Энергетика

6.3. О явлении резонанса напряжения и схемах замещения линии электропередачи

 

Общеизвестно о явлении резонанса напряжения и тока в электротехнике. В последовательной электрической схеме с индуктивностью и емкостью, при какой-то резонансной частоте наступает резонанс напряжения, в параллельной  — резонанс тока. В последовательной схеме этому явлению соответствует условие  равенства индуктивной и емкостной мощностей. Электрическая цепь становится чисто активным.

При увеличении частоты индуктивное сопротивление растет, а емкостное – уменьшается. При резонансной частоте индуктивная и емкостная мощности  равны и взаимно компенсируют друг друга, и наступает режим резонанса напряжения. Аналогичное явление происходит и при изменении тока в линии электропередачи. При какой-то нагрузке (токе) на ней наступает режим резонанса напряжения. Он имеет место при равенстве генерируемой емкостной и потребляемой индуктивной мощностей. Мощность, соответствующая этому условию, как было сказано выше, называют «натуральной».

Расчеты показывают, что при резонансной частоте также имеет место равенство емкостной и индуктивной мощностей в последовательной схеме.

Физика явления резонанса напряжения в последовательной схеме с индуктивностью и емкостью и в линии имеет одинаковое объяснение – это равенство индуктивного и емкостного мощностей.

Используются различные схемы замещения линий. В учебниках приводятся следующие схемы замещения.  Кабельная линия Uн≤10 кВ  представлена только активным сопротивлением,  воздушная линия Uн≤35 кВ — активным и индуктивным сопротивлением,  воздушная линия 110-330 кВ —  активным  и индуктивным сопротивлением и емкостной проводимостью

(рис.6.3.1,а) или вместо емкостной проводимости учитывается реактивная мощность,  генерируемая емкостью линии (рис.6.3.1,б). В этих схемах замещения реактивная проводимость или реактивная мощность приняты  сконцентрированными и приложенными по половине в начале и в конце линии.

Рис. 6.3.1

Для линий сверхвысокого напряжения Uн 330 кВ при длине более 300-400 км для составления схемы замещения предлагается учитывать  равномерное распределение сопротивлений и проводимостей вдоль линии.

Рис. 6.3.2.

Расчеты по схемам замещения  для линий электропередачи дают  результаты, резко отличающиеся от расчетных данных по схеме замещения (рис.6.3.1а и 6.3.1б.). Причина в том,  что в передаче переменного тока очень незначительны поперечные активная и емкостная проводимости и почти нет фазовых сдвигов  и затухания.

Нами предлагается  для  составления  схемы  замещения  линии электропередачи емкость линии принимать как последовательно включенный элемент. Обоснованием для этого является физика процесса резонанса на линии, который представляет собой резонанс напряжений.  Момент резонанса соответствует режиму равенства нагрузки линии  натуральному (S = SНАТ),  при котором имеет место равенство емкостного и индуктивного мощностей ().

Как известно,  согласно законам электротехники,  такой режим имеет место в последовательной схеме (рис. 6.3.3).


Рис. 6.3.3

При рассмотрении баланса реактивных мощностей не имеет значения способ включения источников реактивных мощностей (конденсаторов или других компенсирующих  устройств): параллельное или последовательное. Линия, генерирующая реактивные мощности, может быть представлена как последовательно включенные емкостные и индуктивные источники. В схемах замещения (рис.6.3.4а и 6.3.4б) представлены просуммированные результаты реактивных сопротивлений.

Как нами было рассмотрено  выше, линия  сильно  меняет  свои свойства в зависимости от нагрузки. При Р < РНАТ в линии преобладает емкостная мощность, ей соответствует емкостное сопротивление и линия может быть замещена схемой (рис.6.3.4.а).

При S = SНАТ схема замещения будет состоять только из  активного сопротивления (рис.6.3.4.б).

При нагрузке S > SНАТ в линии преобладает  индуктивная  мощность, ей  соответствует  индуктивное сопротивление Хл и схема замещения  будет  выглядеть   как  на  рис. 6.3.4.в.


Рис. 6.3.4.

 

Подытоживая выше сказанное, можно сказать следующее: баланс реактивных мощностей на линии высокого напряжения сильно зависит от нагрузки. При малых передаваемых мощностях, на линии преобладает емкостная реактивная мощность,  при натуральной мощности она равна 0, при больших мощностях на ней преобладает индуктивная реактивная мощность,  соответственно линия должна иметь различную схему замещения.

Принятые схемы замещения линии сверхвысокого напряжения не соответствует реальному процессу в линии. Предлагается линию замещать последовательно включенными сопротивлениями. Правильность такого предложения подтверждается наличием места в ней резонанса напряжения.

