Исследование параллельной работы синхронных и асинхронизированных турбогенераторов на тепловых электростанциях тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.14.02, кандидат технических наук Сокур, Павел Вячеславович

• Сокур, Павел Вячеславович
• кандидат технических наук
• 2004

Оглавление диссертации кандидат технических наук Сокур, Павел Вячеславович

Введение.

Глава 1. Обзор методов и результатов исследований, разработки и промышленной эксплуатации асинхронизированных турбогенераторов.

1.1 Обзор исследований и разработок в области асинхронизированных турбогенераторов.И

1.2 Структура А СТГ.

1.3 Основные технические характеристики и параметры выпускаемых и разработанных АСТГ.

1.4 Надежность работы асинхронизированного турбогенератора.

Глава 2. Разработка математической модели электрической схемы электростанции.

2.1 Постановка задачи.

2.2 Модель асинхронизированного турбогенератора.

2.3 Модель системы возбуждения асинхронизированного турбогенератора.

2.4 Модель синхронного турбогенератора.

2.5 Модель системы возбуждения синхронного турбогенератора.

2.6 Модель регулятора турбины.

2.7 Модель простейшей электрической схемы электростанции.

2.8 Универсальная модель электрической схемы электростанции.

Глава 3. Установившиеся режимы работы асинхронизированного турбогенератора (на примере ТЭЦ-22 Мосэнерго).

3.1 Постановка задачи.

3.2 Установившиеся режимы работы электростанции.

3.3 Установившиеся режимы работы электростанции при работе АСТГ в асинхронном режиме.

Глава 4. Исследование динамической устойчивости электростанции с параллельно работающими синхронными и асинхронизированными турбогенераторами.

4.1 Постановка задачи.

4.2 Динамическая устойчивость электростанции в упрощенной схеме.

4.3 Динамическая устойчивость электростанции в электрической схеме, приближенной к реальной.

4.3.1 Динамическая устойчивость электростанции (на примере ТЭЦ-22 «Мосэнерго»).

4.3.2 Динамическая устойчивость электростанции при работе АСТГ в асинхронном режиме.

Глава 5. Оптимизация алгоритмов, структуры и настроек системы управления АСТГ.

5.1 Постановка задачи.

5.2 Резервные режимы работы асинхронизированного турбогенератора.

5.2.1 Исходный режим работы - асинхронизированный (АСГ).

5.2.2 Исходный режим - асинхронный (АГ).

5.2.3 Исходный режим синхронный с двумя обмотками возбуждения (СГ2)

5.2.4 Исходный режим синхронный с одной обмоткой возбуждения (СГа или СГЧ).

5.2.5 Предлагаемые алгоритмы и рекомендации.

5.3 Компьютерный стенд для наладки регуляторов возбуждения синхронных и асинхронизир о ванных турбогенераторов.

5.3.1 Разработка стенда.

5.3.2 Реверс тока в системе возбуждения турбогенератора ТЗФА-110.

5.4 Влияние выбора опорного сигнала напряжения на динамическую устойчивость АСТГ.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Исследование параллельной работы синхронных и асинхронизированных турбогенераторов на тепловых электростанциях»

Актуальность темы. Во многих энергосистемах России существует проблема необходимости снижения высоких уровней напряжения в электрических сетях. Повышение уровней напряжения обусловлено рядом причин: неравномерностью графиков нагрузки в течение суток и времен года, наличием слабо загруженных высоковольтных линий электропередачи, недостаточной степенью компенсации реактивной мощности в электрических сетях.

Эту проблему приходится решать не только для энергообъединений и энергосистем с протяженными линиями электропередачи, но и для крупных концентрированных энергосистем, характеризующихся большим количеством преимущественно тепловых электростанций, связанных между собой и с потребителями развитыми воздушными и кабельными электрическими сетями. Такие системы обладают значительной общей электрической емкостью по отношению к земле и между фазами линий электропередач. Характерным примером концентрированной энергосистемы является система «Мосэнерго».

Длительное повышение напряжения сверх допустимого на трансформаторах и автотрансформаторах, шунтирующих реакторах, ограничителях перенапряжений и других видах оборудования приводит к резкому сокращению срока службы этого оборудования и росту аварийности, а также снижает надежность работы генераторов электростанций.

Регулирование напряжения (реактивной мощности) в системообразующих сетях ЕЭС России осуществляется:

• автоматическими регуляторами возбуждения синхронных генераторов (СТГ), на электростанциях;

• синхронными и статическими тиристорными компенсаторами на подстанциях;

• шунтирующими реакторами (ШР), трансформаторами с регулированием напряжения под нагрузкой (РПН), батареями статических конденсаторов (БСК);

Использование ШР, РПН, БСК, позволяет компенсировать избыточную реактивную мощность не плавно, а ступенчато. Кроме того, такое регулирование осуществляется на практике, как правило, эпизодически из-за недостаточного коммутационного ресурса воздушных выключателей, а также низкой надежности РПН.

