88
3.4.2. Анализ статической устойчивости ЭЭС при учете
на турбогенераторе Г2 АРВ пропорционального действия 102
3.4.3. Анализ статической устойчивости ЭЭС с учетом влияния электромагнитной инерционности роторной цепи 117
3.4.4. Анализ статической устойчивости ЭЭС с учетом влияния электромагнитной инерционности роторной цепи в режиме минимальных нагрузок 126
3.4 Выводы 135
4. Анализ результатов проведенных исследований и использование их при разработке мероприятий и рекомендаций по повышению эффективности работы синхронных турбогенераторов в ээс при потреблении ими избыточной реактивной мощности 136
4.1 Анализ результатов проведенных исследований 136
4.2. Рекомендации и мероприятия по повышению эффективности работы синхронных турбогенераторов в режиме потребления реактивной мощности 139
4.3. Выводы 141
Заключение 142
Список литературы
- Анализ эффективности применяемых средств потребления реактивной мощности на электростанциях
- Анализ особенностей работы синхронных турбогенераторов в режимах потребления реактивной мощности
- Статическая устойчивость простой ЭЭС с АРВ нелинейного типа на синхронном турбогенераторе
- Рекомендации и мероприятия по повышению эффективности работы синхронных турбогенераторов в режиме потребления реактивной мощности
Введение к работе
Актуальность темы. В ряде регионов ЕЭС России все более актуальной становиться проблема снижения высоких уровней напряжения в электрических сетях. Повышение уровней напряжения обусловлено такими причинами, как неравномерность графиков нагрузки в течение суток и времен года, наличие слабо загруженных высоковольтных воздушных и кабельных линий электропередачи, недостаточная степень компенсации реактивной мощности в электрических сетях. Это характерно не только для энергообъединений и энергосистем с протяженными линиями электропередачи, но и для крупных концентрированных электроэнергетических систем (ЭЭС), характеризующихся большим количеством преимущественно тепловых электростанций, связанных между собой и с потребителями разветвленными воздушными и кабельными линиями электропередачи, которые обладают значительной общей электрической емкостью по отношению к земле и между фазами линий электропередач, что приводит к генерации в ней избыточной реактивной мощности. В частности, таковой является Московская энергосистема.
Так как длительное повышение напряжения сверх допустимого на трансформаторах и автотрансформаторах, на шунтирующих реакторах, ограничителях перенапряжений и других видах оборудования приводит к резкому сокращению их срока службы и росту аварийности, существенно ухудшает показатели надежности работы турбогенераторов на электростанциях, то возникает необходимость в автоматическом регулировании напряжения в электрических сетях. Такое регулирование обеспечивается изменением реактивной мощности в системообразующих сетях ЕЭС России. Для этого используются различного рода средства, и в первую очередь автоматические регуляторы возбуждения синхронных турбогенераторов на электростанциях, синхронные компенсаторы, трансформаторы с регулированием напряжения под нагрузкой, батареи статических конденсаторов, а также шунтирующие реакторы и статические
6 тиристорные компенсаторы на подстанциях. Их применение позволяет как плавно, так и ступенчато компенсировать избыточную реактивную мощность.
Для снижения напряжения используются и такие крайние меры, как отключение системообразующих линий электропередачи. Однако при этом существенно снижается надежность работы энергосистем и поэтому может применяться в качестве средства нормализации уровней напряжения в электрических сетях лишь в особых случаях.
Синхронные турбогенераторы способны регулировать реактивную мощность, но лишь в определенных пределах. Потребление реактивной мощности синхронными турбогенераторами при работе в режиме недовозбуждения возможно, но оно существенно ограничено по нагреву, а также по механическим усилиям в торцевых зонах статоров. В турбогенераторах новых серий, таких как ТЗВ производства ОАО «Электросила», проблемы нагрева торцевых зон можно считать решенными, однако все еще сохраняются ограничения по условиям сохранения устойчивости их работы в ЭЭС. К тому же необходимо учитывать и такой фактор, как снижение надежности работы ЭЭС при переводе турбогенераторов электростанций в режим потребления реактивной мощности, а также возникновение опасных условий для работы турбогенераторов из-за перегревов и возможных разрушений торцевых зон статоров. Так, в течение последнего десятилетия по этой причине имели место повреждения турбогенераторов на Конаковской, Каширской, Гусиноозерской, Ириклинской, Рефтинской и др. ГРЭС и ТЭЦ, которые работали в режимах потребления реактивной мощности.