Содержание главы:

Содержание книги:

Статьи и книги по теме:

6.2. Натуральная мощность линии

При определенной  нагрузке  индуктивная и емкостная мощности линии становятся равными (точка 1,  рис. 6.2.1) и они компенсируют друг  друга.

Рис.6.2.1

Линия становится «идеальной»,  потребляющей столько реактивной мощности, сколько ее вырабатывает, т.е.

или                             

Ток, протекающий по линии, при котором имеет место равенство ее  индуктивной  и емкостной мощностей,  можно найти из равенства (6.2.2)

 

Обозначив буквой    Zв подкоренное выражение,

найдем мощность, соответствующую условию (6.1.1).

Некоторые авторы считают, что при передаче натуральной мощности, по  линии  без  потерь  протекает только активная мощность. Так считать нет никаких оснований.  По линии будет  протекать полная мощность, обусловленная характером нагрузки.

Подставив в (6.1.4) значения   xo и bo , получим

которые пропорциональны  индуктивности и емкости единицы длины линии

x =2fπL  и  b =2fπС ,

где L и C  -индуктивность и емкость единицы длины линии, которые зависят от магнитных и электрических свойств окружающего проводник диэлектрика и

геометрических размеров линии электропередачи L = μ•φ(Г)  и С = ε/ f (Г), где f = (Г) функция, зависящая от геометрических размеров Д и r.

Для линии электропередачи f (Г) = lg (Д/ r).

Рис. 6.2.2

Подставив в (6.2.5) значение Z , получим

 

Эту мощность общепринято называть «натуральной». Она является для данной линии с параметрами xo и bo постоянной  величиной, так как величина Zв не зависит от длины линии.

Значение  √(x0/b0) в литературе обычно называют «волновым» сопротивлением,  так  как  оно имеет размерность сопротивления.  Это сопротивление зависит от эквивалентного диаметра провода и  расстояния между ними.

Нами предлагается этот  коэффициент  между  натуральной  мощностью  и напряжением (Zв) и натуральную мощность SНАТ также считать параметрами линии.

При расщеплении проводов  за  счет  уменьшения  индуктивного сопротивления и увеличения емкостной проводимости линии, согласно выражению (6.2.6), уменьшается коэффициент Zв и увеличивается натуральная мощность (точка 2,  рис.6.2.1). При увеличении расстояния между проводами натуральная мощность уменьшается (точка 3,  рис.6.2.1)  и,  наоборот,  для повышения натуральной мощности необходимо уменьшать расстояние между проводами.

Наибольшей  натуральной мощностью обладают кабельные линии,  имеющие большую  емкостную  проводимость и малую индуктивность.

При передаче  по  линии  мощности, меньшей SНАТ, линия будет иметь избыток емкостной мощности,  и, наоборот,  при S > SНАТ на линии будет иметь место избыток индуктивной мощности.

Результирующая реактивная мощность Q (рис.6.1.2) при S < SНАТ будет иметь  емкостной   характер   и уменьшается  до  нуля при     достижении       передаваемой мощности до величины равной натуральной. Затем, при росте нагрузки линии  большей,  чем  натуральная, на линии появляется избыток индуктивной реактивной мощности, которая  увеличивается пропорционально квадрату мощности на линии.

При S < SНАТ,

ΔQC = QΣ = QC — QL .               (6.2.8)

При S > SНАТ

ΔQL = QΣ = QL — QC .                 (6.2.9)

При протекании по линии натуральной мощности (тока) емкостная и индуктивная мощности компенсируют друг друга, и линия представляет собой чисто активное сопротивление. В этом случае на линии имеет место минимум падения напряжения, обусловленное только активным сопротивлением. В таком режиме  не требуется компенсации ни емкостной, ни индуктивной мощности. При избытке емкостной мощности напряжение на линии будет повышаться. Для компенсации емкостной мощности на линии включают иногда шунтирующие реакторы. При нагрузках больших, чем натуральная, линия тем больше потребляет реактивную мощность, чем больше нагрузка. В таком режиме напряжение на линии будет снижаться. Для компенсации потребления индуктивной мощности необходимо подключать источники емкостной мощности. В качестве их можно  использовать батареи конденсаторов или синхронные компенсаторы. Обычно на сверхвысоковольтных линиях ничего такого не предусматривают, поэтому нагрузку на линии приходиться ограничивать. По величине натуральной мощности можно ориентировочно судить о пропускной способности линии электропередачи. При передаче такой мощности на линии имеет место минимальные потери мощности, режим ее работы является оптимальным.  О пропускной способности линии электропередачи в зависимости от различных условий будет рассмотрено ниже. Практически, имеются реальные возможности для повышения натуральной мощности линий электропередач путем расщепления и увеличения сечения проводов, сближения расстояния между проводами. Искусственное увеличение радиуса провода уменьшает индуктивное сопротивление и увеличивает емкостную проводимость линии, изменяется их соотношение, уменьшается волновое сопротивление, обратно пропорционально увеличивается натуральная мощность. Такой путь может быть экономически выгодным для увеличения их пропускной способности линии. Не обязательно все время повышать напряжение линии электропередачи. Можно на применяемых напряжениях значительно увеличить пропускную способность линии.