Для снижения напряжения используются даже такие крайние меры, как отключение системообразующих линий электропередачи, что существенно снижает надежность работы энергосистем и поэтому не может быть рекомендовано в качестве средства нормализации уровней напряжения в электрических сетях. Кроме того, во многих случаях это мероприятие не дает достаточного эффекта.

Синхронные турбо- и гидрогенераторы способны в определенных пределах регулировать реактивную мощность, однако эти пределы ограничены. В турбогенераторах старых серий потребление реактивной мощности (работа в режиме недовозбуждения) существенно ограничено (иногда исключено). Это ограничение связано с нагревом и механическими усилиями в торцевых зонах статоров, в частности в крайних пакетах сердечника, и с условиями устойчивости. В турбогенераторах новых серий, например, серии ТЗВ производства ОАО «Электросила», проблемы нагрева и механики торцевых зон решены, но сохраняются ограничения по обеспечению устойчивости.

Перевод турбогенераторов электростанций в режим потребления реактивной мощности снижает надежность работы энергосистем и создает опасные условия работы турбогенераторов электростанций вследствие перегревов и разрушения торцевых зон статоров. Так, в 1993-2002 г.г. были повреждены турбогенераторы на Конаковской, Каширской, Гусиноозерской, Ириклинской, Реф-тинской и др. ГРЭС и ТЭЦ, работающих в режимах потребления реактивной мощности.

Таким образом, проблема нормализации и регулирования уровней напряжения в электрических сетях энергосистем не может быть кардинально решена при использовании в энергосистеме только традиционных синхронных турбогенераторов. Необходимо либо дополнительная установка в сетях устройств регулирования реактивной мощности (статических или электромашинных), либо применение на электростанциях, кроме СТГ, специальных турбогенераторов, способных устойчиво работать в режимах выдачи и глубокого потребления реактивной мощности.

Общая мощность турбогенераторов, установленная на тепловых электростанциях России составляет 150 ГВт (около 1200 машин), при этом около 55% турбогенераторов практически выработали установленный стандартами минимальный срок службы (25-30 лет). Наметившееся оживление промышленного производства в стране и ожидаемый в этой связи рост электрических нагрузок требует неотложных мер по замене в ЕЭС России физически изношенного оборудования. При замене необходимо учитывать прогресс в генераторостроении и внедрять оборудование с качественно новыми техническими характеристиками. Сюда, в частности, относятся асинхронизированные турбогенераторы (АСТГ), которые благодаря своим техническим возможностям допускают многоцелевое применение.

АСТГ могут быть использованы не только для получения электроэнергии (генератор), но и способны одновременно выполнять роль источников реактивной мощности с большим регулировочным диапазоном (компенсатор), особенно в сторону ее потребления.

Асинхронизированные генераторы являются уникальной отечественной разработкой, начатой во ВНИИЭ более 40 лет назад по идее и под общим научным руководством проф. Ботвинника М.М. и его последователя проф. Шакаря-ном Ю. Г. Большой вклад в теорию и практику АСТГ внесли исследования, выполненные отечественными учеными Блоцким H.H., Мамиконянцем Л.Г., Jla-бунцом H.A., Кузьминым В.В. и др.

Первый в мировой практике АСТГ мощностью 200 МВт был разработан и изготовлен в 1985 г. на НПО «Электротяжмаш» и был установлен на Бурштын-ской ГРЭС (Львовэнерго, Украина) [1-3]. В 1990 г. на той же ГРЭС был введен в эксплуатацию второй такой же турбогенератор. Генераторы надежно эксплуатируются в режимах выдачи и глубокого потребления реактивной мощности, обеспечивая оптимальные режимы по напряжению.

Разработаны рекомендации по применению АСТГ в энергосистемах [4].

К настоящему времени ОАО «Электросила» разработаны технические проекты АСТГ типа ТЗВА мощностью 110-320 МВт с полностью водяным воздушным охлаждением [5]. Изготовлен первый промышленный образец АСТГ с полностью воздушным охлаждением типа ТЗФА-110-2УЗ мощностью 110 МВт.

Применение АСТГ на ТЭЦ и ГРЭС ОАО «Мосэнерго» отмечено в приказе №476 от 04.07.2002 (Приложение 1), согласно которому АСТГ должны быть установлены на 9 энергоблоках, а первый типа ТЗФА-110-2УЗ установлен и введен в опытно-промышленную эксплуатацию на блоке №8 ТЭЦ-22 г. Москвы в декабре 2003 года.

Приказом №672 от 29.11.2002 (Приложение 2) по РАО «ЕЭС России» рекомендовано применение АСТГ на 18 тепловых электростанциях России.

В ближайшее время ожидается внедрение нового типа генерирующего оборудования во многие энергосистемы России.

Проведенные до настоящего времени исследования были направлены в основном на сопоставительный анализ работы АСТГ в простейших схемах. Параллельная работа АСТГ между собой и СТГ в условиях электростанции практически не исследовалась.

Цели и задачи работы.