Проблема потребления избыточной реактивной мощности в ЭЭС для регулирования уровней напряжения в электрических сетях не может быть решена использованием только обычных синхронных турбогенераторов с типовыми автоматическими регуляторами возбуждения (АРВ). Необходимо дополнительно устанавливать в сетях
устройства регулирования реактивной мощности, а также применять на электростанциях турбогенераторы с такими АРВ, чтобы обеспечивалась устойчивая работа в режимах выдачи и потребления реактивной мощности.
Как известно, около 55 % турбогенераторов, установленных на тепловых электростанциях России практически выработали свой минимальный срок службы, составляющий 25-30 лет. В связи с тем, что в последние годы наблюдается рост электрических нагрузок, возрастает необходимость в принятии неотложных мер по замене в ЕЭС России изношенного оборудования на оборудование с качественно новыми техническими характеристиками, в частности, асинхронизированные турбогенераторы, которые, благодаря своим техническим особенностям, могут устойчиво работать в режимах потребления реактивной мощности.
Другим направлением является модернизация конструкций синхронных турбогенераторов, установленных на электростанциях. Так, для повышения нагрузочной способности при работе в режимах потребления реактивной мощности и для снижения рабочих температур торцевой зоны активной стали ОАО «Силовые машины» рекомендует осуществить замену статоров турбогенераторов на современные статоры новых серий с новой конструкцией торцевой зоны с магнитным экраном и увеличенным количеством запеченных пакетов активной стали и проведение других мероприятий, позволяющих увеличить допустимые пределы потребляемой реактивной мощности турбогенераторами.
Однако далеко не все возможности систем управления режимами синхронных турбогенераторов при потреблении ими реактивной мощности исчерпаны. Унифицированные структуры автоматических регуляторов возбуждения, в частности АРВ сильного действия, выполнены пока еще не на предельном уровне совершенства. Возникает необходимость в проведении научно-исследовательских и конструкторских работ по
повышению эффективности управления возбуждением синхронных турбогенераторов.
Исследования по внедрению новых технологий построения алгоритмов управления для повышения эффективности работы АРВ на синхронных турбогенераторах в условиях сложной ЭЭС проводятся как в России, так и в других странах. Повышенный интерес проявляется к применению адаптивных АРВ, которые способны приспосабливаться к изменяющимся схемно-режимным условиям работы синхронного турбогенератора в сложной электроэнергетической системе. Большое внимание уделяется применению АРВ с нечеткой логикой и с гибридной технологией, сочетающей использование теории нечеткой логики и теории адаптивных сетей [33,34,65-73,75-77]. Однако для работы таких АРВ требуется передавать информацию о режимном состоянии других генераторов и самой ЭЭС, что чрезмерно усложняет систему управления.
Поэтому возникает необходимость в продолжении теоретических исследований для поиска новых научно обоснованных алгоритмов управления возбуждением синхронных турбогенераторов, реализация которых позволила бы улучшить условия сохранения устойчивой работы синхронных турбогенераторов в режимах потребления реактивной мощности.
Целью работы является решение комплекса задач по разработке мероприятий и рекомендаций для повышения эффективности работы синхронных турбогенераторов при потреблении ими реактивной мощности в электроэнергетической системе.
Для достижения поставленной цели определены следующие основные задачи:
- проведение исследований в направлении возможности расширения допустимых пределов по потреблению реактивной мощности синхронными турбогенераторами;
поиск нового подхода к формированию алгоритмов управления возбуждением синхронных турбогенераторов при потреблении ими реактивной мощности из электрической сети;
разработка математических моделей для анализа статической устойчивости работы турбогенератора с нелинейным АРВ;
исследование статической устойчивости турбогенератора с нелинейным АРВ;
разработка режимных требований к системе возбуждения турбогенератора с нелинейным АРВ.