Содержание главы:

Содержание книги:

Статьи и книги по теме:

6.1. Реактивные мощности линии электропередачи

В отличие от других элементов электрической системы линии электропередачи одновременно обладают соизмеримой индуктивностью и емкостью. Генераторы, трансформаторы, двигатели обладают в основном индуктивностью. Емкость в них незначительна и ею в расчетах пренебрегают. Конденсаторы наоборот обладают в основном емкостью и наличием в них незначительной индуктивностью пренебрегают.

Индуктивная мощность на 1 км линии пропорциональна  квадрату нагрузки (тока):

.

Емкостная мощность  на  1  км линии пропорциональна квадрату напряжения:

Емкостная мощность зависит только от величины  напряжения  и емкостной  проводимости и при неизменном напряжении она постоянна и не зависит от мощности, передаваемой по линии.     Индуктивная мощность линии сильно зависит от передаваемой мощности по линии и изменяется пропорционально    квадрату  этой мощности.

Содержание главы:

Содержание книги:

Статьи и книги по теме:

Глава 6. Расчет режимов линии электропередачи

Содержание главы:

Содержание книги:

Статьи и книги по теме:

Глава 5. О теории устойчивости линии


Некоторые процессы  и  параметры в электротехнике невозможно увидеть и измерить, поэтому теории возникали при определенных допущениях и некоторых предположениях.

В данной работе проводится анализ существующей теории устойчивости работы генератора и линии электропередачи.

Под устойчивостью работы  энергосистемы  понимается  способность сохранять  работу ее частей и элементов при различных возмущениях.

Нам представляется, что имеется ряд неверных допущений и предположений в изложении теории устойчивости.

Для расчета устойчивости линии электропередачи использована формула, выведенная из векторной диаграммы напряжений генератора.

 

Рис.5.1                                                      Рис. 5.2

 

В векторной диаграмме напряжений генератора (Рис. 5.1) напряжение на выводах — U, падение напряжения на индуктивном сопротивлении Ixd, реактивная составляющая напряжения на выводах — Up,  активная — UA, Е – геометрическая сумма напряжения на выводах и падения напряжения внутри генератора, которая  есть ЭДС  генератора.  Угол  φ — сдвиг векторов между активной составляющей  и полным напряжением на выводах генератора,  δ — угол между напряжением U и ЭДС Е.

 

Рис. 5.3                                                  Рис. 5.4

В векторной диаграмме мощностей (Рис. 5.2) Sг — полная мощность выдаваемая  генератором,  Рг и Qг — ее  активная и реактивная составляющие,   ΔQL— реактивная мощность, потребляемая самим генератором, S’г — сумма  полной мощности,  выдаваемой генератором и потребляемой им самим реактивной мощности. Падением напряжения и потерей мощности на активном  сопротивлении генератора пренебрегают. Вырабатываемая генератором реактивная мощность является емкостной, часть которой идет на компенсацию индуктивности  генератора — ΔQL, а другая часть Qг — идет в сеть.

В векторных диаграммах углы  φ и δ — углы сдвига между векторами напряжений (мощностей), и при неизменных соотношениях  мощностей не  изменяются. На рисунке 5.3 углы сдвига  φ и δ показаны на временной  диаграмме. В генераторах при номинальных  параметрах угол  φ находится в пределах  25-37°,   а угол  δ — в пределах 25-40°.

Из векторной диаграммы напряжений  (мощностей) генератора можно найти различные соотношения между параметрами. Так найдено соотношение между активной мощностью, напряжением генератора, ЭДС Е и индуктивным сопротивлением генератора (рис. 5.4):

Умножая левую и правую части уравнения  на   получают:

Эту формулу необоснованно используют для анализа устойчивости работы генератора или линии электропередачи.  Считается, что «при постоянстве ЭДС  Е и напряжения U изменение передаваемой мощности Р может быть обусловлено лишь соответствующим изменением угла δ». Также  утверждается,  что «величиной непосредственно определяющей значение активной  мощности  отдаваемой генератором приемнику, является угол δ», также считается, что согласно уравнению (5.2) зависимость мощности от угла δ имеет синусоидальный характер. Так принято, исходя, из неверного положения, что,  этот угол бесконечно меняется. Мгновенная мощность каждой фазы генератора меняется по синусоиде в зависимости от угла поворота ротора (во времени), но не от угла δ в диаграмме напряжений генератора.

