Параллельная работа синхронной и асинхронизированной машин переменного тока

В энергосистемах России существует проблема работы электрических сетей с недопустимо высокими уровнями напряжения и особенно в ночное время. Причины  таких повышений  напряжений  —  спад промышленного  производства,  наличие слабо  загруженных линий электропередачи, неравномерность графиков нагрузки, недостаточная степень компенсации реактивной мощности в электрических сетях. Эти режимы обусловливают  необходимость потребления  реактивной мощности из сети.

В турбогенераторах традиционной конструкции потребление реактивной мощности из сети ограничено нагревом и механическими усилиями в торцевых зонах статоров, в частности, в крайних пакетах  сердечника,  а  также  условиями  устойчивости. Поэтому проблему нормализации уровней напряжений в электрических сетях энергосистемы необходимо решать увеличением установки синхронных компенсаторов  (СК)  и шунтирующих  реакторов  различных  типов (например,  обычного  исполнения,  с подмагничиванием,  СТК,  СТАТКОМ  и  др.).  Как  утверждается  в  [1-10], проблема решается и применением на электростанциях  кроме  синхронных  турбогенераторов, специальных турбогенераторов, способных устойчиво работать в режимах глубокого потребления из сети реактивной мощности. Такими турбогенераторами являются так называемые  асинхронизированные  турбогенераторы (АСТГ).

 В 1985 г. в НПО «Электротяжмаш» (Украина) был изготовлен и введен в промышленную эксплуатацию на Бурштынской ГРЭС (Львовэнерго) АСТГ с водородноводяным охлаждением мощностью 200 МВт. В 1990 г. на той же ГРЭС установлен второй АСТГ-200 МВт. До настоящего времени оба генератора эксплуатируются на  электростанции, обеспечивая  требуемые  режимы потребления реактивной мощности [1-5]. Еще один такой генератор  поставлен  на  Гусиноозерскую  ГРЭС. НИИ  «Электротяжмаш»  разработал конструкторскую документацию  на  АСТГ  типа  ТАП-220-2У3  мощностью 200 МВт с полностью воздушным охлаждением. Этот генератор  имеет  на  роторе  две  обмотки возбуждения, расположенные под углом 30 эл. град., а также АСТГ-800-2У3  мощностью 800  МВт  с полностью  водяным  охлаждением  с  двумя  обмотками  на  роторе, смещенными на угол 60 эл. град., и дополнительной короткозамкнутой  симметрирующей обмоткой  (для обеспечения асинхронных режимов без возбуждения). ОАО «Электросила» разработаны по заданию РАО «ЕЭС России»  технические  проекты  АСТГ  типа  Т3ВА-110, Т3ВА-220, Т3ВА-320 мощностью 110, 220 и 320 МВт соответственно  с  полностью водяным  охлаждением  и Т3ФА-120  мощностью  110-120  МВт  с  ортогональной, симметричной  системой  обмоток  на  роторе  и  полностью воздушным охлаждением [6].

 ОАО  «Электросила» также был изготовлен, поставлен и введен 21 декабря 2003  г.  в опытно-промышленную  эксплуатацию  на энергоблоке № 8 ТЭЦ № 22 ОАО «Мосэнерго» головной образец асинхронизированного турбогенератора типа Т3ФА-110-2У3 мощностью 110 МВт, 3000 об/мин с полным воздушным охлаждением. Разработана программа установки  таких  генераторов  на  электростанциях ОАО «Мосэнерго» до 2010 г. В [8] указано, что соотношение количества СТГ и АСТГ на электростанции должно определяться, в первую очередь, из условия обеспечения необходимого объема потребляемой реактивной мощности.  Учитывая  этапы  ввода  (замены)  АСТГ, необходимость плановых остановов энергоблоков для технических осмотров и ремонтов, количество блоков, оснащенных АСТГ, должно быть не менее двух [8]. Был выпущен приказ по РАО «ЕЭС России» о широком внедрении  асинхронизированных  турбогенераторов  на электростанциях  в  Единой энергосистеме  России [10]. Разработаны рекомендации по применению АСТГ в энергосистемах [6-10], и в этом направлении работы в России идут широким фронтом. За рубежом работы по применению асинхронизированных машин в электроэнергетике в основном шли в трех направлениях.

