 |
АСИНХРОНИЗИРОВАННЫЕ ТУРБОГЕНЕРАТОРЫ
Качественное регулирование напряжения
Игорь Лабунец, д.т.н., профессор, ОАО «ВНИИЭ», г. Москва
 Эксплуатируемые на тепло- и гидроэлектростанциях синхронные турбо- и гидрогенераторы традиционных типов не всегда удовлетворяют современным требованиям, обусловленными сложившимися к настоящему времени особенностями режимов отечественных энергосистем, в частности, связанными с необходимостью решения проблемы поддержания нормативных уровней напряжения в электрических сетях.
Игорь Александрович Лабунец рассказывает о принципиально новом типе турбогенераторов, опыт эксплуатации которых позволил сделать ряд важных выводов.
Проблема поддержания уровней напряжения тесно связана со свойством высоковольтных линий электропередачи (воздушных и кабельных) генерировать в электрическую сеть реактивную мощность (РМ). Она осложняется недостаточным объемом либо отсутствием средств компенсации РМ, неравномерным распределением потоков РМ между сетями различного класса напряжений и т.п., что приводит к чрезмерному повышению уровней напряжения.
Следствием работы с высокими уровнями напряжения являются ускоренный износ и повышенная аварийность электрооборудования. Для решения этой проблемы принимаются специальные меры, которые нередко приводят к ухудшению показателей устойчивости и экономичности работы энергосистем. В частности, для нормализации уровней напряжения персонал электростанций, работающих на шины 110–500 кВ, вынужден переводить турбогенераторы в режимы потребления РМ, что позволяет несколько снизить уровни напряжения, но со временем приводит к ускоренному износу этих турбогенераторов, а в ряде случаев и к аварийным отключениям из-за разрушения торцевых зон статоров, т. к. синхронные турбогенераторы (особенно старых серий) не рассчитаны на эти режимы.
Также не менее важными и всё более актуальными являются проблемы повышения устойчивости и надежности работы электроэнергетических систем в целом с учетом тенденции к увеличению перетоков мощности по существующим линиям электропередач и обеспечения транспорта электроэнергии на значительные расстояния.
РАО «ЕЭС России» утверждена Программа «Создание в Единой энергосистеме России гибких (управляемых) систем электропередачи переменного тока и устройств регулирования напряжения». Программой, в частности, предусмотрено создание и введение в эксплуатацию на электростанциях турбогенераторов принципиально нового типа – так называемых «асинхронизированных» (АС-) турбогенераторов.
УСТРОЙСТВО
В отличие от синхронных турбогенераторов АС-турбогенераторы обладают существенно более высокими пределами устойчивости и предназначены для работы в режимах не только выдачи, но и глубокого потребления РМ [1, 2, 3], т.е. позволяют существенно расширить диапазон регулирования напряжения на шинах станции.
Классический АС-турбогенератор имеет на роторе, в отличие от синхронных, две одинаковые обмотки возбуждения, расположенные под углом 90 эл. град. относительно друг друга. Однако опыт создания АС-турбогенераторов различной мощности показал, что по ряду причин, прежде всего конструктивного характера, не всегда удается создать такую классическую структуру. Преимущественно это касается невозможности размещения ортогональных обмоток возбуждения на роторе без некоторого увеличения типовых габаритных размеров турбогенератора (прежде всего диаметра ротора и внешнего диаметра сердечника статора).
При этом габариты могут быть ограничены требованиями обеспечения взаимозаменяемости статора АС-турбогенератора и его синхронного аналога либо необходимостью его установки на тот же фундамент, что и заменяемый им синхронный турбогенератор. Предельные диаметры роторов, как известно, также ограничены допустимыми окружными скоростями, что затрудняет создание классических АС-турбогенераторов больших мощностей (например, 800 МВт и более). Особенно это относится к конструкциям турбогенераторов с полностью воздушным охлаждением, где для уменьшения потерь мощности (тепловыделения) приходится снижать удельные электрические нагрузки машины.