Целью работы является дальнейшее развитие теории и практики использования АСТГ при совместной эксплуатации с синхронными турбогенераторами на тепловых электростанциях. Конкретно в работе решаются следующие основные задачи:

1. Разработка математической модели электрической схемы электростанции, алгоритмов и компьютерной программы для исследований установившихся и переходных процессов параллельно работающих АСТГ и СТГ.

2. Анализ установившихся и аварийных режимов, динамической устойчивости и качества переходных процессов совместно работающих на электростанции АСТГ и СТГ.

3. Разработка рекомендаций по структуре системы возбуждения, алгоритмам и настройкам системы управления, рекомендации по ведению режимов работы АСТГ на тепловых электростанциях.

Основные методы научных исследований.

Для решения поставленных задач использовались: теория электромеханических переходных процессов, аналитические методы анализа переходных и установившихся процессов в электроэнергетических системах, методы математического и физического моделирования, теория и практика программирования на ПЭВМ, экспериментальные исследования на цифровых и электродинамических моделях, стендовые и натурные испытания.

При решении ряда задач учтены также результаты ранее проведенных экспериментальных исследований АСТГ на Бурштынской ГРЭС (Украина).

Все вычисления и графические построения производились на ПЭВМ с применением следующих пакетов программ: Matlab 6.1, MathCad 2000, Word 2000, Excel 2000, Watcom С 11.0. Адекватность моделей подтверждена данными, полученными на испытательном стенде завода «Электросила», на физической модели «НИИПТ», при опытно-промышленной эксплуатации генератора ТЗФА-110 на ТЭЦ-22 «Мосэнерго».

Научная новизна

1. Разработана универсальная математическая модель АСТГ, алгоритмы и программное обеспечение, отличающиеся:

• возможностью проведения расчетов установившихся и переходных процессов генератора с различными структурами систем возбуждения и управления;

• учетом ограничений токов возбуждения на заданном уровне;

• возможностью вариации электромагнитных параметров обмоток ротора;

• законченной блочной структурой, позволяющей иметь требуемое количество моделей АСТГ в итоговой модели;

• наличием системы управления и коммутационных аппаратов, позволяющих проводить переходы из штатного асинхронизированно-го режима в резервные и обратно.

2. Разработана математическая модель электрической схемы электростанции, содержащей СТГ и АСТГ, трансформаторы и автотрансформаторы, местную нагрузку и другое оборудование. Алгоритмы и программное обеспечение позволяют исследовать параллельную работу СТГ и АСТГ в установившихся и переходных режимах.

3. Получены сопоставительные результаты оценки запасов динамической устойчивости генераторов электростанции при параллельной работе СТГ-СТГ и СТГ-АСТГ.

4. Выполнена оптимизация структуры системы возбуждения, алгоритмов и настроек системы управления АСТГ при параллельной работе с СТГ.

Практическая значимость работы и ее реализация.

1. Результаты расчетов статических и динамических режимов работы турбогенератора использованы на ОАО «Электросила» при проектировании турбогенератора ТЗФА-110.

2. Алгоритмы и настройки системы управления АСТГ использованы при разработке системы возбуждения типа СТС-Р-2П-125-2600-УХЛ4 и автоматического регулятора возбуждения типа АРВ-МА на ОАО «Электросила».

3. Разработаны рекомендации по ведению режимов турбогенератора ТЗФА-110 блока №8 ТЭЦ-22 ОАО «Мосэнерго».

4. Разработан и изготовлен компьютерный стенд для наладки регулятора возбуждения АСТГ. На компьютерном стенде определены оптимальные коэффициенты усиления и постоянные времени для регулятора типа АРВ-МА в условиях работы блока №8 ТЭЦ-22 ОАО «Мосэнерго».

5. Результаты исследований установившихся и переходных режимов работы генератора ТЗФА-110 использованы при разработке программы испытаний генератора на стенде завода и программы пусковых испытаний генератора на блоке №8 ТЭЦ-22 ОАО «Мосэнерго»

Основные положения, выносимые на защиту.

1. Универсальная математическая модель АСТГ, включающая уравнения демпферных контуров генератора, и программное обеспечение, позволяющие выполнять расчеты статических и динамических режимов генератора с различными структурами системы возбуждения, при вариации алгоритмов и настроек системы управления, с учетом действия регулятора турбины.

2. Математическая модель электрической схемы электростанции, содержащей группы параллельно включенных турбогенераторов СТГ и АСТГ, скоммутированных на шины разных классов напряжения, трансформаторы и автотрансформаторы, местную нагрузку и другое оборудование. Алгоритмы и программное обеспечение для проведения исследований режимов работы такой электростанции. Методология построения таких моделей электростанции.

3. Структура и алгоритмы управления системы возбуждения и управления АСТГ, позволяющие увеличить надежность эксплуатации генератора и улучшить качество электромеханических переходных процессов при совместной работе с СТГ.

4. Рекомендации по ведению режимов АСТГ на основе результатов расчетов установившихся и переходных процессов АСТГ при совместной работе с СТГ в условиях реальной электростанции.

Апробация работы.

Результаты работы были доложены и обсуждены на:

- VI симпозиуме «Электротехника - 2010» (Москва, 2001 г.)