 Исторически  первое  направление  —  применение электромеханических преобразователей  частоты (ЭМПЧ) для связи энергосистем. На возможность применения   ЭМПЧ  в  электроэнергетических  системах еще в 1934 г. обращал внимание проф. А.А. Горев. Им было предложено выполнить ЭМПЧ из двух АСМ [11]. Позже такой  ЭМПЧ был более подробно рассмотрен проф.  М.М.  Ботвинником  [12].  Однако  существенно раньше, в двадцатые годы прошлого века, ЭМПЧ уже были  реализованы  с  использованием коллекторного преобразователя частоты А. Шербиуса. В дальнейшем ЭМПЧ эволюционировал  в  соответствии  с  уровнем развития техники того времени — в 30-х годах перешли на  ртутные,  а  с  50-х  годов  —  на  полупроводниковые вентили  в  системах возбуждения  асинхронизированных машин в составе ЭМПЧ. Такие агрегаты производства фирм Siemens, AEG, Brown-Bowery, состоящие из синхронных  и  асинхронных  машин, применяются  для гибкой связи сетей 50 Гц и однофазных тяговых железнодорожных сетей 16 2/3 Гц. Агрегаты установлены в Норвегии, Швейцарии, Австрии и других странах. Единичная мощность агрегатов от 5 МВт до 33 МВт. Причем, преобладают агрегаты мощностью 33 МВт (например,  на  подстанции  Ной-Ульм  в  Германии).  Фирма Brown-Bowery  разработала  и  смонтировала  на  одной из подстанций в Швейцарии ЭМПЧ единичной мощностью 80 МВт. Это наиболее мощный агрегат [13, 14]. Второе направление — исследования и разработки, выполненные фирмой Parsons в Англии [15-18, 26]. После исследований  на  математической  модели  был создан  экспериментальный  турбогенератор мощностью  5  МВт,  6,25  МВА.  Результаты  исследований  послужили основанием для проработки конструкции турбогенератора мощностью 500 МВт с двумя обмотками возбуждения, сдвинутыми между собой на 60 эл. град.

В последующие годы фирма Parsons изготовила и испытала ротор такого генератора на базе конструкции обычного турбогенератора соответствующей мощности.  Однако  работы по  созданию  турбогенератора мощностью 500 МВт были в дальнейшем прекращены по некоторым сведениям из-за встреченных трудностей  с  реализацией  надежной  конструкции ротора [8, 15].Это вполне возможно, так как при указанном сдвиге  между  фазами  обмотки возбуждения  есть взаимная  индуктивная  связь,  поэтому  необходимо установленную мощность  каждой  фазы  увеличить  в 1,5 раза, соответственно в 1,5 раза возрастет и установленная мощность возбудителя. Третье направление — создание АСМ гидрогенераторного исполнения. В Японии фирмой Hitachi был изготовлен  АС-гидрогенератор  мощностью  22  МВА  с трехфазной обмоткой на роторе. Его надежная работа с апреля 1987 г. на ГЭС Наруде позволила фирме изготовлять  и  поставить  АС-гидрогенераторы  мощностью 400 МВА с трехфазной обмоткой возбуждения на роторе  для ГАЭС  [19-22]. 

Использование  регулирования частоты вращения в широком диапазоне обеспечивает эксплуатацию гидротурбины по оптимальной характеристике при больших перепадах напора и существенную экономию расхода воды. В нашей стране с 1971 г. эксплуатировались на Иовской ГЭС два асинхронизированных  гидрогенератора  мощностью  по  50  МВА  с двухфазной обмоткой возбуждения на роторе. Однако известно [24, 25],что (как следует из диаграммы магнитодвижущей  силы  Гёргеса)  содержание  высших гармоник у такой обмотки более чем в полтора раза выше, чем у трехфазной обмотки. Следствием этого явились существенные вибрации генераторов. Кроме того, из-за практически постоянного напора не было и экономического  эффекта  от  регулирования  частоты вращения агрегатов. По этим двум причинам иовские АС-гидрогенераторы были демонтированы. Как  выше отмечалось,  в  РАО  «ЕЭС  России»  идут работы  по  широкому  внедрению асинхронизированных  турбогенераторов  на  электростанциях  в  Единой энергосистеме. Так, в [9] указано: «Эти турбогенераторы по своей уникальности не имеют аналогов в мире, и РАО «ЕЭС России» приоритет российской науки и  электромашиностроителей  старается полностью сохранить». В [10] работы в этом направлении названы «прорывом в ХХI век».