Рассмотрим конструкции АС-турбогенераторов с несимметричной структурой обмоток возбуждения, близкие по свойствам к классическим АС-турбогенераторам и в то же время позволяющие решить в значительной мере указанные выше проблемы. Типичная структурная схема АС-турбогенераторов представлена на рис. 1.
Рис. 1. Структурная схема системы возбуждения АС-генератора
ТБ – блочный трансформатор;
Т – турбина;
ОВd, ОВq – обмотки возбуждения по осям d и q;
РТПd, РТПq – реверсивные тиристорные преобразователи;
АГПd, АГПq – автоматы гашения поля;
АЗРd, АЗРq – автоматы замыкания обмоток ротора накоротко;
ТРd, ТРq – тиристорные разрядники;
ЗРd, ЗРq – защитные резисторы;
КШРd, КШРq – контакторы, шунтирующие разрядники;
ТВ – трансформатор системы возбуждения;
ДП – датчик углового положения ротора;
АРВ – автоматический регулятор возбуждения;
СУТd, СУТq – системы управления тиристорами;
ГВ – генераторный выключатель;
БВ – блочный выключатель.
Каждая из обмоток возбуждения (ОВ) подключена к управляемым реверсивным тиристорным возбудителям. Последние питаются от согласующего трансформатора (схема самовозбуждения) или от вращающегося возбудительного генератора (схема независимого возбуждения). В цепи каждой ОВ имеются устройства защиты от перенапряжений, устройства замыкания обмоток ротора накоротко или на дополнительные симметрирующие сопротивления, автоматы гашения поля. Управление возбуждением осуществляется с помощью АРВ, получающего информационные сигналы от датчиков: углового положения ротора, токов и напряжений.
Нормальные режимы АС-турбогенератора обеспечиваются питанием цепей возбуждения обеих ОВ от «рабочих» (+) выпрямителей в составе реверсивных возбудителей. Встречно-параллельно включенные «нерабочие» (–) выпрямители вступают в действие при переходных процессах, возникающих при динамических возмущениях. При отказах одного из возбудителей гасится поле в соответствующей цепи, ОВ замыкается накоротко и генератор переводится на работу в синхронном режиме с одной ОВ. В случае полного отказа системы возбуждения обе ОВ замыкаются и генератор переводится в асинхронный неуправляемый режим.
Система управления АС-турбогенераторами реализует принципиальное свойство АС-машин – независимость регулирования электромагнитного момента и напряжения.
Регулирование напряжения может осуществляться эффективно во всех режимах генератора по активной нагрузке и реактивной мощности (включая режим компенсатора при полном потреблении реактивной мощности) и не влияет на общую устойчивость генератора. Основным условием обеспечения статической устойчивости является правильный выбор настройки коэффициентов обратных связей регулятора в канале регулирования электромагнитного момента.
Практически это относится к АС-турбогенераторам с любой степенью несимметрии, включая вариант со «слабой» управляющей обмоткой возбуждения по поперечной оси и с регулятором, реализующим «асинхронизированный» принцип управления.
Структура двух ОВ с несовпадающими осями и наличие реверсивных возбудителей у каждой ОВ дает возможность в переходных режимах оптимально ориентировать мдс генератора с целью создания максимального тормозящего электромагнитного момента. При сильных возмущениях, когда возможности управления ограничены «потолочным» напряжением возбуждения, оптимальная ориентация мдс возбуждения достигается автоматически по командам АРВ сочетанием форсировок и расфорсировок напряжений на ОВ.
Поскольку управление каналом напряжения может осуществляться независимо от электромеханического процесса качаний ротора, то в условиях, когда напряжение возбуждения не достигает потолочных значений, можно повысить качество регулирования напряжения на шинах станции. Это, в частности, способствует повышению динамической устойчивости параллельно работающих синхронных турбогенераторов и ускоряет восстановление нормального энергоснабжения потребителей.