Научная новизна работы состоит в следующем:
1. На основе теории управления в сочетании с теорией электрических
машин с двумя обмотками на роторе разработаны нелинейные алгоритмы
управления возбуждением синхронного турбогенератора в
электроэнергетической системе и предложены мероприятия,
обеспечивающие его устойчивую работу при потреблении им реактивной
мощности.
2. Разработана математическая модель для анализа статической
устойчивости электроэнергетической системы и выполненными расчетами
доказана эффективность разработанных алгоритмов управления
возбуждением синхронного турбогенератора при его работе в режимах
потребления им избыточной реактивной мощности.
3. Определены режимные требования к системе возбуждения и к
характеристикам турбогенератора по условиям его устойчивой работы в
режиме потребления избыточной реактивной мощности в
электроэнергетической системе.
Методы исследования. Для проведения исследований использовались основные положения теории электроэнергетических систем и управления ими, теории электрических машин, методы анализа статической
устойчивости управляемых электроэнергетических систем.
Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций обеспечивается использованием современных методов исследования режимов электроэнергетических систем с применением современных вычислительных машин и подтверждается результатами расчетов, выполненных без учета и с учетом управления в соответствии с разработанными алгоритмами.
Практическая ценность работы. Разработанные алгоритмы управления возбуждением синхронных турбогенераторов и рекомендации могут быть использованы при изготовлении турбогенераторов и их систем возбуждения для реконструируемых и новых электростанций в Московской энергосистеме, а также для электростанций, работающих в условиях избытка реактивной мощности, если к их шинам подключены кабельные линии электропередачи или воздушные линии электропередачи напряжением 500 кВ и выше.
Увеличение потребления реактивной мощности турбогенераторами позволит без дополнительной установки реакторов устранить перенапряжения на высоковольтных шинах электростанций, работающих в электроэнергетических системах с избыточной реактивной мощностью.
Первая глава диссертационной работы посвящена проблеме потребления избыточной реактивной мощности в ЭЭС, проанализированы возможные варианты решения данной проблемы, дана оценка эффективности применяемых средств потребления реактивной мощности на электростанциях.
Во второй главе приведен анализ известных и разработка новых технических решений по созданию условий для устойчивой работы синхронных турбогенераторов при потреблении ими реактивной мощности. Приведен анализ особенностей работы синхронных
11 турбогенераторов в режиме потребления реактивной мощности, дана краткая характеристика синхронных генераторов с дополнительной поперечной обмоткой возбуждения, приведены результаты исследований режимных свойств асинхронизированных синхронных турбогенераторов. Дано теоретическое обоснование возможности управления возбуждением синхронного турбогенератора по нелинейному алгоритму, рассмотрены характеристики мощности синхронного турбогенератора с АРВ нелинейного типа.
Третья глава посвящена исследованию влияния на статическую устойчивость АРВ нелинейного типа на турбогенераторах электростанций, исследована статическая устойчивость простой ЭЭС, составлено характеристическое уравнение и приведен анализ статической устойчивости сложной ЭЭС с АРВ нелинейного типа на синхронном турбогенераторе.
В четвертой главе приведен анализ результатов выполненных исследований, разработаны мероприятия и рекомендации по повышению эффективности работы синхронных турбогенераторов при потреблении ими избыточной реактивной мощности в ЭЭС.
Основные теоретические обоснования и результаты работы изложены в четырех печатных изданиях.
Объем и структура диссертации. Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения, списка литературы (85 наименований) и 3 приложений. Объем работы включает 143 страницы текста, 17 таблиц, 44 рисунка.
Анализ эффективности применяемых средств потребления реактивной мощности на электростанциях
Для решения проблемы потребления избыточной реактивной мощности на электростанциях в первую очередь должны привлекаться синхронные генераторы, что и осуществляется на практике. Однако работа синхронных турбогенераторов серийного производства в длительных и даже кратковременных режимах потребления реактивной мощности ограничена как по нагреву торцевых зон статора и ротора, так и по условиям устойчивости [2,6,7,8,9,10,11,12].
В связи с этим для улучшения устойчивости и расширения области допустимых режимов были разработаны асинхронизированные синхронные турбогенераторы (АСТГ), способные устойчиво и надежно работать в существенно расширенном диапазоне режимов выдачи и потребления реактивной мощности [5,13]. Теоретические исследования в области асинхронизированных синхронных машин получили развитие в трудах отечественных ученых Ботвинника М.М., Шакаряна Ю. Г., Мамиконянца Л. Г., Блоцкого Н.Н., Лабунца И.А., Кузьмина В.В. и др. [14,15,16,17].