- симпозиуме ЭЛМАШ-2002 (Москва, 2002 г.)

- международной конференции «Электромеханические и электромагнитные преобразователи энергии и управляемые электромеханические системы» (Екатеринбург, 2003 г.)

- научно-практическаой конференции «Электроэнерго-2002» (Санкт-Петербург, 2003 г.)

- VII симпозиуме «Электротехника - 2010» (Москва, 2003 г.)

- II научно-технической конференции молодых специалистов электроэнергетики (Москва, 2003 г.)

Публикации.

Основные положения и результаты работы опубликованы в 11 статьях [ 121 -131 ], в отчетах по НИР и НИОКР.

Объем и структура диссертации.

Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения, списка литературы (131 наименование) и 9 приложений. Объем работы включает 145 страниц текста, 10 таблиц, 64 рисунка.

Заключение диссертации по теме «Электростанции и электроэнергетические системы», Сокур, Павел Вячеславович

Основные результаты работы заключаются в следующем:

1. Разработана модель электрической схемы электрической станции с блоками генераторов (СТГ и АСТГ), скоммутированных на шины различного напряжения (110, 220, 500 кВ), учитывающая наличие трансформаторов, автотрансформаторов, синхронных компенсаторов, внутренние и внешние связи, местную нагрузку. Модель позволяет исследовать процессы, протекающие при параллельной работе синхронных и асинхронизиро-ванных турбогенераторов по схеме замещения, наиболее полно отображающей реальную электрическую схему соединений.

2. Модель АСТГ с несимметричной (в общем случае) структурой обмоток возбуждения, с трехконтурной схемой замещения массива ротора и демпферной обмотки, позволяет проводить исследования любых типов АСТГ. Введены блоки, позволяющие исследовать условия оперативного и аварийного переходов в асинхронный режим и обратный переход из асинхронного режима в режимы с возбуждением. Предусмотрена работа АСТГ с возбуждением по одной оси с переходом на синхронный принцип управления, а также работа с возбуждением по двум осям и синхронным принципом управления.

Модель турбины, позволяет проводить разгрузку турбины по произвольно заданному графику.

3. На основе разработанной методологии блочная модель электростанции может быть усложнена наращиванием типовых блоков или наоборот упрощена, что позволяет достаточно быстро создать модель практически любой реальной электростанции.

4. Разработанная математическая модель электростанции и программное обеспечение позволяют:

• проводить расчеты исходных установившихся режимов;

• проводить расчеты динамической устойчивости при различных видах возмущений (сброс/наброс нагрузки; короткие замыкания на шинах станции, в местах присоединения местной нагрузки);

• оценить работу генератора (генераторов) при авариях в системах возбуждения и управления;

• проводить ручное или автоматическое изменение структуры АСТГ;

• проводить ручное или автоматическое переключение регулятора АСТГ с асинхронизированного принципа управления на синхронный и обратно.

5. Расчет установившихся режимов работы асинхронизированного турбогенератора на примере турбогенератора типа ТЗФА-110 в условиях ТЭЦ-22

Мосэнерго» показал, что наличие АСТГ в составе электростанции позволяет решать задачи по регулированию напряжения в энергосистеме и расширить регулировочный диапазон станции по напряжению.

6. Рекомендуется использовать асинхронный режим в ночные часы, когда на электростанциях наблюдается спад активной нагрузки и возрастание уровней напряжения. Работа АСТГ в асинхронном режиме позволяет проводить профилактические работы на системе возбуждения, а также увеличить срок ее службы.

7. При работе АСТГ в режимах недовозбуждения (потребления реактивной мощности) на шинах собственных нужд напряжение как правило понижено. Поэтому, для нормального функционирования оборудования собственных нужд рекомендуется использование автоматического регулирования РПН трансформатора.

8. Проведенные исследования динамической устойчивости электростанции с параллельно работающими синхронными и асинхронизированными турбогенераторами на примере ТЭЦ-22 «Мосэнерго» показали, что асин-хронизированный турбогенератор динамически устойчив как в режимах выдачи, так и глубокого потребления реактивной мощности.

При параллельной работе с синхронными турбогенераторами АСТГ обеспечивает повышение пределов динамической устойчивости СТГ за счет их перевода в зону с большей выдачей реактивной мощности, а также за счет более быстрого восстановления напряжения на шинах станции.

9. Предложенные алгоритмы по переходу АСТГ из штатного режима работы в резервные и обратно позволили улучшить качество переходных процессов, а также увеличить надежность работы генератора.

Исследования аварийных режимов работы позволили сформулировать рекомендации для разработки регулятора возбуждения АРВ-МА и эксплуатации АСТГ на электростанциях.

10.Разработан компьютерный стенд для наладки микропроцессорных регуляторов возбуждения синхронных и асинхронизированных турбогенераторов. Работая в реальном времени и имитируя работу электростанции, содержащей СТГ и АСТГ стенд позволяет:

• проводить настройку коэффициентов усиления и постоянных времени для условий конкретного применения;

• проводить отладку программного обеспечения микропроцессорных систем управления в замкнутой схеме регулирования;

• сократить финансовые затраты и время необходимые для наладки микропроцессорных систем управления;

• проводить тестирование микропроцессорных систем управления без риска повреждения дорогостоящего силового оборудования.