Результаты исследований АС-турбогенераторов (рис. 2) показали, что уровень их динамических ограничений мало зависит от режима по РМ и выше, чем у синхронных аналогов, которые в режимах потребления РМ требуют глубокого снижения нагрузки. При механических возмущениях (полный сброс момента турбины до нуля с последующим восстановлением) наличие в группе АС-турбогенераторов оказывает положительное влияние на динамические процессы параллельно работающих синхронных турбогенераторов, а в случае работы в группе только АС-турбогенераторов самораскачивание отсутствует, переходные процессы затухают очень быстро.
Аналогичные результаты имеют место при КЗ – введение в группу АС-турбогенераторов приводит к существенному повышению общего предела устойчивости, что особенно проявляется при наличии таких факторов, как режимы потребления РМ и увеличенная длина линии электропередач (слабые связи). С усилением этих факторов даже относительно малое количество АС-турбогенераторов в группе оказывает всё большее влияние. При сравнительно коротких линиях (сильные связи) переходные процессы синхронных и АС-турбогенераторов в группе имеют более независимый характер, при этом АС-турбогенераторы обычно возвращаются в исходные режимы, но наблюдаются случаи нарушения устойчивости синхронных турбогенераторов.
Рис. 2. Электромеханический переходный процесс при КЗ на шинах станции
Dtкз = 0,12 c, исходный режим Р = 220 МВт (0,425 о.е.), Q = 136 МВ•А (0,26 о.е.). Время завершения переходного процесса: для синхронного Т3В-220 ~ 6–7 c, для АС-турбогенератора Т3ВА-220 ~ 3 c.
1 – шины станции;
2 – синхронный турбогенератор;
3 – асинхронизированный турбогенератор
Синхронный турбогенератор Т3В-220
АС-турбогенератор Т3ВА-220
ПРАКТИКА
Первый в мировой практике АС-турбогенератор мощностью 200 МВт был разработан совместно ОАО «ВНИИЭ» и НПО «Электротяжмаш», изготовлен и в 1985 г. установлен на Бурштынской ГРЭС (Украина). В 1991 г. на той же ГРЭС был включен в эксплуатацию второй турбогенератор уже серийного исполнения типа АСТГ-200-2У3.
Впервые в России АС-турбогенератор с симметричной системой возбуждения (классический) типа Т3ФА-110 мощностью 110 МВт (производства ОАО «Электросила») в декабре 2003 г. был введен в эксплуатацию на ТЭЦ-22 ОАО «Мосэнерго».
Этот турбогенератор (рис. 3) имеет косвенное воздушное охлаждение обмотки статора и непосредственное воздушное охлаждение обмотки ротора и активной стали статора. Статор генератора – традиционного типа, в конструкции которого приняты специальные меры для исключения перегрева торцевых зон при работе его в режимах глубокого потребления РМ.
Возбуждение турбогенератора осуществляется с помощью быстродействующей статической реверсивной тиристорной системы самовозбуждения. Управляет тиристорными мостами микропроцессорный автоматический регулятор возбуждения типа АРВ-МА со 100% резервированием. Фактически параллельно работают два АРВ, при этом один из них обеспечивает все функции управления, а второй находится в «горячем» резерве, следит за режимом турбогенератора и одновременно осуществляет самодиагностику и диагностику работающего АРВ. При появлении неисправности или отказа автоматически вводится в работу резервный АРВ.
Рис. 3. Асинхронизированный турбогенератор Т3ФА1102У3 на энергоблоке № 8 ТЭЦ22 ОАО «Мосэнерго»
Кроме того, генератор может работать в резервных режимах как обычный синхронный турбогенератор, причем с одной или двумя обмотками возбуждения, а также в асинхронном режиме без возбуждения с замкнутыми накоротко обмотками ротора.
Важно отметить, что благодаря возможности автоматического перевода генератора в асинхронный режим он сохраняет работоспособность при полном отказе системы возбуждения. В этом режиме, с замкнутыми накоротко обмотками возбуждения, генератор несет нагрузку от 55% до 75% номинальной (в зависимости от величины напряжения на шинах генератора) без заметных колебаний режимных параметров. В таком режиме генератор может работать неограниченно долго, что обеспечивает его высокую надежность в эксплуатации.
