Книга адресована специалистам-гидроэнергетикам, персоналу гаэс, проектировщикам, преподавателям и студентам гидроэнергетических специальностей. Может быть полезна также специалистамэнергетикам

Рис. 16.2. Приращение эдс, вызванное регулированием возбуждения:
а – в синхронной машине классического исполнения; б – в машине продольнопоперечного возбуждения
Ė^′0 DĖ′0 DĖ″0 Ė″ Ė′0
Рис. 16.3. Регулирование активной (а) и реактивной (б) мощности в машине продольно-поперечного возбуждения
ственного положения вектора мдс возбуждения электрическим путем, то есть посредством изменения соотношений токов возбуждения в разных обмотках, можно добиться независимого регулирования активной и реактивной мощностей.
Не вдаваясь в математическое описание системы продольно-по- перечного возбуждения, скажем лишь, что на его основании формируется система автоматического регулирования возбуждения электрической машины, обеспечивающая независимое регулирование активной и реактивной мощностей (рис. 16.4).
Сигналы, пропорциональные напряжениям и токам якоря (статора), поступают в блок 2, в котором формируются сигналы, пропорциональные активной и реактивной мощностям P и Q.
Сигнал, пропорциональный напряжению якоря и эдс датчика углового положения ротора 3, поступает в блок 4, где формируются сигналы, пропорциональные sind и cosd. Далее эти сигналы вместе с сигналами, пропорциональными отклонению действительных активной и реактивной мощностей от уставок (заданий) DР = P_уст – P и DQ = Q_уст – Q, поступают к входным зажимам систем управления возбудителей 5 и 6, подключенным к обмоткам возбуждения машины 1. Изменяя P_уст или Q_уст, осуществляют регулирование активной или реактивной мощности.
При P = P_уст = const и переменном значении момента (активной мощности) на валу изменяется угловая скорость вращения ротора.

Рис. 16.4. Принципиальная функциональная схема регулирования электрической машины продольно-поперечного возбуждения:
1 – электрическая машина; 2 – блок вычисления P и Q; 3 – датчик углового положения ротора; 4 – блок вычисления sind и cosd; 5, 6 – возбудители
При этом машина тормозится или ускоряется в зависимости от знака изменения момента. Однако в сеть будет выдаваться (в режиме генератора) или из сети будет потребляться (в режиме двигателя) постоянное значение активной мощности, что обеспечивает демпфирование колебаний активной мощности (частоты) в энергосистеме.
Если уставку P_уст сделать зависящей от угловой скорости вращения ротора, то машина окажется устойчивой во всех режимах работы (двигательном, генераторном, компенсаторном) независимо от значения реактивной мощности машины или угла нагрузки.
Так как угловая скорость вращения ротора ω и угловая скорость магнитного поля якоря (статора) ω₁ в такой машине оказываются «развязанными», то появляется принципиальная возможность поддержания постоянства частоты на выводах обмотки статора независимо от частоты вращения ротора, то есть создание генератора стабильной частоты при переменной частоте вращения вала.
В двигателе подобного типа появляется принципиальная возможность при постоянной частоте сети осуществить регулирование частоты вращения ротора, что для обратимых гидроагрегатов ГАЭС позволяет оптимизировать работу агрегатов в насосном (двигательном) режиме.
Таким образом, наличие нескольких обмоток возбуждения и, соответственно, нескольких преобразователей в их цепях обеспечивает дополнительный запас по надежности, так как при необходимости можно работать в режиме обычной синхронной машины, используя лишь одну из обмоток возбуждения, а в случае нарушения работы всей системы возбуждения замыкать накоротко все обмотки ротора, если они симметричны, и работать в режиме асинхронной машины.
Главные недостатки АСМ – усложнение конструкции и значительное увеличение стоимости по сравнению с обычными синхронными машинами. Учитывая, что роторы гидрогенераторов, в том числе генераторов-двигателей ГАЭС, как правило, выполняются (в отличие от турбогенераторов) шихтованными, гидрогенераторы могут работать с относительно большими скольжениями. Это позволяет осуществлять работу гидроагрегатов с изменяющейся в зависимости от напора частотой вращения, что обеспечивает существенное повышение к.п.д., дополнительной выработки (в генераторном режиме) или экономии (в насосном режиме) электроэнергии, снижает износ гидроэнергетического оборудования, в том числе вызванный кавитационными процессами.
Кроме того, применение регулируемого по частоте АСГД обеспечивает более эффективное использование аккумулирующего бассейна.
Важным достоинством АСМ для ГАЭС является возможность их эффективного использования для автоматического регулирования частоты в энергосистеме, особенно при работе агрегатов в насосном режиме, когда другие возможности регулирования потребляемой гидромашиной мощности ограничены (или даже исключены).