За рубежом в Японии изготовлен асинхронизированный гидрогенератор мощностью 22 МВА с трехфазной обмоткой на роторе, который и сегодня находиться в эксплуатации. Успешная эксплуатация этого генератора позволила изготовлять асинхронизированные гидрогенераторы мощностью 400 МВА для Г АЭС.
В Англии разработана конструкция АСТГ мощностью 500 МВт с двумя обмотками возбуждения, но в отличие от АСТГ отечественного производства сдвинутыми между собой на 60 электрических градусов. Однако, работы по созданию такого турбогенератора были в дальнейшем прекращены, по имеющимся сведениям из-за возникновения трудностей с реализацией надежной конструкции ротора [5,15].
В 1985 году создан и введен в эксплуатацию на Бурштынской ГРЭС первый АСТГ200 мощностью 200 МВт, а затем в 1991 г и второй [13]. В 2003 году также введён в эксплуатацию на ТЭЦ-22 ОАО «Мосэнерго» асинхронизированный турбогенератор мощностью 110 МВт и сегодня он успешно эксплуатируется, потребляя в ночные часы более 30 МВА реактивной мощности при выдаче номинальной активной [18].
Применение асинхронизированных турбогенераторов на электростанциях позволяет не допускать режимы недовозбуждения работающих параллельно с ними синхронных машин, повышая тем самым их надежность и срок службы [19,20].
АСТГ содержит турбогенератор, отличающийся по конструкции от синхронного наличием на роторе двух обмоток возбуждения: по оси d и по оси q. Система возбуждения состоит из двух реверсивных тиристорных преобразователей. Напряжение на обмотки возбуждения подается через четыре контактных кольца.
Тиристорные преобразователи - это комплекты из двух стандартных управляемых выпрямителей, включенных встречно-параллельно. Они питаются через трансформатор системы возбуждения от шин генератора [18,21].
Управление напряжениями возбуждения реализуется через систему управления тиристорами автоматическим регулятором возбуждения АРВ, получающим информацию о векторе опорного напряжения статорной цепи или о напряжении в определенной точке энергосистемы, например, на шинах станции, об угловом положении ротора от соответствующего датчика, а также о напряжении и токах статорной обмотки генератора и ротора.
АСТГ в стационарных режимах работает с синхронной частотой вращения ротора, то есть скольжение 5=0.
Два автоматических регулятора возбуждения (АРВ) для каждой из обмоток возбуждения ротора идентичны и имеют одинаковое программное обеспечение [21].
Конструктивно статор АСТГ мало отличается от статора синхронного турбогенератора, поэтому можно считать, что уровень надежности у них в принципе практически одинаков, но с некоторым преимуществом у АСТГ, по отношению к находящимся в эксплуатации синхронным турбогенераторам старых типов с пониженным допустимым нагревом торцевых зон. Однако, это важно отметить, в новых образцах синхронных турбогенераторов принимаются те же конструктивные решения для снижения нагрева торцевых зон в режимах потребления реактивной мощности, что и в АСТГ.
Анализ особенностей работы синхронных турбогенераторов в режимах потребления реактивной мощности
Известно, что работа турбогенераторов в режиме недовозбуждения ограничивается, как правило, нагревом торцевых зон статора. Это объясняется повышением аксиальной составляющей индукции на поверхности крайних пакетов сердечника статора. По данным проведенных исследований турбогенераторов мощностью 300 - 800 МВт, 3000 об/мин при номинальной нагрузке и изменении cos(ty) в индуктивном квадранте от 0,95 до 1 аксиальная составляющая индукции увеличивается в среднем на 30%. Приблизительно такое же увеличение индукции происходит при дальнейшем изменении cos(ty) от 1 до 0,95 с переходом в емкостной квадрант. Проникновение индукции в крайние пакеты вызывает повышение их температуры, причем, максимальная температура обычно имеет место посередине толщины пакета. В турбогенераторах 150, 200 и 300 МВт при изменении cos(ty) от 0,85 до 1 в индуктивном режиме возникает проблема уменьшения перепада температуры по ширине крайнего пакета статора [35,37].