В течение 2004 – 2006 гг. были проведены испытания генератора Т3ФА-110 во всех штатных и резервных режимах, осуществлялся непрерывный мониторинг режимных параметров, температурных и вибрационных показателей.
На основании результатов этих испытаний сделано заключение о том, что система воздушного охлаждения, принятая в конструкции турбогенератора, обеспечивает эффективный отвод тепла от активных частей и имеется перспектива использования этой системы в АС-турбогенераторах последующих поколенийс полностью воздушным охлаждением, в частности, для Т3ФА-160 мощностью 160 МВт.
Были измерены параметры генератора во всей области допустимых режимов. В частности, получена асинхронная характеристика работы генератора с закороченными обмотками возбуждения. Подтверждено, что генератор может работать в этом режиме без ограничений по времени и нести нагрузку до 62 МВт с потреблением реактивной мощности до –78 МВ•А.
Были проверены заложенные для обеспечения высокой «живучести» в систему управления алгоритмы автоматических переходов генератора в резервные режимы (асинхронный без возбуждения, синхронный с двумя и с одной обмоткой возбуждения) и из резервных режимов в штатный. Все переходы успешные, без чрезмерных колебательных процессов, и соответствуют расчетным данным.
Например, перевод генератора по команде оператора из штатного режима с нагрузкой 58 МВт и выдачей реактивной мощности +55 МВ•А в резервный – асинхронный режим без возбуждения с замыканием обмоток ротора накоротко завершается в течение 2 секунд и устанавливается режим в соответствии с асинхронной характеристикой: нагрузка та же, 58 МВт, но с потреблением РМ –78 МВ•А.
Обратный переход генератора из этого асинхронного режима по команде оператора в штатный режим происходит также в течение 2 секунд на режим 59 МВт и –8 МВ•А.
В нормальных рабочих режимах Т3ФА-110 энергоблока № 8 работает параллельно с синхронными турбогенераторами энергоблоков № 7 (ТВФ-100) и № 10 (ТВВ-320), выдавая мощность на шины 220 кВ подстанции, и участвует в поддержании задаваемых диспетчером уровней напряжения на этих шинах. При этом, если необходимо для понижения до заданного уровня напряжения уменьшать суммарную выдачу РМ, а синхронные турбогенераторы параллельных блоков уже переведены на минимальную безопасную выдачу РМ(520 МВ•А), то АС-турбогенератор Т3ФА-110 переводится в режим потребления РМ.
ПРЕИМУЩЕСТВА
Испытания и опыт эксплуатации двух АС-турбогенераторов позволили подтвердить основные отличительные свойства таких генераторов, обусловливающие целесообразность их применения [4]:
- обеспечение высокого уровня статической устойчивости во всем допустимом по условиям нагрева генератора диапазоне рабочих режимов, включая режимы глубокого потребления РМ;
- повышенное быстродействие регулирования напряжения (РМ);
- обеспечение равновысоких пределов динамической устойчивости в режимах выдачи и глубокого потребления РМ;
- поддержание высокого качества вырабатываемой электроэнергии при возмущениях в энергосистеме и в энергоблоке;
- возможность неограниченно длительных асинхронных режимов без возбуждения при обеспечении близкой к номинальной нагрузки и высокого качества электроэнергии;
- высокий уровень живучести при частичных отказах в системе возбуждения и при полной потере возбуждения (не требуется система резервного возбуждения);
- повышенный коэффициент готовности;
- повышенная ремонтопригодность системы возбуждения;
- облегченное техническое обслуживание систем возбуждения и управления;
- улучшение условий работы оперативного персонала электростанции.
ПЕРСПЕКТИВЫ
Расчеты, выполненные для ряда энергосистем, показали, что электростанции ЕЭС России располагают широкими регулировочными диапазонами по реактивной мощности и способны в значительной степени обеспечить поддержание в допустимых пределах уровней напряжения в сетях всех классов как в суточных, так и в сезонных интервалах времени.