Асинхронизированные синхронные машины известны достаточ-
но давно (например, статья C. Concordia и др., опубликована в 1942 г.). Исследования и разработки АСМ активно проводились и российскими учеными и специалистами (Ботвинник М. М., Мамиконянц Л. Г., Шакарян Ю. Г. и др., ВНИИЭ). В порядке эксперимента и накопления опыта конструирования и эксплуатации на Иовской ГЭС (Кол- энерго) с 1961 г. эксплуатируются два асинхронизированных синхронных гидрогенератора совместной разработки ВНИИЭ, ВЭИ, ВНИИЭМ и НИИ «Электросила» мощностью по 50 МВт; на Бурштынской ГРЭС (Украина) работают два асинхронизированных синхронных турбогенератора мощностью по 200 МВт (первый с 1985 г., второй – с 1991 г.).
За рубежом в последние 15–20 лет наиболее масштабные исследования применения генераторов с изменяемой частотой вращения проведены в Японии. Целью этих исследований являлось получение информации для разработки агрегатов с регулированием частоты вращения для ГАЭС. Серьезная аналитическая работа в этом направлении проводилась в США Бонневилльской энергокомпанией, имеющей четыре ГАЭС с большим диапазоном изменения напора. В результате этих исследований разработана методика выбора частоты вращения, определены ограничения режима работы гидроагрегатов и условий их пуска.
В практическом плане наибольшие успехи в разработке и изготовлении мощных двигателей-генераторов ГАЭС с регулируемой частотой вращения достигнуты японскими фирмами «Toshiba» и «Hitachi». На всех разрабатываемых машинах этих фирм предусматривается регулирование частоты вращения в пределах ±10 %. Исследования, проведенные в Японии, показали, что при этом диапазоне изменения частоты вращения ротора к.п.д. агрегата может возрасти на 6–10 % и выработка электроэнергии – на 8–15 %.
В табл. 16.2 приведены имеющиеся сведения об АСГД, разработанных и изготовленных для ГЭС и ГАЭС Японии.
На ГАЭС Okumino установлены обычные генераторы-двигатели, для которых фирмами «Hitachi», «Toshiba» и «Mitsubishi» изготовлены по два ротора АСМ.
Агрегаты ГЭС Narude используются только в генераторном режиме.
Та б л и ц а 16.2

Энергосистема	Электростанция и номера блоков	Мощность, МВ·А	Год приемки	Фирмаизготовитель
Tokyo EPCo Kansai EPSo Hokkaido EPSo Kansai EPSo Tokyo EPSo Kansai EPSo El. Power Dev. Chubu EPSo El. Power Dev.	Yagisawa, № 2 Narude Takami, № 2 Ohkawachi, № 4 Sabigawa, № 3 Ohkawachi, № 3 Okikuyotsu, № 5 Okumino, № 1–6 Okinawa	85 22 105 395 360 395 345 279 31,5	1990 1987 1993 1993 1995 1995 1996 1996 1997	Toshiba Hitachi Hitachi Toshiba Hitachi Toshiba Hitachi, Toshi- ba, Mitsubishi

В соответствии с возможностью АСГД осуществлять регулирование частоты при работе агрегатов в насосном режиме одной из главных задач японских ГАЭС, имеющих АСМ, является регулирование частоты в сети в период минимальных нагрузок, когда в работе остаются практически только одни базисные электростанции.
Высокая эффективность регулирования режима энергосистемы по активной мощности и частоте с помощью АСГД объясняется тем, что мощность агрегата в данном случае может устанавливаться не только гидравлической машиной (насосотурбиной), но, и это главное, с помощью величины и углового положения потока возбуждения. А эти величины могут изменяться быстро. Постоянная времени такого регулирования составляет не более 100 мс, тогда как для управления насосотурбиной требуется несколько секунд, что определяется инерцией потока воды в трубопроводах и т. п.
В генераторном режиме обратимый гидроагрегат с АСГД может работать в зонах частоты вращения, приближающихся к нижнему пределу. Это позволяет сдвинуть зону возникновения кавитации на рабочем колесе насосотурбины в сторону меньших расходов воды, расширить пределы рабочей зоны в сторону меньших нагрузок и повысить к.п.д. турбины по сравнению с обычной машиной.
Пределы рабочих зон в генераторном режиме агрегатов с АСГД на ГАЭС Ohkawachi составляют от 93 до 280 МВт при напоре 365 м и от 93 до 318 МВт при напоре 415 м. Для обычных машин нижние пределы составляют, соответственно, 150 и 100 МВт.