Для повышения нагрузки в режиме недовозбуждения в современных типах турбогенераторов принимаются специальные конструктивные меры: увеличивается число ступенчатых пакетов в концевой зоне, уменьшается их толщина, улучшается охлаждение, зубцы крайних пакетов выполняются со шлицами, устанавливаются медные и магнитные экраны и др. [35]
Согласно статистике одна из основных причин аварийных зо повреждений турбогенераторов, во многом ограничивающих их ресурс это дефекты сердечника статора. Наиболее часто возникающим дефектом является распушение листов крайних пакетов из-за ослабления прессовки стали, который приводит к усталостному разрушению или выкрашиванию листов в процессе их вибрации. Именно на турбогенераторах, работающих в режиме недовозбуждения, распространено ухудшение технического состояния крайних пакетов стали.
Кроме того, при неудовлетворительном состоянии прессовки статора запрещается работа турбогенератора в режиме потребления реактивной мощности. Это объясняется известными из технической литературы закономерностями возрастания аксиального магнитного поля в торцевых частях машины по мере снижения реактивной мощности, что приводит к интенсивной вибрации распушенных листов стали их выкрашиванию и разрушению изоляционных лаковых пленок [8].
Применяющиеся на синхронных генераторах автоматические регуляторы возбуждения пропорционального (АРВпд) и сильного действия (АРВсд) оказывают влияние как на поддержание заданного уровня напряжения на выводах генератора, так и на устойчивость его работы в различных режимах, включая и режимы недовозбуждения [7-12,39-41,54]. Начиная с шестидесятых годов много внимания уделялось исследованию влияния на устойчивость ЭЭС АРВсд, которые в отличие от АРВпд имеют не только канал регулирования по отклонению напряжения генератора, но и по отклонению и производной частоты этого напряжения, а в дальнейшем была введена обратная связь по производной тока возбуждения /у [39,61,62, 70, 81].
Синхронные генераторы оказываются работающими в режиме недовозбуждения, когда их разгружают по активной мощности при избытке реактивной мощности в ЭЭС и снижении ее нагрузки. На электростанциях приходится снижать до технически допустимого минимума мощность турбин энергоагрегатов и уменьшать ЭДС генераторов, обеспечивая тем самым режимы потребления ими избыточной реактивной мощности из ЭЭС.
Условия работы синхронных генераторов в таких режимах, а также в режимах выдачи мощности генераторами при углах сдвига их ротора, превышающих 90, достаточно хорошо изучены, что нашло отражение в публикациях, в частности, в [9, 38, 80].
Проведенные исследования показали, что как АРВпд, так и АРВсд обеспечивают устойчивую работу синхронных генераторов в режимах недовозбуждениея, но величина потребляемой реактивной мощности не достигает величины, получаемой при равной нулю ЭДС генератора, т.е. величины Qt _Q\ = —Ur I Xj. Только при увеличении передаваемой мощности генератора в результате его загрузки до предела по пропускной способности электропередачи и работе с углом сдвига ротора, превышающем 90 при наличии АРВ потребляемая реактивная мощность может превысить значение Qrg _о), но это допустимо, если при этом ток статора не превысит предельно допустимое значение.
В соответствии с Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации [80,81] «на крупных гидро- и турбогенераторах устанавливаются, как правило, эффективные быстродействующие системы АРВ, обеспечивающие возможность работы машин в области искусственной устойчивости с углом нагрузки более 90» (пункт 5.1.30). Для предупреждения нарушения устойчивости при случайных повышениях напряжения в сети необходимо, чтобы АРВ генераторов имели устройства ограничения минимального возбуждения.
Статическая устойчивость простой ЭЭС с АРВ нелинейного типа на синхронном турбогенераторе
Рассмотрим статическую устойчивость ЭЭС, содержащей турбогенератор, работающий через линию электропередач сопротивлением ZeH = rm + \хт на шины бесконечной мощности (рисунок 3.1). Считаем, что влияние постоянной времени обмотки возбуждения TJQ скомпенсировано действием отрицательной обратной связи по току ротора. Принимаем Те=0, Т=0, то есть пренебрегаем переходными процессами в возбудителе и в регуляторе.