На основании вышеизложенного, учитывая прагматизм фирм Siemens, AEG, Brown-Bowery, Parsons, Hitachi, возникают естественные вопросы: – почему фирмы Siemens, AEG, Brown-Bowery, имеющие огромный опыт в турбогенераторостроении и в создании мощных агрегатов ЭМПЧ с асинхронизированными машинами, даже не пытались создать АСТГ  – почему фирма Parsons резко свернула все работы по АСТГ ? – почему фирма Hitachi, создав АС-гидрогенераторы мощностью 400 МВт, не пыталась создать АСТГ.  Поставленные вопросы — суть проблемы использования  АСТГ  на  электростанциях.  Этой  проблеме  и посвящена  статья.  Рассматривается  простейшая электростанция, схема которой приведена на рис. 1: АСТГ-1  и  СТГ-2  параллельно  подключены  к  общим шинам и далее через ЛЭП соединены с мощной энергосистемой (на рис. 1 — источник бесконечной мощности А1В1С1,  содержащий  и  реактанс  ЛЭП).  Схема кроме  указанных  элементов  содержит  по датчику мощности в статорной цепи каждой машины (соответственно P₁, Q₁ и P2, Q₂) и в цепи ЛЭП (P, Q). Приведена и нагрузка собственных нужд станции (P CH ).

Схема рис.  1  является  математической  моделью  в  системе программирования MATLAB 6.5 / Simulink 4.0 / Power System Blockset. Уравнения записаны в специальных единицах  А.А.  Горева  [23],  и  для  асинхронизированной  машины  (параметры  АСТГ-1 имеют  индекс  «1») записаны в координатах вектора напряжения мощных шин ( ω_k1=  ω ), уравнения для синхронной машины (параметры  СТГ-2  имеют  индекс  «2»)  —  в координатах ротора ( ω_k2=  ω_р). Параметры линии электропередачи имеют индекс «3».

 где–U — вектор напряжения на обмотке статора машины; –U∞—  вектор  напряжения  на  шинах  бесконечной мощности; –i — вектор тока (в статорных обмотках машин  и  линии электропередачи); –i_ур—  вектор  уравнительного тока между статорными обмотками машин (9); –U_f— вектор напряжения на обмотке ротора;–e_f= x_af–i_f—ток  ротора  (численно  равный  ЭДС,  наведенной  током ротора в обмотке статора); x — индуктивные сопротивления (обмоток статоров и ЛЭП); x_af — сопротивление взаимной  индуктивности  между  обмотками  статора  и ротора; µ = x²_af/(x_f•x) — коэффициент магнитной связи между обмотками статора и ротора; σ = 1-µ — коэффициент  рассеяния; Tf=  x_f/r_f—  постоянная  времени обмотки  ротора  машины; M  —  момент; ω —  частота напряжений статоров машин; ω_p — частота вращения ротора; δ² —  угол  между  вектором  ЭДС  синхронной машины и вектором напряжения мощных шин; p = d/dt —    символ дифференцирования; t — время.

 Система  дифференциальных  уравнений  (1-10)  — система 14 порядка. Расчетные параметры по уравнениям (1-10) в блоке Subsystem 1 приводятся к синхронным осям координат и дополнительно решаются приводимые ниже уравнения (11) - (19). По сути, уравне- ние (10) отражает суммарный режим АСТГ-1 и СТГ-2 по отношению к мощным шинам с вектором напряжения  U∞= const.  Поэтому  для  упрощения  был  принятреактанс ЛЭП x3≈ 0.  При  этом  вектор  напряжения мощных  шин  можно  совместить  с действительной осью  синхронной  системы  координат  (то  есть –U=–U_∞= U_q= U= const).