В двигательном режиме обратимые гидроагрегаты с АСГД этой ГАЭС работают в диапазоне скоростей n_ном ±8,3 %, что позволяет наиболее полно использовать возможности автоматического регулирования частоты в системе. Так как мощность насоса пропорциональна кубу скорости вращения, даже сравнительно узкий диапазон изменения частоты вращения обеспечивает изменение потребляемой мощности в значительных пределах. Пределы рабочих зон в насос- ном режиме агрегатов с АСГД ГАЭС Ohkawachi: от 208 до 400 МВт при напоре 373 м и от 260 до 400 МВт при напоре 422 м. При таком изменении напора мощность в насосном режиме обычной машины изменяется в пределах от 325 до 282 МВт.
При испытаниях агрегата ГАЭС Ohkawachi на скорость реакции АСГД в генераторном режиме изменение мощности со 128 до 160 МВт произошло менее чем за 0,2 с. В отличие от этого, изменения частоты вращения происходили значительно медленнее: она снизилась с 335,2 до 330,7 об/мин за время около 2,0 с, а затем под действием регулятора скорости вернулась к прежнему значению за время около 20 с (с учетом колебаний).
При испытаниях в насосном режиме изменение нагрузки происходило с такой же скоростью, как и в генераторном режиме: изменение мощности с 245 до 326 МВт происходило примерно за 0,2 с, открытие направляющего аппарата сервомотором с 65,6 до 82,6 % – за 15 с, частота вращения при этом изменилась с 347,4 до 366,0 об/мин за 10 с.
Проверка эффективности автоматического регулирования частоты с помощью одного из агрегатов ГАЭС Ohkawachi была проведена при суммарной нагрузке в энергосистеме 11 000 МВт и мощности регулирующих блоков 160 МВт. В первом опыте регулирующая мощность образовывалась тепловыми и гидравлическими блоками обычных станций, во втором – 80 МВт из 160 составляли обратимые гидроагрегаты ГАЭС Ohkawachi с АСМ. В первом опыте вероятность сохранения частоты в пределах 60 ± 0,1 Гц была 96,8 %, во втором (при участии в регулировании АСМ) – 99,7 %.
Стабилизирующее действие работающего АСГД иллюстрирует эксперимент на этой ГАЭС, включавший проведение цикла однофазного АПВ при обычной машине и при наличии АСГД. При отключении и включении фазы «толчком» колебания активной мощности при обычной машине достигали 135 МВт, максимальная величина колебаний при качаниях – 190 МВт, период успокаивающихся качаний составил около 700 мс. Рост реактивной мощности во время паузы АПВ составил 43 Мвар. При работающем АСГД качания активной мощности не превышали 20 МВт, рост реактивной мощности во время паузы АПВ – 41 Мвар.
Использование генератора-двигателя ГАЭС с переменной частотой вращения для регулирования режима электрической сети осуществлено на ГЭС–ГАЭС Vorbach (энергокомпания Badenwerk в Германии), где с июня 1993 г. в качестве регулирующего используется агрегат мощностью 20 МВт с синхронной машиной, питаемой от преобразователя частоты со стороны статора. Работа агрегата в режиме регулирования частоты и активной мощности происходит в периоды минимума нагрузок – от 0 до 7 ч утра. При общем числе часов регулирования в год 1800 экономический эффект за счет отказа от включения дополнительного генератора и устранения возникающих при этом потерь на дополнительную перекачку воды составляет около 100 тыс. долларов ежегодно.
В 1997 г. начато и в 2002 г. закончено строительство ГАЭС Goldisthal в Тюрингии (Германия) мощностью 1060 МВт. Кроме покрытия пиков графика нагрузки эта ГАЭС осуществляет следующие функции:
первичное и вторичное регулирование частоты и напряжения
в сети; снижение потерь при передаче электроэнергии с помощью рабо-
ты агрегатов в режиме СК; использование агрегатов ГАЭС в качестве минутного резерва
при выходе из строя крупного блока в энергосистеме и при восстановлении работы сети VEAG после аварии.
Особенную важность имеют эти функции в свете подключения сети VEAG к общеевропейской системе UCPTE, что резко повысило требования к эффективности автоматического регулирования частоты и напряжения.
Два агрегата этой ГАЭС имеют обычные синхронные электрические машины, работающие с постоянной частотой 333 об/мин, а два других агрегата оборудованы АСГД с регулированием частоты вращения от 300 до 346,6 об/мин. Агрегаты в турбинном режиме регулируются по мощности в пределах от нуля до номинальной с помощью направляющих аппаратов. Агрегаты с изменяемой частотой вращения регулируют потребляемую мощность в насосном режиме в диапазоне 80 МВт. Это позволяет регулировать частоту в сети VEAG в периоды минимальной нагрузки. Кроме того, агрегаты с изменяемой частотой вращения имеют возможность в турбинном режиме повысить к.п.д. турбины на 5 %, что особенно существенно в режиме с частичной нагрузкой.