Для улучшения статической устойчивости введем в закон управлением возбуждением член, пропорциональный изменению скорости вращения ротора генератора: kaA(Dr и запишем: Eq=m-ctgsr), где Е = Е0+ кюАа т (3.1) Член каА(Ог будет отражать влияние положительного демпфирования, способствующего более быстрому затуханию переходных процессов в ЭЭС.
В дальнейшем учитывается, что для реализации нелинейного алгоритма управления на турбогенераторе введена ЭДС компенсации Eqek K0T0PM обусловлена действием отрицательной обратной связи по току ротора. Примем при выполнении исследований параметры схемы замещения (все.): xd = 1,5; г,и=0,13; вя=0,3; Uc= 1. При UT = 1 зададимся 7 =0,6 и определим следующие значения параметров схем и режима: Qc = 0,559 о.е.; 5С= 13; QT= 0,254о.е, Рг= 0,56 о.е., 8Г=67,4; Д И = 12=0,554; Х12=4,130; уЪ2 = у22л = 3,059; а32= 23,43. Запишем систему уравнений турбогенератора с нелинейной системой возбуждения: ш0 рэл = EqUcynsm(bl2 - х12) + Е] у{ х sin щ l, Eq {EQ+k (QT){\-ctgbT) Уравнение, связывающее углы Sc и ST, можно получить исходя из баланса по реактивной мощности в рассматриваемом генераторном узле на схеме ЭЭС (рисунок 3.1).
С учетом этого и вышеприведенных математических соотношений математическая модель рассматриваемой ЭЭС может быть представлена в виде, удобном для проведения исследования статической устойчивости электроэнергетической системы:
Определим корни характеристического уравнения для различных значений TdQ. Изменение TdQ производиться с помощью ввода в структурную схему возбудителя жесткую отрицательную обратную связь по току ротора, изменением коэффициента усиления Kj-.
Данные сведены в таблицу 3.1.
Во всех рассматриваемых случаях характеристическое уравнение имеет три корня. Один отрицательный действительный и два 66 комплексно-сопряженных с отрицательной действительной частью. Анализ корней характеристического уравнения показал, что во всех рассматриваемых случаях система устойчива. При увеличении К г корни характеристического уравнения все более смещаются в левую полуплоскость, то есть статическая устойчивость улучшается. Оценим влияние постоянных времени Т о, Т , Те на устойчивость системы.
Во всех рассматриваемых случаях характеристическое уравнение имеет пять корней. Анализ корней характеристического уравнения показал, что устойчивость сохраняется при заданных параметрах схемы. Изменение T Q производиться с помощью ввода в структурную схему возбудителя жесткую отрицательную обратную связь по току ротора, изменением коэффициента усиления К f .
Исследуемая электроэнергетическая система состоит из электростанции, содержащей две группы турбогенераторов (Г1 и Г2), имеющих одинаковые мощности и параметры, но отличающихся регуляторами возбуждения, двух групп силовых трансформаторов (Т-1 и Т-2) подключенных по блочной схеме, линии электропередачи и приемной системы, представленной шинами бесконечной мощности (рисунок 3.4).
В системе наблюдается избыток реактивной мощности, поэтому часть реактивной мощности по линии электропередачи передается от шин бесконечной мощности к электростанции.
В дальнейшем считаем, что когда речь идет о турбогенераторе, то имеется в виду эквивалентный турбогенератор для соответствующей группы. В обозначении параметров турбогенераторов в дальнейшем опускаем определение «эквивалентный».
Эквивалентная схема представлена на рисунке 3.5, а расчетная схема замещения - на рисунке 3.6. На рисунке 3.7 представлена соответствующая векторная диаграмма, на основе которой можно установить, что Sri О, 8Г2 О, 8С О.