Уравнения  (5)-(8)  являются  математическим описанием СТГ-2 только по отношению к мощным шинам. Поэтому изначально были приняты во всех расчетах по этим уравнениям для СТГ-2 номинальные и постоянные значения момента турбины на валу и ЭДС возбуждения, обеспечивающие номинальный режим по активной и реактивной мощности по отношению  к  вектору  напряжения  мощных  шин.  Для АСТГ-1 уравнения (1)-(4) также являются математическим описанием только по отношению к мощным шинам,  поэтому  в расчетах  по  этим  уравнениям  для АСТГ-1  рассмотрены  два  наиболее  характерных режима.  В  обоих  режимах  принято  номинальное  и  постоянное значения момента турбины на валу. Для ЭДС возбуждения  приняты  два  постоянных  значения,  при которых по  отношению  к  мощным  шинам  активная мощность равна номинальному значению, а реактивная  мощность  соответственно  равна  номинальном значению (Q_АСТГ=  Q_ном, соsϕ=  0,85)  и  равна  нулю (QАСТГ= 0, соsϕ =1).

 Эти  режимы  показаны  на  векторной  диаграмме рис. 2. Допустимая рабочая область машин ограничена током статора по дуге SFB и током возбуждения по дуге ВМ. Векторная диаграмма исходного номинального режима  обеих  машин  представлена  треугольником ОВС, где ОС — вектор напряжения мощных шин, ОВ — вектор  ЭДС  генератора,  отрезок СВ  —  вектор jx•—i, определяемый реактансом и током статора генератора. Ортогональный отрезок BD пропорционален актив- ной мощности, а горизонталь CD — реактивной мощности, выдаваемыми машинами в систему. Второй режим АСТГ-1  с cosϕ =  1 представлен  треугольником  ОАС, где ОА — вектор нового значения ЭДС, а СА — вектор нового значения jx₁ • — i₁.

Векторная диаграмма уравнительного режима между статорными обмотками машин представлена треугольником ОАВ, где кроме указанных выше векторов ЭДС машин показан вектор АВ, равный j(x₁ + x₂ )• — i _ур . Как  следует  из  векторной  диаграммы,  в синхронных осях координат уравнительный ток — i ур для рассматриваемого режима является чисто реактивным током (в общем случае уравнительный ток может содержать и активную составляющую). Так как вектор ЭДС АСТГ-1 опережает вектор ЭДС СТГ-2,  то АСТГ-1  работает  по  отношению  к  СТГ-2  в генераторном режиме с выдачей уравнительной активной  мощности P ур ,  пропорциональной  отрезку АК. СТГ-2 по отношению к АСТГ-1 работает по активной мощности в двигательном режиме с потреблением той же мощности P_ур, по реактивной мощности — в компенсаторном режиме с выдачей уравнительной реактивной  мощности Q_ур ,  пропорциональной  отрезку ВК. На векторной  диаграмме  рис.  2  треугольником OFC представлен третий режим АСТГ-1 с потреблением  из  энергосистемы  реактивной  мощности,  равной Q_АСТГ = -U² /x₁ . Очевидно, что при этом активная уравнительная мощность будет соизмерима с мощностью номинального режима. Этот режим будет рассмотрен ниже. При оговоренных заданных мощностях по отношению  к  вектору  напряжения  мощных  шин  для  АСТГ-1 векторы тока возбуждения  и тока статора соответственно равны

для СТГ-2 угол δ², ток возбуждения и вектор тока статора равны

Уравнительные  (взаимные)  ток,  активная  и  реактивная мощности между статорами машин равны

 Так как все параметры, в том числе и уравнительные токи, записаны в синхронных осях, то полные токи  и  мощности  статорных  обмоток  АСТГ-1  и  СТГ-2  в соответствии с векторной диаграммой рис. 2 равны

 Ток в линии электропередачи, а также мощности, отдаваемые обеими машинами в сеть мощных шин, равны

 Уравнение  (17)  является  уравнением  Кирхгофа  и входит  в  систему  уравнений  (1)-(10).  Рассматриваемая система сбалансирована, если — S = —S3. При этом

уравнительная  реактивная  мощность  Qурпо  выражению (13) в этом балансе в явном виде не учитывается, а уравнительная активная мощность Pур по сути создает  на  валах машин  синхронизирующие    моменты. Из уравнений (3),  (7) следует

 Результаты расчетов по уравнениям (1) – (19), проведенных для указанных двух режимов АСТГ-1 и номинального режима СТГ-2 (параметры взяты соответственно  для  АСТГ-200  и ТГВ-200М,  установленных  и эксплуатируемых  на  Бурштынской  ГРЭС,  при  этом x1= 2,06, xd2=1,9)  по  отношению  к  мощным  шинам, отражены на осциллограммах рис. 3.