11 .Показано что, реверсивная система возбуждения должна оснащаться датчиком состояния тиристоров, что обеспечивает минимальное время переключения с положительного моста на отрицательный (и наоборот).

При использовании алгоритма переключения мостов по контролю тока, максимально допустимое время бестоковой паузы при реверсе (по условию динамической устойчивости) составляет 60 мс.

12. В качестве опорного сигнала для регулятора возбуждения, реализующего асинхронизированный принцип управления, рекомендуется использовать напряжение шин станции (со стороны высшего напряжения блочного трансформатора).

Заключение

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Сокур, Павел Вячеславович, 2004 год

1. Здановский В.Г., Миняйло A.C., Крывый В.В., Крысюк Л.Н., Марченко В.Г. Опыт эксплуатации асинхронизированного турбогенератора АСТГ-200. Электрические станции, №1,1993, стр.37-41.

2. Методические рекомендации по применению асинхронизированных турбогенераторов на реконструируемых, расширяемых и вновь строящихся электростанциях разных типов. М.: РАО ЕЭС России, 1996

3. Кади-Оглы И.А., Антонов Ю.Ф., Данилевич О.Я. Асинхронизированные турбогенераторы разработки АО «Электросила». Сб. «Электросила».— Санкт-Петербург, 2000 г., вып. 39, с. 139-141.

4. Ботвинник М.М. Асинхронизированная синхронная машина. М.-Л.: Гос-энергоиздат, 1960, 70 с.

5. Шакарян Ю.Г. Асинхронизированные синхронные машины. М.: Энерго-атомиздат, 1984, 192 с.

6. Ботвинник М.М., Шакарян Ю.Г. Управляемая машина переменного тока. -М.: Наука, 1969, 140 с.

7. Блоцкий H.H., Мурзаков А.Г. Регулируемый асинхронизированный синхронный привод собственных нужд станции. "Электрические станции", 1973, №10, с. 33-36.

8. Ю.Филичев О.Н. Исследование режимов работы асинхронизированного синхронного гидрогенератора в электроэнергетической системе. Авто-реф. дисс. на соиск. уч. ст. канд. техн. наук. Ленинград, 1978.

9. П.Зархи М.И., Гурьянов С.И. и др. Промышленные испытания асинхронизированного синхронного генератора мощностью 50 МВ-А. "Электричество", №4, 1973, с. 81-83.

10. Кислогубская приливная электростанция. Ред. Бронштейн Л. Б. М.: Энергия, 1972, 26 с.

11. F.P. de Mello, L.N. Hannett. Large scale induction generators for power systems. IEEE Trans. Power Appar. and Syst., 1980.

12. Н. Umida, N. Sato, Y. Hayashi. Induction generator connected to a utility network through DC-link converters. Electrical Engeneering in Japan, 1985, v.105, №2, p. 86-95.

13. Фазылов Х.Ф., Аллаев K.P. Анализ режимов электрической системы при совместной работе синхронных и асинхронных генераторов. Изв. АН СССР. "Энергетика и транспорт", 1980, №3, с. 97.

14. Фазылов Х.Ф., Аллаев К.Р. Технико-экономические показатели крупных асинхронных турбогенераторов. Известия АН СССР. "Энергетика и транспорт", 1981, №6, с. 22.

15. Аллаев К.Р., Ан А.Ф. Динамическая устойчивость электропередачи с асинхронными турбогенераторами. Известия АН УзССР: 1988, №4, с. 2126.

16. Мамиконянц Л.Г., Шакарян Ю.Г., Асанбаев В.Н., Чевычелов В.А., Лабу-нец И.А. Технико-экономические аспекты применения в энергосистемах асинхронизированных турбогенераторов. "Институтут электродинамики АН УССР. Препринт", Киев: 1989, №588, 46 с.

17. Синхронные генераторы. Обзор докладов на XXIII сессии СИГРЭ 1970г. Сост. Глебов И.А., Мамиконянц Л.Г., М., Энергия, 1972, 111 с.

18. Минато Масахиро, Санэмацу Тосихиро. Разработка гидрогенератора с переменной частотой вращения. "Дэнки гаккай дзасси", 1987, 107, №3, р. 205-212.

19. A.H.M.A. Rahim. Stabilising controls for a doublifed synchronous-induction mashine. IEEE Transactions on Energy Convertion, 1988, v.3, №4, p. 799-805.

20. Samia M. El-Hakim. Transient performance of the self-dual excited synchronous machine.

21. S.E. Abo-Shady, F.I. Ahmed, B.M. El-Hakim. Analises of self-dual excited synchronous machine. Part 2. IEEE Trans, on Energe Conv., 1988, Vol.3, №2, p. 315-322.