Главная ошибка состоит в том, что формула (5.2) выведена из диаграммы напряжения генератора, с использованием тригонометрического угла, который не меняется во времени, и эта формула совершенно необоснованно применяется для анализа устойчивости генератора в предположении, что этот  угол  есть угол поворота ротора и меняется во времени. Угол  δ в диаграмме напряжения (или мощностей) так же как и угол  φ при неизменных соотношениях мощностей является постоянным и есть тригонометрический угол.

Мощность однофазного генератора имеет синусоидальный неизменный характер в зависимости от пространственного  (временного) угла и, согласно законам электротехники, изменение мощности во времени изображают в виде положительных полуволн (Рис. 5.5).

Синусоиду, полученную по формуле (5.2) можно принять за синусоиду однофазного генератора.

По общепринятой методике мощность турбины  можно сравнивать с синусоидой изменения мощности однофазного генератора, рассчитанной пр формуле (5.2).

 

 

Рис.5.5

Точка пересечения кривой изменения мощности генератора с мощностью турбины должна быть всегда определенной. Без учета КПД мощность турбины должна быть равна действующему значению мощности генератора. Этому условию Рт = Рг удовлетворяют точки 1 и 2 (Рис. 5.6). Считается, что точка 1 соответствует устойчивому установившемуся режиму:

 

 

Углы, при  которых пересекаются синусоида электрической мощности генератора Рэ с мощностью турбины  Рт (рис. 5.6)  всегда должны быть равны  45° и  135°,  при  этом энергия турбины и генератора будут равны Ат=Аэ.

При оценке устойчивости по формуле (5.2) считается, что первая точка пересечения (точка 1 рис. 5.6) отвечает режиму работы генератора, при котором вращающийся и тормозные моменты уравновешиваются и считается, что эта точка пересечения может смещаться в ту или иную сторону и что этот угол может достигать 90 градусов. Это является ещё одной ошибкой. Точка  пересечения  1 всегда должна соответствовать углу 45° по условиям равенства энергий за один период. Для однофазного генератора при изменении электрической или механической мощности точки  пересечения будут смещаться в ту  или иную сторону до установления равновесия между ними, затем углы пересечения восстановятся при первоначальном значении в  45° .

Для анализа устойчивости трёхфазного генератора сравнивают одну синусоиду, полученную по формуле (5.2.), с неизменной мощностью турбины. Это является следующей ошибкой.

 

 

Рис. 5.6

Другой ошибкой является рассмотрение изменение электрической мощности в зависимости от угла, в то время как эта мощность изменяется  по синусоиде в зависимости от времени.

Рассмотрение изменения мощности трёхфазного генератора в виде одной синусоиды согласно формуле (5.2) противоречит действительной картине. В действительности мощность каждой фазы во времени изменяется по синусоидам, сдвинутым на 120о. Так как отрицательную полуволну также принимают как положительную, то мощность каждой фазы изменяется со сдвигом 60о относительно друг друга. Согласно рис.5.6 прямая Рт (мощность турбины) пересекает 12 раз суммарную мощность мгновенных значений мощностей всех трёх фаз (Рэ3ф) в течение одного оборота ротора. Сумма векторов мощностей трёх фаз или нагрузка на валу турбины меняется с периодичностью в 60о и механическое усилие на турбину оказывает одновременно сумма мгновенных значений мощностей всех трёх фаз.

В трехфазном генераторе действующая мощность равна

Сумма мгновенных значений  мощностей  3 фаз меняется  между значениями 1,732 и 2;  среднее значение равно 1,866, следовательно, соотношение мощностей турбины и трехфазного генератора равно

Таким образом, в трёхфазном генераторе мощность турбины сопоставима почти с двойным значением действующей мощности одной фазы в отличие от однофазного генератора.