Однако, поскольку указанные выше в статье факторы приводят к смещению режимов синхронных турбогенераторов в область недовозбуждения, то для полного использования этих диапазонов в современных условиях, в т.ч. при пониженном электропотреблении и разгруженности электрических сетей, необходимы дополнительные мероприятия для вывода рабочих режимов синхронных турбогенераторов из зон недовозбуждения. Существенный эффект дает замена синхронных турбогенераторов АС-турбогенераторами на электростанциях, где требуется расширение регулировочного диапазона в сторону потребления РМ или облегчение режима син-хронных генераторов по РМ (для продления межремонтных периодов и надежности их работы).
Оценочные расчеты показывают, что, несмотря на более высокую цену АС-турбогенераторов по сравнению с синхронными, замена последних с отказом от подключения шунтирующих реакторов к шинам электростанции экономически оправдана. Это дает экономию как по капиталовложениям, так и по издержкам, поскольку удорожание АС-турбогенератора в абсолютном выражении в 1,5–2 раза меньше затрат на установку и эксплуатацию, например, одного шунтирующего реактора 500 кВ, 180 МВ•А. При этом АС-турбогенератор не только полностью замещает реактор на шинах станции в части потребления РМ, но и дает все преимущества непрерывно и плавно регулируемого средства компенсации РМ.
В период до 2010 г. в Московском регионе ожидается значительное опережение роста потребления электроэнергии над вводом новых мощностей, а для обеспечения приема энергосистемой больших потоков электроэнергии из других энергосистем нужны источники РМ с широким диапазоном регулирования.
В связи с этим ОАО «ВНИИЭ» и «Энергосетьпроект» проработали возможные варианты решения проблемы нормализации уровней напряжения в сетях 110–500 кВ. ОАО «Мосэнерго» в ближайшие годы будет реализовывать программу внедрения АС-турбогенераторов на электростанциях, предусматривающую до 2010 г. установку АС-турбогенераторов типа Т3ФАУ-160 и Т3ФСУ-320 на ТЭЦ-20, ТЭЦ-21, ТЭЦ-22, ТЭЦ-27, Каширской ГРЭС-4.
В декабре 2004 г. на Научно-техническом совете ОАО «Инженерный Центр ЕЭС» были рассмотрены вопросы внедрения АС-турбогенераторов мощностью 110320 МВт при техническом перевооружении и строительстве объектов ЕЭС. Предложено установить АС-турбогенераторы на Рязанской, Троицкой, Ириклинской, Харанорской ГРЭС и ряде других ГРЭС и ТЭЦ.
ЛИТЕРАТУРА
1. Шакарян Ю.Г., Лабунец И.А., Сокур П.В. Целесообразность и перспективы оснащения электростанций асинхронизированными турбо- и гидрогенераторами. Научно-практическая конференция «Электроэнерго-2002» // Сборник «Электросила». – Выпуск 42. – СПб, 2003. – С. 35–43.
2. Лабунец И.А. Асинхронизированные турбогенераторы. Новые технологии в энергетике. – М.: Изд-во РАО «ЕЭС России», 2002. – С. 139–144.
3. Дмитриева Г.А., Макаровский С.Н., Поздняков А.Ю., Хвощинская З.Г., Лабунец И.А., Лохматов А.П., Шакарян Ю.Г. Перспективы применения асинхронизированных турбогенераторов в европейской зоне «ЕЭС России» // Электрические станции. – 1997. – № 8. –С. 35–43.
4. Методические указания по применению асинхронизированных турбогенераторов на реконструируемых, расширяемых и вновь строящихся тепловых электростанциях различных типов / Лабунец И.А., Лохматов А.П., Хвощинская З.Г., Макаровский С.Н. – М.: Изд-во АО ВНИИЭ РАО «ЕЭС России», 1996.
| 
|