22. S. Takata, R. Ueda, H. Hara, Y. Kumamoto. An excitation control for 2-axes synchronous generator.

23. Hayashi S. Ft. Al. Development of adjustable speed generator. CIGRE, 1988, № 11-03.

24. Soper J.A., Jams L.W., Comvay A.C., Miller T. Dual axis excitation and control of synchronous turbo-generators. CIGRE, 1970, 11-01.

25. Брынский E.A. Электромагнитные поля и тепловые процессы в массивных роторах крупных электрических машин переменного тока. Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук, Ленинград, 1983.

26. Шапиро Л. Я., Исембергенов Н. Т. Потери от вихревых токов в сердечниках роторов асинхронизированных синхронных машин. Электричество, 1980, №3, с. 50-53.

27. Постников В.И. Исследование параметров и концевых эффектов в мас-сивнороторных асинхронных машинах. Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук, Киев: 1975.

28. Васьковский Ю.Н. Разработка вопросов проектирования мощных асинхронных турбогенераторов. Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук, Киев: 1975.

29. Саратов В.А. Разработка методики расчета асинхронных режимов синхронных и асинхронизированных турбогенераторов. Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук, Киев: 1983.

30. Асанбаев В.Н., Саратов В.А. Особенности методики расчета параметров и характеристик машин с массивным ротором. "Электромашинные и машинно-вентильные источники импульс, мощности. Тезисы докладов научно-технической конференции" Томск: 1987, с. 21-22.

31. Brady F.I. A mathematical model for the doubly-fed wound rotor generator. IEEE Trans. Power Appar. and Syst., 1984, 103, №4, p. 798-802 (англ.)

32. Лабунец И.А., Лохматов А.П., Шакарян Ю.Г. Режимы работы, статические и динамические характеристики асинхронизированных турбогенераторов. Препринт АН УССР институт электродинамики. Киев, 1987, 45 с.

33. Глухивский Л.И., Перхач О.В., Перхач Т.В. Численное моделирование установившихся асинхронных режимов асинхронизированного турбогенератора на основе расчета поля. "Техническая электродинамика" Киев: 1988,23 с.

34. Лохматов А.П. Характеристики и режимы работы асинхронизированного турбогенератора. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. М: 1982, 191 с.

35. Кабанов П.С., Мамиконянц Л.Г. , Шакарян Ю.Г. и др. Режимы работы, статические и динамические характеристики асинхронизированных турбогенераторов. Электрические станции, 1983, № 10, с. 41-45.

36. Лабунец И.А., Шакарян Ю.Г., Лохматов А.П., Кривушкин Л.Ф., Чевыче-лов В.А. Установившиеся режимы работы асинхронизированного турбогенератора. Электричество, 1981, № 3, с. 23-28.

37. Цвилий С.Л. Асинхронизированный турбогенератор со скользящим ротором. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. Киев: 1985.

38. Крысюк Л.Н., Марченко В.Г., Богославский Ю.М. и др. Испытания асинхронизированного турбогенератора в режимах скольжения ротора. Электрические станции, 1991, №3, с. 57-60.

39. Кузьмин В. В. и др. Определение рекомендуемого номинального скольжения асинхронизированного турбогенератора мощностью 220 МВт. -Электротехника, 1989, №4, с. 72-74.

40. Прокофьев Ю.А., Цвилий СЛ. Влияние погрешности в измерении скольжения на режим работы асинхронизированного турбогенерато-ра.'Техническая электродинамика", Киев: 1984, 12 с. (Рукопись деп. в Информэлектро).

41. Прокофьев Ю.А., Цвилий C.JL Исследование статической устойчивости управляемых машин переменного тока методом коэффициентов демпферного и синхронного моментов. «Техническая электродинамика», Киев, 1984, 21 с. Деп. в Информэлектро.

42. Важнов А. И. Статическая устойчивость асинхронной машины с роторным возбуждением. Известия вузов СССР. "Электротехника", 1959, №12.

43. Прокофьев Ю. А., Цвилий СЛ. Влияние погрешности в измерении скольжения на границы статической устойчивости асинхронизированного турбогенератора. "Регулир. асинхрон. двигат.", Киев: 1988, с. 137-142.

44. Постников И.М., Финк А.Ф., Виштак Т.В. Статические режимы регулирования двухосных синхронных турбогенераторов. Техническая электродинамика, 1984, №6, с. 66-73.

45. Лабунец И.А., Лебедева Т.В., Лохматов А.П., Шакарян Ю.Г., Шапиро Б.Л. Динамическая устойчивость АС-турбогенераторов с различными структурами системы возбуждения. Известия АН СССР. «Энергетика и транспорт», 1986, №3, с. 3-11.

46. Каспаров Э.А., Фези-Жилинская М.С., Зозулин Ю.В. Динамическая устойчивость турбогенераторов с управляющей поперечной обмоткой на роторе. Электрические станции, 1988, №4, с. 47-54.