Еще более не подходит применение формулы (5.2) для  оценки устойчивости линии электропередачи. Искусственный перенос формулы  (5.2) для расчетов устойчивости линии электропередачи ошибочно и необоснованно. В формуле (5.2) хd суммируют с суммой сопротивлений трансформаторов и линии электропередачи, и расчет ведут по   видоизмененной формуле

где  U1, U2 — напряжение в начале и конце линии электропередачи,  XΣ— сумма сопротивлений генератора, трансформатора и линии электропередачи. Угол  δ имеет отношение только к генератору, и закономерности его изменения зависят от  соотношения активных и реактивных мощностей генератора. Напряжение на конце передачи изменяется относительно напряжения в начале передачи в зависимости от загрузки линии. Напряжение конца линии может уменьшаться или увеличиваться в зависимости от её нагрузки и его вектор может смещаться влево или вправо от вектора напряжения начала линии. Угол между векторами U1 и U2 является тригонометрическим и показывает сдвиг векторов напряжений между началом и концом линии. Этот угол во времени не меняется и при неизменной нагрузке постоянен и нет каких либо оснований считать, что этот угол можно суммировать с углом опирающемся на падение напряжения на индуктивном сопротивлении генератора и, что он влияет на устойчивость работы генераторов станции или линии. В совместной векторной диаграмме напряжений генератора и линии электропередачи угол δ  генератора и угол сдвига векторов напряжений начала и конца линии   можно суммировать как тригонометрические углы.

Согласно существующей теории невозможно рассчитать устойчивость линий при параллельной работе большого числа генераторов на электрической станции на несколько линий. Также не ясно как определять устойчивость линии в сложной энергетической системе с большим числом электростанций и линий. Совершенно непонятно с какой мощностью турбины или скольких турбин сопоставлять синусоиду мощности нагрузки линии.

Вообще нет каких-либо обоснований для рассмотрения режима работы линий электропередачи по формуле (5.6).

Ненормальными режимами работы линии электропередачи могут быть только их перегрузка, протекание токов качания или короткого замыкания или превышения напряжения.

Причиной неустойчивости генератора может быть недостаточная скорость автоматического регулирования тока возбуждения при отклонениях напряжения, например, при коротких замыканиях, при резких увеличениях или уменьшениях нагрузки, при отключении одной из параллельных линий,  при которых могут быть снижения напряжения в системе и частоты генератора.

При сбросах нагрузки или при отключении линии, наоборот, будут иметь место повышения напряжения в системе и увеличение  частоты генератора.

Причинами неустойчивости генератора могут быть и повреждения в  механической части системы турбина-генератор; такие как отказ пускорегулирующих аппаратов; автоматики регулирования числа оборотов турбины.

Все виды автоматики действуют на поддержание напряжения и частоты генератора. Это быстрое отключение точки короткого замыкания, быстрая разгрузка паровых турбин с помощью ЭГП (электрогидравлических преобразователей), автоматическое ограничение мощности (АОМ), автоматическая частотная разгрузка (АЧР) системы, делительная автоматика и т.д.

Обеспечение надлежащей устойчивой работы энергосистем, электрических станций выше перечисленными видами автоматики указывает на то, что причинами неустойчивости являются только нарушения условий  параллельной работы генераторов (станций) и системы, т.е. неравенство частот или напряжений, которые могут возникнуть при резких увеличениях или сбросах нагрузки или при аварийных ситуациях.

Таким образом, на устойчивость работы генератора не влияют угол между Е и U генератора и угол между ними постоянен для данной нагрузки генератора. Большой угол между напряжениями начала и конца линии (U1 и U2) могут вызвать процесс качания и чем больше этот угол, тем больше вероятность её возникновения.

При рассмотрении отдельно линии для нее не подходит существующая методика определения устойчивости. Линии, связывающие два узла энергосистемы или две отдельные энергосистемы, работающих синхронно, имеют на концах небольшой  угол сдвига, так как частота системы при нормальной работе примерно одинакова в начале и в конце линии. Угловой сдвиг между векторами напряжений начала и конца линий  увеличивается при росте её длины, т. е., чем больше длина линии, риск возникновения процесса качания и несинхронных режимов возрастает.

Доказывается несостоятельность формул (5.2) и (5.6) соответственно для анализа устойчивости генератора и линии электропередачи. Формула (5.2) выведена через тригонометрический угол   δ  между сдвигами векторов напряжений (мощностей) генератора, который затем рассматривается как угол поворота ротора генератора, что сделано совершенно необоснованно.

Другим доказательством невозможности применения этих формул для анализа устойчивости генератора является несостоятельность сравнения мощности турбины с одной синусоидой мощности генератора, в то время как в трёхфазном генераторе сопротивление вращению ротора оказывают все три фазы, иначе говоря, мощность турбины затрачивается на выработку мощности во всех трёх фазах генератора.

Существующая теория устойчивости может быть в некоторой мере может быть годна для анализа устойчивости однофазного генератора. Однако ошибочно принятие первой точки пересечения прямой мощности турбины и синусоиды электрической мощности генератора за угол, определяющей устойчивость генератора, которое может меняться до 90о и более, в то время как эта точка пересечения для однофазного генератора всегда определённая и равна 45о.

