onetwoclick.ru
Для электроэнергетики России существует необходимость поддержания требуемых уровней напряжения и регулирования реактивной мощности, в том числе потребления реактивной мощности из системы. Это обусловлено следующими причинами.
1. Высоковольтные ЛЭП генерируют в электрическую сеть реактивную мощность. Каждые 100 км линии 220 кВ генерируют 14 Мвар реактивной мощности, для линий 330, 500 и 750 кВ эти значения составляют 41, 90 и 230 Мвар соответственно.
2. Воздушные линии ЕЭС России имеют большую протяженность. Протяженность линий электропередачи разных напряжений в одноцепном исполнении составляет десятки тысяч километров.
компенсируется в недостаточном объеме.
Например, для линий 500 кВ компенсация реактивной мощности составляет в среднем 45%, при рекомендуемых директивными материалами 80–100%. Для линий 750 кВ – 75% при рекомендуемых 100–110%. В линиях 220 и 330 кВ компенсация вообще отсутствует.
4. Потоки реактивной мощности распределены неравномерно между сетями различного класса напряжений.
Вследствие указанных причин уровни напряжения в высоковольтных электросетях зачастую превышают допустимые значения на 6–12%. По причине завышенных напряжений имеет место ускоренный износ и повышенная аварийность электрооборудования.Область работы синхронных турбогенераторов в режимах потребления реактивной мощности является зоной опасной работы – рис.4.1, 4.2.
Как правило, для синхронных турбогенераторов работа в емкостном квадранте при Q < 0 запрещается или не рекомендуется. Длительная работа синхронного турбогенератора в режимах потребления реактивной мощности приводит к ускоренному разрушению активной стали торцевых зон и к снижению пределов статической и динамической устойчивости.
В некоторой степени проблема регулированияперетоков реактивной мощности
может быть решена за счет применения асинхронизированных турбогенераторов (АСТГ). На рис.4.2 приведена диаграмма с допустимымиобластями работы традиционного синхронного и асинхронизированного турбогенераторов.Из рис.4.2 видно, что в отличие от синхронных генераторов, АСТГ способны успешно работать в режиме потребления реактивной мощности.
Данное преимущество асинхронных генераторов обусловлено особенностями конструкции ротора, который содержит не одну, как обычный синхронный генератор, а две обмотки возбуждения, сдвинутые по окружности ротора друг относительно друга на 90°. Система возбуждения АСТГ содержит два комплекта реверсивных возбудителей, способных изменять ток возбуждения в каждой из обмоток как по величине, так и по знаку. АСТГ можно эксплуатировать, в том числе, с одной обмоткой возбуждения. В этом случае асинхронизированный генератор приобретает свойства традиционного синхронного. Статор асинхронизированного турбогенератора конструктивно не отличается от статора синхронного турбогенератора, но в нём повышена надежность торцевых зон.
Применение АСТГ позволяет повысить КПД электростанции. Асинхронизированный турбогенератор имеет наибольший КПД в режиме потребления реактивной мощности, в то время как максимальный КПД синхронного генератора соответствует выдаче реактивной мощности.
Первые разработки асинхронизированных генераторов были начаты в 1955 году под руководством д.т.н, проф. М. М. Ботвинника – выпускника Ленинградского политехнического института. В дальнейшем работа была продолжена в ЛПИ д.т.н., проф. А. А. Рагозиным и практически осуществлена для Иовской ГЭС Колэнерго.
Исследования ОАО «ВНИИЭ» и ОАО «Энергосетьпроект» показали, что внедрение АСТГ особенно перспективно в составе парогазовых энергоблоков. ПГУ с АСТГ способны работать в широком диапазоне регулирования реактивной мощности от выдачи до глубокого потребления, то есть являются маневренными энергоблоками не только в отношении активной, но и реактивной мощности.В настоящее время ОАО «Электросила» разработало проекты АСТГ активной мощностью 110 – 350 МВт. С 1985 года асинхронизированные турбогенераторы активной мощностью 200 МВт применяются на Бурштынской ГРЭС (Украина).
По данным ОАО «Электросила» стоимость АСТГ в среднем на 25-30% выше стоимости синхронных турбогенераторов той же мощности. Ожидается, что асинхронизированные турбогенераторы найдут достаточно широкое применение на электростанциях России для нормализации уровней напряжения в сетях 220 – 500 кВ и повышения надежности эксплуатации синхронных турбогенераторов.