На рис. 3 изменение параметров режимов приведено в функции времени. При этом на различных отрезках  времени  совмещены  и  отражены  указанные выше режимы машин.

 1. 0 < t  ≤ 2c  —  электромагнитный  переходный процесс к установившемуся режиму параллельной работы АСТГ-1 и СТГ-2 по отношению к мощным шинам.

2. 2с < t ≤ 10c — номинальный установившийся режим  обеих  машин  по  отношению  к мощным  шинам:  Р_1АСМ= Р_1Тур= Р_2СМ= Р_2Тур= 200 МВт,  Q_1ACM== Q_2ACM= 124 МВА. Суммарные мощности, отдаваемые машинами в энергосистему, равны P₃= 400 МВт, Q₃= 248 МВА.

 3. 10с < t ≤ 20c — режимы машин при переводе АСТГ-200 в режим с cos ϕ =1 по отношению к мощным шинам. Как следует из осциллограмм а, б, в, мощности машин равны: Р_1АСМ = Р_1Тур = Р_2СМ = Р_2Тур = 200 МВт, Q _1ACM = 0, Q_2ACM = 124 МВА. Суммарные  мощности, отдаваемые машинами  в  энергосистему,  равны P₃ = 400 МВт, Q₃ =124 МВА. В этом отрезке времени с учетом  знаков  по  отношению  к  АСТГ-1 по  осцилло- грамме г уравнительные активная и реактивная мощ- ности равны Р_ур=100 МВт, Q ур = -122,6 МВА, уравнительный ток — i ур по осциллограмме д имеет чисто реак- тивный характер и равен 0,262 о. е., однако они пока не учитываются в балансе.

 4. 20 с < t ≤ 30c — режимы машин при переводе АСТГ- 200 в режим с cos ϕ=1 с учетом уравнительного тока в соответствии с уравнениями (14), (15). По этим же уравнениям,  как  следует  из  осциллограмм а,  б,  в, мощности  машин  равны: P_1ACM = P_2ACM = 200 МВт, Q _1ACM =- 62  МВА, Q_2ACM =186  МВА,  по  сути  —  это  те мощности, которые покажут приборы, включенные не- посредственно в статорные цепи машин. В то же время, как следует из уравнений (16), (17) и осциллограммы  в, суммарные  мощности,  отдаваемые машинами  в энергосистему,  равны  P₃ = 400  МВт,  Q₃ = 124 МВА.

Очевидно, что из энергосистемы нет потребления реактивной мощности. Прибор в статорной цепи АСТГ-1 покажет  определяемую  лишь  уравнительным  током реактивную мощность,  равную  произведению Q_ACM =U• ^ур =1 (oтн.  eд.)•0,262 (oтн.  eд.)•235 (S_баз = = - 62 МВА. На такую же величину и возрастет реактив- ная мощность в статорной цепи СТГ-2, что вызовет ее перегрузку по току на 17 % (см. осциллограмму  б).

 5. 30 с < t ≤ 40 c — режимы машин при переводе АСТГ-200 в режим с cos ϕ =1 по отношению к мощным шинам  с  учетом  уравнительной  активной  мощности, равной Р_ур=100 МВт. При этом из уравнений (18), (19) следует, что для  АСТГ-1 отдаваемая в энергосистему мощность равна Р_1АСМ = Р_1Тур - Р_ур = 200 -100 =100 МВт, для  СТГ-2 отдаваемая  в  энергосистему  мощность равна Р_2АСМ = Р_2Тур + Р_ур = 200 +100 =300  МВт. Это вполне  объясняет  рассматриваемый  режим,  в  кото- ром АСТГ-1 работает в генераторном режиме по отно- шению  к  СТГ-2,  что  эквивалентно  созданию  на  валу СТГ-2 дополнительного турбинного момента, эквива- лентного величине P_ур.

В то же время, как следует из осциллограммы  в, мощности, отдаваемые в мощную энергосистему,  неизменны,  что  согласуется  с  зако- ном  сохранения  энергии. 