Причинами неустойчивости генераторов является только нарушения условий параллельной работы (синхронизма): неравенство частот или напряжений и сдвиг фаз между напряжениями.

Последствием потери устойчивости является появление процесса качания.

Рассмотрение устойчивости линии электропередачи по существующей методике расчета необоснованно.        Данные расчётов по формуле (5.6) предполагали уменьшение передаваемой мощности в зависимости от длины линии по условиям устойчивости. Отказ от определения устойчивости по существующей методике позволяет снять ограничения предельной мощности для линии в зависимости от её длины. Необходимо также пересмотреть меры по повышению устойчивости, предусматриваемые согласно существующей методике, такие как, например, применение устройства продольной компенсации.

Содержание книги:

Статьи и книги по теме:

4.1.8. Электродвигатели

Электродвигатели делятся на синхронные и асинхронные. Синхронные двигатели в зависимости от возбуждения аналогично синхронным компенсаторам потребляют или вырабатывают реактивную мощность. Их установленная мощность невелика. В основном используются асинхронные двигатели, которые являются основными потребителями реактивной мощности.  В некоторых источниках говорится, что асинхронные двигатели в СССР потребляли свыше 60% всей реактивной мощности. Асинхронный двигатель потребляет реактивную мощность, складывающуюся  из ее потерь в стали и в обмотке Qдв = Qхх + Qкз,

Где Qхх – постоянная часть, потери в стали,

Qкз – потери в обмотке, зависящие от нагрузки.

При частичной загрузке двигателя

Q1кз = Qкзβ2


Содержание главы:

Содержание книги:

Статьи и книги по теме:

4.1.7. Силовые трансформаторы

Силовые трансформаторы являются большими потребителями реактивной мощности. Так как их мощность в системе в 5 -10 раз больше, чем мощность генераторов, они потребляют значительную долю потребления реактивной мощности в системе (по некоторым данным примерно 70 -75% всех потерь реактивной мощности). Реактивная мощность,  потребляемая трансформатором, при номинальной нагрузке складывается из двух слагающих: первое – за счет тока холостого хода в стали, второе за счет магнитных потоков рассеяния в обмотке

Qт= Qхх + Qкз = S iхх%/100 + S uк%/100 = S (iхх %+uк%)/100,

Где S – номинальная мощность трансформатора, кВА. Потребление реактивной мощности обмотками трансформатора зависит от нагрузки

Qкз= S uк%β2/100, где  β=S/Sном. При нагрузке отличной от номинально

Q = S(iх+uк%β2)/100.

Содержание главы:

Содержание книги:

Статьи и книги по теме:

4.1.6.1. Применение управляемых реакторов с регулируемыми зазорами

Применение управляемых реакторов с регулируемыми зазорами

 

Ведутся работы по использованию регулируемых или управляемых реакторов. Управление реактором осуществляется в результате целенаправленного изменения его параметров с помощью подмагничивания.

В настоящее время реакторы с подмагничиванием  и  соответствующие регуляторы для  автоматического  регулирования  режимов их работы находятся в стадии разработок и опытно-промышленной  эксплуатации /5/.

Установка неуправляемых ШР также имеет отрицательные стороны: вызывает удорожание, увеличивает потери электроэнергии, появляются феррорезонансные перенапряжения,  снижается надежность линии. Другой  большой недостаток — дискретное регулирование напряжения, только на два положения:  включено и отключено. Третий недостаток — частые включения и отключения выключателем.

Наиболее целесообразно использование плавно регулируемых шунтирующих реакторов. Альтернативным вариантом ШР с подмагничиванием являются реакторы новой    конструкции    с    регулируемыми   зазорами, предложенные и разработанные нами совместно с МЭИ, подтвержденные авторскими свидетельствами.

Реакторы новой конструкции,  предложенные нами,  могут снабжаться устройствами дистанционного управления,  которые позволяют автоматически регулировать его индуктивную мощность.

Ниже приведены описания конструкций пяти вариантов.

1. Реактор с равномерно регулируемыми воздушными зазорами имеет два ярма — верхнее и нижнее, между которыми расположены стержни.  Стержни состоят из отдельных участков, разделенных регулируемыми воздушными зазорами.  Реактор имеет прямолинейные вольтамперные характеристики и незначительные величины добавочных потерь в меди и стали от электромагнитных полей «выпучивания» в  области  регулируемых  зазоров.  Достигается  это за счет синхронного регулирования всех воздушных зазоров в магнитопроводе.

2. Реактор с радиально регулируемыми воздушными зазорами отличается от известных тем,  что зазоры в нем выполнены под косым углом к оси стержня,  а подвижные участки стержня перемещаются в радиальном направлении.  Это позволяет уменьшить инерционность подвижных  частей  магнитопровода за счет уменьшения их массы и габаритов, при сохранении равномерности электромагнитного поля в области воздушных зазоров.