47. Шапиро Б.Л., Лабунец И.А. Аналитический метод приближенной оценки пределов динамической устойчивости асинхронизированных генераторов. Тезисы докладов V Всесоюзной научно-технической конференции

48. Динамические режимы работы электрических машин и электроприводов", ч. 2, Каунас: 1988, с. 46-47.

49. Рагозин A.A., Плешкова Т.А. Динамическая устойчивость асинхронизи-рованных турбогенераторов с учетом массива ротора в различных режимах их работы. Кировский политехнический институт. Киров: 1988. 57 с. (Рукопись деп. в Информэнерго).

50. Шапиро Л.Я., Лохматов А.П. Структуры регулирования асинхронизиро-ванного синхронного турбогенератора. Труды МЭИ, выпуск 529, с.53-59.

51. Лабунец И.А., Лохматов А.П., Марков В.А., Стрюцков В.К., Шакарян Ю.Г. Автоматический регулятор возбуждения для асинхронизированных турбогенераторов. Электрические станции, №7, 1985.

52. Шапиро Б.Л. Режимы асинхронизированных турбогенераторов при отказах в системе возбуждения, разработка мероприятий по повышению их живучести. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. Москва, 1986 г.

53. Лабунец И. А., Лебедева Т. В. , Лохматов А. П. и др. Обеспечение живучести асинхронизированных турбогенераторов. Электротехническое производство, 1990, №11, с. 3-5.

54. Лабунец И.А., Лохматов А.П., Шакарян Ю.Г., Шапиро Б.Л. Переходные процессы в асинхронизированных турбогенераторах при авариях в системах возбуждения и управления. Препринт АН УССР институт электродинамики. Киев, 1987, 48 с

55. Лабунец И. А., Лохматов А. П., Пиковский А. В., Шакарян Ю. Г., Шапиро Б. Л. Переходные процессы в асинхронизированном турбогенераторе при отказах возбудителя. Электрические станции, 1984, №11, с. 51-53.

56. Лабунец И. А., Лохматов А. П., Шапиро Б. Л. Переходные процессы при послеаварийном восстановлении системы возбуждения АС-турбогенераторов. Электрические станции, 1985, №10, с. 38-40.

57. Карпман Д. Б. Характеристики асинхронизированного турбогенератора. Ин-т электродинам. АН УССР. Препр., 1984, №317, 23 с.

58. Ибадов О. И., Володарский Л. Г., Лохматов А. П., Шапиро Б. Л., Кузьмин В. В., Каплунов В. Б., Кошелев В. В. Исследование характеристик турбогенератора АСТГ-200-2УЗ в неуправляемых асинхронных режимах. Электрические станции, 1988, №7, с. 69-74.

59. Карпман Д.Б. Методика расчета и конструкция ротора асинхронизированного турбогенератора. Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук. Киев, 1985.

60. Лабунец И.А., Лохматов А.П. Эффективность работы генераторов с продольно-поперечным возбуждением в установившихся режимах. Электричество, 1981, №6, с. 18-22.

61. Асанбаев В.Н., Финк А.Ф. Анализ эффективности двухфазных роторов асинхронизированных турбогенераторов. "Регулир. асинхрон. двигатели", Киев: 1988, с. 78-82.

62. Постников И.М., Карпман Д.Б., Асанбаев В.Н. Выбор типа обмотки ротора асинхронизированного турбогенератора. Техническая электродинамика, 1984, №1, с. 65-69.

63. Смородин В.И., Кузьмин В.В., Черемисов И.Я., Крамарский В.А., Ракогон В.Г., Каплунов В.Б. Уточнение тепловентиляционных параметров крайних пакетов статора АСТГ-200. Техническая электродинамика, 1988, №1, с. 64-68.

64. Блоцкий H.H., Ботвинник М.М. и др. Применение электрических машин с продольно-поперечным возбуждением в электроэнергетике. Сборник научных трудов ВНИИЭ "Повышение экономичности и надежности энергосистем", М., Энергоатомиздат, 1984, с. 10-16.

65. Соколов Н.И., Каспаров Э.А. Режимы работы и устойчивость турбогенераторов с управляющей поперечной обмоткой на роторе. Электричество, 1983, №11, с.7-12

66. Пинчук Н.Д., Дегусаров Ю.А. Новые разработки ОАО "Электросила" электрооборудования для электростанций. Электрические станции, 2000, №10, с.38-43

67. Дмитриева Г.А., Макаровский С.Н., Поздняков А.Ю., Хвощинская З.Г., Лабунец И.А., Лохматов А.П., Шакарян Ю.Г. Перспективы примененияасинхронизированных турбогенераторов в европейской зоне ЕЭС России. Электрические станции, №8,1997, стр.35-43.

68. Лабунец И.А., Лохматов А.П., Шакарян Ю.Г. ,Дмитриева Г.А., Макаров-ский С.Н., Хвощинская З.Г. Эффективность применения асинхронизир-ванных турбогенераторов в ЕЭС России. Вестник ВНИИЭ 98, 1999, стр.12-19.

69. Чевычелов В.А. Особенности управления режимами электростанций с асинхронизированными турбогенераторами. "Энергетика и электрификация" (Киев), 1987, №2, с. 27-31.