Другим примером является ГЭС Compuerto в Испании, которая отличается широким диапазоном изменения напора от 102 до 63 м.
ГЭС Compuerto имеет две радиально-осевые турбины с частотой вращения 600 об/мин, которые приводят во вращение два генератора мощностью по 12,5 МВ·А, поставленные компанией «АББ».
Для повышения к.п.д. при переменном напоре генераторы выполнены асинхронизированными, их ротор – с неявновыраженными полюсами, с заложенной в него трехфазной обмоткой, выводимой через контактные кольца и питаемой от преобразователя частоты.
Изменение частоты вращения гидроагрегатов ГЭС Compuerto при выдаче напряжения на частоте 50 Гц предусмотрено в пределах ±10 %, изменение мощности – в пределах (0,65–1,06)Р_ном при регулировании частоты вращения (0,92–1,01)n_ном.
Нетрудно заметить, что в приведенных примерах использования асинхронизированных генераторов и генераторов-двигателей на ГЭС и ГАЭС эти электростанции отличаются высокими напорами и широким диапазоном изменения этих напоров. Возникает естественный вопрос – насколько эффективным может быть применение подобного рода электрических машин на российских ГЭС и ГАЭС, подавляющее большинство которых имеет напоры 100 и менее метров и диапазон изменения напоров составляет 20–30 м?
Для определенности рассмотрим условия Загорской ГАЭС (6 обратимых гидроагрегатов суммарной мощностью 1200 МВт, средний напор составляет 100 м, диапазон изменения напора ±10 м). Реально на ГАЭС установлены синхронные генераторы-двигатели классического исполнения. Оценим ориентировочно, как могли бы измениться показатели этой ГАЭС в случае установки АСМ в предположении, что к.п.д. турбинного и насосного режима повысился на 3 % (напомним, что по опубликованной информации к.п.д. агрегатов на электростанциях с АСМ повышается до 6–10 %).
При повышении к.п.д. соответственно возрастет суточная выработка ГАЭС и уменьшится расход электроэнергии на заряд ГАЭС. За счет этого появится возможность получения дополнительного дохода за счет дополнительной выработки и уменьшения расхода на покупку электроэнергии, затрачиваемой на заряд. Суммарный годовой эффект в условиях тарифов 2007 г. составит около 70 млн рублей (2,6 млн долларов США).
Суммарное удорожание (30 %) АСМ в сравнении с обычными синхронными (9 × 6 = 54 млн долларов) ориентировочно составляет 16,2 млн долларов. Следовательно, срок окупаемости этого удорожания только за счет увеличения к.п.д. на 3 % составит 16,2/2,6 = = 6,2 года, то есть менее 7 лет. Однако, по данным некоторых зарубежных фирм, реальная стоимость асинхронизированных обратимых электрических машин составляет почти двукратную стоимость обычных синхронных генераторов-двигателей.
В соответствии с программой внедрения АСМ планируется ввод мощных асинхронизированных турбогенераторов (АСТГ) на крупных тепловых электростанциях России (табл. 16.3).
Та б л и ц а 16.3

ОЭС	Наименование электростанции	Номер блока	Мощность АСТГ, МВт	Планируемый год ввода
ОЭС Центра	Каширская ГРЭС	3	350	2008
	Рязанская ГРЭС	7	350	2010
	ТЭЦ-21 «Мосэнерго»	11	400	2008
	ТЭЦ-27 «Мосэнерго»	3	480	2007
		4	480	2009
		5	480	2013
ОЭС Урала	Пермская ГРЭС	4	1050	2010
		5	800	2013
	Троицкая ГРЭС	10	800	2010
		11	800	2011
	Ириклинская ГРЭС	9	400	2010
	Кармановская ГРЭС	2	510	2013
		3	510	2014

Кроме того, с 1992 г. успешно работают АСТГ мощностью 200 МВт на Гусиноозерской ГРЭС в Бурятии и с 2003 г. АСТГ мощностью 110 МВт на ТЭЦ-22 «Мосэнерго».
Кроме увеличения к.п.д. и получения очевидного экономического эффекта, применение АСГД позволяет получить существенный технический эффект за счет увеличения диапазона регулирования активной мощности (частоты) и реактивной мощности как в турбинном, так и насосном режиме, а также увеличения быстродействия регулирующих функций. Ввиду отсутствия методик расчета рыночной стоимости этих услуг определить экономический эффект от расширения технических функциональных возможностей ГАЭС с АСГД пока не представляется возможным. Остается надеяться, что с развитием рынка системных услуг такие методики появятся.