Рекомендации и мероприятия по повышению эффективности работы синхронных турбогенераторов в режиме потребления реактивной мощности
Комбинированное использование синхронных турбогенераторов с нелинейным АРВ и АРВ стандартного типа позволяет в режимах неполной загрузки электростанций по мощности разгружать по активной и по потребляемой реактивной мощностям турбогенераторы с обычным АРВ и загружать турбогенераторы с нелинейным АРВ. При таком сочетании турбогенераторов с обычными и нелинейными АРВ функция поддержания заданного уровня напряжения возлагается на синхронный турбогенератор с АРВ стандартного типа, а функция глубокого потребления реактивной мощности на турбогенератор с нелинейным АРВ. Загрузка по реактивной мощности турбогенератора с нелинейным АРВ устанавливается такой, чтобы турбогенератор с АРВ стандартного типа имел возможность работать в режиме перевозбуждения с достаточным регулировочным диапазоном изменения выдаваемой им реактивной мощности.
Исследования задачи оптимального распределения активной и реактивной мощности на электростанции с разнотипными АРВ на турбогенераторах является самостоятельной задачей, требующей специального исследования. Выполненными расчетами в данной работе выявлено и подтверждено, что такая задача возникает, она имеет самостоятельное значение, и что для ее решения требуется специальное исследование.
На основе проведенных исследований можно сформулировать мероприятия и рекомендации, выполнение которых способствовало бы получению наилучшего эффекта от применения АРВ нелинейного типа на синхронных турбогенераторах тех электростанций, которые вынуждены работать в режиме потребления избыточной реактивной мощности. Эти мероприятия и рекомендации касаются как самой системы возбуждения, так и конструктивных изменений в турбогенераторах.
Остановимся на их рассмотрении более подробно.
1. Прежде всего, в АРВ должны быть использованы нелинейные алгоритмы управления возбуждением, являющиеся нелинейными функциями угла сдвига ротора и его скольжения. Для реализации нелинейных алгоритмов, безусловно, необходимо создать автоматические регуляторы возбуждения на микропроцессорной основе с использованием тех разработок, которые уже находят применение на современных действующих турбогенераторах в ЕЭС России. Изготовлением таких АРВ занимаются совместно ГУП ВЭИ и ОАО «Электросила», Такие регуляторы позволяют изменять алгоритмы управления и их настроечные коэффициенты, что и требуется для нелинейных АРВ с предлагаемым в данной работе алгоритмом управления. Должна осуществляться компенсация электромагнитной инерционности обмотки возбуждения введением в АРВ канала жесткой обратной отрицательной связи по току ротора.
2. Высокое качество управления может быть достигнуто при оснащении турбогенераторов тиристорными системами возбуждения, что уже находит применение на практике. Отечественная электротехническая промышленность изготавливает тиристорные системы возбуждения для синхронных турбогенераторов серийного производства.
3. Необходимо увеличить потолки напряжения у системы возбуждения, обеспечивая кратность форсировки возбуждения к /-=4+6, а возможно и выше, если при этом будет обеспечено усиление изоляции обмотки возбуждения ротора синхронного турбогенератора.
4. Необходимо разработать измерительную систему получения входной информации для нелинейных АРВ.
5. Могут потребоваться конструктивные изменения самого турбогенератора с целью уменьшения его cos(ty), чтобы иметь возможность и при номинальной загрузке турбогенератора по активной мощности увеличивать потребление им реактивной мощности в более широком диапазоне вплоть до номинальной мощности без ограничений по току статора и ротора.
6. Необходимо снять ограничения по нагреву торцевых зон и сердечника статора и ротора синхронного турбогенератора, как это делается, например, на турбогенераторах с полным водяным охлаждением серии ТЗВ (на ТЭЦ-27 Московской энергосистемы установлен такой турбоагрегат мощности 100 МВт), либо с воздушным охлаждением, как на ТЭЦ-22 (турбогенератор ТЗФА-110-2УЗ).
Безусловно, целесообразность проведения таких мероприятий нуждается в технико-экономических обоснованиях и в дальнейшем развитии исследований, проведенных в данной работе.
1. На основе проведенных исследований, проделанных с учетом мероприятий, при реализации разработанных алгоритмов управления возбуждением синхронных турбогенераторов в АРВ могут быть существенно улучшены режимы работы синхронных турбогенераторов при потреблении ими избыточной реактивной мощности из электроэнергетической системы
2. Современный уровень развития производственной базы позволяет приступить к созданию нелинейных АРВ для синхронных турбогенераторов с учетом сделанных в диссертационной работе предложений и рекомендаций.