3. Реактор с вращающимися участками стержня позволяет в широком диапазоне регулировать индуктивное сопротивление за счет изменения площади взаимного перекрытия подвижных и неподвижных участков  магнитопровода,  сохраняя при этом равномерность электромагнитного поля в зазорах в допустимых пределах и, тем самым, обеспечивая  линейность характеристик реактора.  Кроме того, длина воздушных зазоров остается постоянной,  а электрические потери в стержне не изменяются от потока «выпучивания».

4. Реактор с гидравлическим  регулированием  индуктивности снабжен  специальным следящим гидроприводом,  который позволяет поочередно, попарно противоположно перемещать отдельные участки стержня.  Причем,  в  зависимости от необходимой величины индуктивного сопротивления,  в первую очередь  начинает  увеличиваться воздушный  зазор, расположенный в середине стержня,  далее увеличение зазоров происходит попарно поочередно. Самими последними увеличиваются крайние воздушные зазоры,  расположенные ближе к ярмам магнитопровода. Кроме того, максимально возможная величина каждого воздушного зазора, начиная со среднего к крайним зазорам, уменьшается. Этим обеспечивается малое магнитное сопротивление вблизи торцов обмотки,  что уменьшает электромагнитные потоки рассеяния и, в результате, сокращаются добавочные электрические потери в элементах реактора. Известно, что снижение магнитного сопротивления вблизи торцов обмотки позволяет для стержневых реакторов с  воздушными  зазорами снизить добавочные потери более, чем в три раза.  Этот эффект будет сохранен в предлагаемой  конструкции реакторов, но  с обеспечением плавного регулирования индуктивного сопротивления.

5. Реактор с неравномерно регулируемыми воздушными зазорами состоит из тех же элементов, что и реактор с  равномерно регулируемыми  зазорами.  Но в данной конструкции с помощью упругих элементов, расположенных за пределами обмотки и выполненных в виде пружин растяжения, достигается неравномерное регулирование воздушных зазоров. Причем, воздушные зазоры, расположенные в середине стержня, изменяются на большую величину, а зазоры, расположенные ближе к торцам обмотки, — на меньшую. В результате улучшается  картина распределения электромагнитных потоков и, следовательно, уменьшаются электрические потери энергии. Расширение диапазона плавного регулирования индуктивного сопротивления достигается без увеличения габаритных размеров обмотки. Кроме того, расположение упругих элементов за пределами обмотки упрощает технологию сборки и эксплуатации реактора.

Под руководством автора разработаны новые конструкции реакторов с плавным регулированием индуктивности на базе нерегулируемого заземляющего реактора ЗРОМ-175/6. Она отличается простотой конструкции, имеет прямолинейную вольтамперную  характеристику и существенно меньшие значения добавочных потерь в меди и стали от электромагнитных полей «выпучивания» в области регулируемых зазоров. Реактор снабжен устройством для дистанционного управления. Имеется возможность автоматизированной настройки при плавном изменении тока в заданном диапазоне регулирования.

На рис. 4.1.6.1 показано конструктивное выполнение разработанного  реактора. На крышке бака закреплен реверсивный электропривод, с помощью которого перемещают верхнее ярмо вдоль вертикальной оси реактора таким образом, чтобы расстояние между верхним и нижним ярмами увеличивалось или уменьшалось. При этом будут равномерно и одновременно увеличиваться или уменьшаться все зазоры между отдельными участками, тем самым будет уменьшаться или увеличиваться магнитная проницаемость магнитопровода в целом. В результате индуктивное сопротивление реактора уменьшается или увеличивается. В целях ограничения диапазона перемещения верхнего ярма устанавливаются два концевых выключателя, которые автоматически отключают электродвигатель привода при достижении крайнего верхнего или нижнего положения ярма.

Опытный образец разработанного реактора испытан на производственно-ремонтном предприятии «Кыргызэнергоремонт». Результаты испытаний реактора показали прямолинейные вольтамперные характеристики (рис.4.1.6.2).

Применение управляемых реакторов с регулируемыми зазорами

Рис.4.6.1.1

Были изготовлены 3 управляемых реактора с регулируемыми зазорами. Они были установлены на 3-х подстанциях г. Бишкека для компенсации емкостных токов кабельных линий, которые показали надежную работу уже в течении 20 лет.

Рис. 4.6.1.2.