Можно  ввести  понятие  коэффициента использования в рассмотренной схеме — это отношение мощности, отдаваемой в энергосистему, к суммарной турбинной мощности на валу генера- тора.  Для  АСТГ-1  и  СТГ-2  соответственно  он  равен

 Недоиспользование АСТГ-1 очевидно. Выше было указано, что на векторной  диаграмме рис. 2  треугольником OFC представлен третий режим АСТГ-1 с потреблением из энергосистемы реактивной мощности, равной Q _AСТГ = -U₂ /x₁•S_баз = -1/2,06•235 ≈ -114 МВА. Определяемая лишь уравнительным током (13) реактивная мощность, равна произведению Q_1АСМ = U• ^i _ур = -1 (отн. ед.)•0,525 (отн. ед.)•235 (S баз) = -123 МВА.

Полная  потребляемая  реактивная  мощность  равна  -237  МВА.  При  активной мощности 200 МВт  этот  режим  перегружает  АСТГ-200  на  32 %, хотя режим по отношению к мощным шинам по век- торной диаграмме рис. 2 находится в допустимой ра- бочей  области.  При  этом  активная  уравнительная мощность  соизмерима  с  мощностью номинального режима  и  по  уравнению  (13)  составляет  192  МВт,  а коэффициент использования  АСТГ-200  равен  лишь 4 %. При отрицательном коэффициенте использова- ния  АСТГ-200  потребуется  дополнительный  расход топлива. В  заключение  в  качестве примера  обратимся  к Бурштынской  ГРЭС,  где  параллельно  работают  2 АСТГ-200  и  10 СТГ-200.  Учитывая,  что  суммарное сопротивление  в  уравнительной  цепи  равно

а уравнительные мощности и ток возрастут в 1,7 раза. При этом, хотя и нет потребления реактивной  мощности  из  энергосистемы, датчик мощности в статорной цепи покажет, что каждая АСТГ-200  потребляет  реактивную  мощность,  равную Q_1ACM = U•^iур =1 (oтн. eд)•0,262 (oтн. eд.)•235 (S_баз)•1,7 = -106 МВА. Уравнительная активная мощность будет равна 170 МВт и коэффициент использования АСТГ-200 составит лишь 0,15 (то есть 15 %).

 ВЫВОДЫ

 1. Из приведенных результатов исследований следует,  что  нет  ни  экономической,  ни технической  целесообразности  внедрения  асинхронизированных  турбогенераторов (АСТГ)  в  электроэнергетику.

2.  Измерительные  приборы  в  статорной  цепи АСТГ-200  при  выдаче  в  энергосистему реактивной мощности 62 МВА из-за наличия уравнительного тока уже показывают нулевое значение реактивной мощности. В режиме cos ϕ =1 эти приборы  покажут  потребление реактивной  мощности – 62  МВА,  хотя  из  энергосистемы  потребления реактивной мощности нет.

3. С ростом уравнительного тока падает коэффициент  использования  АСТГ- 200  и  в режиме cos ϕ =1  он равен 0,5.

Автор: Цгоев Р.С., докт. техн. наук, «ОАО ВНИИ Электроэнергетики»

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.  Здановский  В.Г.,  Миняйло  А.С.,  Крывый  В.В., Крысюк Л.Н., Марченко В.Г. Опыт эксплуатации асинхронизированного  турбогенератора  АСТГ-200.  — Электрические станции, 1993, №1.

2.  Лабунец  И.А.,  Лохматов  А.П.,  Шакарян  Ю.Г., Дмитриева  Г.А.,  Макаровский  С.Н., Поздняков  А.Ю., Хвощинская З.Г. Опыт эксплуатации и концепция использования асинхронизированных  турбогенераторов на тепловых электростанциях. — Вестник ВНИИЭ-

98, 1999.

3. Олексин В.П., Матвейчук А.И., Миняйло А.С. Управление  режимами  совместной работы  синхронных и асинхронизированных турбогенераторов. — Электрические станции, 1989, № 3.

4. Гуревич Ю.Е., Каспаров Э.А., Лабунец И.А., Хвощинская З.Г., Шакарян Ю.Г. О применении турбогенераторов различных типов на парогазовых и газотурбинных электростанциях. — Электричество, 1996, № 4.

5. Маковский С.Н., Хвощинская З.Г. Технико-экономические аспекты применения асинхронизированных турбогенераторов. — Электрические станции, 2000, № 2.

Материал взят с сайта  http://pue8.ru/Параллельная работа синхронной и асинхронизированной машин переменного тока