70. Козлов В. С. , Лабунец И. А., Чевычелов В. А. , Чуйко Е. Н. Динамическая устойчивость электростанций, содержащих асинхронизированные синхронные турбогенераторы. Электрические станции, 1990, N9, с. 11-13.

71. Кириенко Б.Г., Логинов А.Г., Фадеев A.B. Новое поколение статических систем возбуждения турбо- и гидрогенераторов. Сб. «Электросила», Санкт-Петербург, 2000 г., вып. 39.

72. Кади-Оглы И.А., Антонов Ю.Ф., Брагин В.Б. и др. Серия турбогенераторов с полным водяным охлаждением. Сб. «Электросила», Санкт-Петербург, 2000 г., вып. 39.

73. Электрические машины: Обзор докладов Международной конференции по большим электрическим системам. Сост.: Глебов И.А., Мамиконянц Л.Г. М.: Энергоатомиздат, 1984. 104 с.

74. Пособие для изучения Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей (электрическое оборудование). М.:НЦ Энас, 2002, 356 с.

75. Макаровский С.Н., Хвощинская З.Г. Технико-экономический аспект применения асинхронизированных турбогенераторов. Электрические станции, 2002, №2, с.52-58

76. Блоцкий H.H., Мамиконянц Л.Г., Шакарян Ю.Г. Исследование и применение асинхронизированных машин в электроэнергетических системах, Электричество, 1985, №12, с. 1-6.

77. Лазарев Ю.Ф. MatLab 5.x. К.: Издательская группа BHV, 2000. - 384 с.

78. Дьяконов В., Круглов В. Математические пакеты расширения Matlab. Специальный справочник. СПб.: Питер, 2001. - 480 с.

79. Дьяконов В.,. Круглов В. Matlab. Анализ, идентификация и моделирование систем. Специальный справочник. — СПб.: Питер, 2002. 448 с.

80. Гультяев А.К. Matlab 5.2. Имитационное моделирование в среде Windows. СПб.: Корона принт, 1999. - 288 с.

81. Дьяконов В.П. Matlab 6/6.1/6.5+Simulink 4/5. Основы применения. Полное руководство пользователя. М.: Солон-пресс, 2002 — 768 с.

82. Fernando L. Alvarado. Solving Power Flow Problems with a Matlab Implementation of the Power System Applications Data Dictionary. Proceedings of the 32nd Hawaii International Conference on System Sciences, 1999.

83. Горев A.A. Переходные процессы синхронной машины. Л.: Наука, 1985.-502 с.

84. Лайбль Т. Теория синхронной машины при переходных процессах. М.-Л: Госэнергоиздат, 1957. 168 с.

85. Ю9.Якушов В.М. Экспериментальной определение частотных характеристик и электромагнитных параметров мощных синхронных генераторов. Электрические станции, 1978, №1, с.47-51

86. Лукашев Э.С., Калюжный А.Х., Гамм Б.З. Определение и использование в расчетах типовых характеристик и параметров демпферных контуров турбогенераторов. Электричество, 1977, №7, с.27-32

87. Казовский Е.Я., Лернер Л.Г., Сидельников A.B. Синтез схем замещения электрических машин переменного тока по переходным процессам и частотным характеристикам. Электротехника, 1979, №5, с.6-13.

88. Сивокобыленко В.Ф., Совпель В.Б. О синтезе схем замещения синхронных машин по заданным частотным характеристикам. Электричество, 1975, №7

89. И.А. Лабунец. Обобщенная математическая модель асинхронизирован-ных генераторов. М.: Вестник ВНИИЭ-98, с. 20-22.

90. Лабунец И.А. Анализ режимов работы, структур и областей применения асинхронизированных турбогенераторов в энергосистемах. Диссертация в виде научного доклада на соискание ученой степени доктора технических наук. М.: ВНИИЭ, 1999, 58 с.

91. Важнов А.И. Основы теории переходных процессов синхронной машины. Л: Госэнергоиздат, 1960. 312 с.

92. Бессонов Л.А. Теоретические основы электротехники. М.: Высшая школа, 1964, 750 с.

93. Шапиро Т.В. Установившиеся переходные режимы, структура управления асинхронизированными турбогенераторами с кососимметричной системой обмоток возбуждения. Дисс. на соиск. уч. ст. канд. техн. наук.

94. Отчет № 17-2003/8701. «Приемочные испытания турбогенератора типа ТЗФА-110-2УЗ. Зав. заказ 10101 420, зав. № 18121 ОАО "Мосэнерго"». ОАО «Электросила», Санкт-Петербург, 2003, 50 с.

95. Жерве Г.К. Вопросы испытания крупных турбогенераторов. Л.: Энергия, 1970, 184 с.

96. Зинаков В.Е., Лабунец И.А., Сокур П.В. Оптимизация управления асин-хронизированным турбогенератором при параллельной работе на электростанции. ВНИИЭ, Москва, 2002г., 34 с. Деп. в ВИНИТИ 22.04.02, №726-В2002.