Первоначально новые конструкции плавно регулируемых реакторов предназначались для использования в качестве заземляющих (дугогасящих) реакторов. Новый тип управляемых реакторов с регулируемыми зазорами позже было предложено применять в качестве шунтирующих реакторов на сверхвысоковольтных линиях электропередачи. Конструкции и принцип работы неуправляемых дугогасящих и шунтирующих реакторов совершенно одинаковы. Разница в том, что дугогасящие (или заземляющие) реакторы используются в сетях 6-10 кВ, а шунтирующие – на напряжениях 500 кВ и выше.

Использование управляемых шунтирующих реакторов, индуктивное сопротивление которых меняется путем изменения немагнитных зазоров, дает возможность плавного регулирования в сетях высокого напряжения. Преимуществом использования управляемого реактора является минимум коммутации, не нужно его ежедневно включать и отключать. Регулирование напряжения будет происходить плавно. Главное преимущество заключается в том, что процесс управления напряжения в узле энергосистемы путем регулирования баланса реактивных мощностей можно автоматизировать, что сильно облегчает работу дежурному персоналу узловой подстанции.

Содержание главы:

Содержание книги:

Статьи и книги по теме:

4.1.6. Шунтирующие реакторы (ШР)

 

Реактор – это электромагнитное устройство, по конструкции  подобное трансформатору. Реактор, имея большую индуктивность, служит для компенсации емкостной мощности, преимущественно зарядной мощности линий электропередач. ШР  применяется в основном в линиях 500 кВ и выше. Обычно ШР устанавливают в начале и в конце линий 500 кВ и выше. В /40/  даны рекомендации, что установка на передающей станции целесообразно при длине передачи более 500 км, когда по условиям необходимого уровня напряжения в конце линии  нельзя использовать реактивную мощность генераторов. Какую же мощность реакторов необходимо устанавливать, как ее определить? По этому вопросу серьезных разработок проведено недостаточно. Имеется рекомендация, что необходима установка ШР, компенсирующего 60-80 % зарядной мощности линий 330-500 кВ. Также есть рекомендации равномерно размещать суммарную мощность реакторов вдоль линии. Рекомендуется для передачи 500 кВ длиной до 1000 км устанавливать ШР мощностью в расчете 0,7-0,9МВАр на каждый километр длины линии, т.е. мощность ШР должна быть прямо пропорционально длине линии.

Используются преимущественно нерегулируемые реакторы.  Они могут быть использованы только в двух режимах: включено и отключено. Отсутствие на нем регулирования требует частого включения и отключения, что является большим их недостатком. Переходные процессы при коммутациях вызывают выход их из строя.

Ведутся исследования и внедряются различные регулируемые компенсирующие устройства  для компенсации индуктивной реактивной мощности. За рубежом наибольшее распространение среди управляющих устройств получили статические компенсаторы реактивной мощности (СКРМ). Они выполняются на основе плавного или дискретного регулирования тиристорами мощности реактивного элемента (реактора или конденсатора), либо в виде насыщающегося или управляемого реактора.

Другой разновидностью управляемых компенсирующих устройств является управляемый реактор. Управляемый реактор значительно дешевле, проще и надежнее в эксплуатации, чем статические тиристорные компенсаторы и не уступают в быстродействии. По принципу работы управляемый реактор подобен магнитному усилителю, изменение индуктивности и соответственно потребляемой из сети реактивной мощности осуществляется путем регулирования постоянного тока в обмотке подмагничивания. В Советском Союзе также разработаны  аналогичные СКРМ устройства названные источниками реактивной мощности (ИРМ). Последние уже начинают внедрять.

В Кыргызской энергосистеме шунтирующие реакторы 500кВ установлены на Токтогулской ГЭС и на п/ст. «Фрунзенская». Об опыте их эксплуатации будет сказано ниже.

4.1.6.1.Применение управляемых реакторов с регулируемыми зазорами

Содержание главы:

Содержание книги:

Статьи и книги по теме:

4.1.5. Батареи конденсаторов (БК)

Батареи конденсаторов бывают регулируемые (управляемые) и нерегулируемые. БК устанавливаются на понижающих подстанциях, на промышленных предприятиях, служат также для компенсации  индуктивных реактивных мощностей. Преимущества — меньшая  стоимость по сравнению с синхронными компенсаторами, недостатки — невозможность плавного регулирования выработки реактивной мощности. В Кыргызской энергосистеме они установлены на ряде подстанций и некоторых предприятиях. Батареи конденсаторов установлены на удаленных от центров питания подстанциях. Большинство их расположено в Иссыккульской и Ошской предприятиях высоковольтных электрических сетей. В летнее время они находятся в отключенном состоянии. Включаются в работу в зимнее время.

Содержание главы:

Содержание книги:

Статьи и книги по теме: