7.4.3. Режимы синхронных генераторов ТГЭС в режиме потребления реактивной мощности

В Кыргызской энергосистеме накоплен некоторый опыт перевода гидрогенераторов в режим недовозбуждения. Несколько лет генераторы Токтогулской ГЭС использовались как потребители реактивной мощности. При переводе генераторов Токтогулской ГЭС в режим недовобуждения использована неудачная тепловая характеристика. Она не была похожа на характеристики других гидрогенераторов этого же типа, снятых как в заводских, так и в условиях эксплуатации. Перевод генераторов этой станции в режим недовозбуждения был использован при выходе из строя шунтирующих реакторов. Для потребления реактивной мощности в 60 МВАр генераторы, мощностью 300МВт, загружались активной мощностью всего в 20 МВт. Нами была подвергнута сомнению такая практика использования генераторов. Такой режим работы увеличивал выработку ресурса рабочего колеса радиально-осевых турбин, поэтому было рекомендовано пересмотреть такой режим работы. По данным одного замера при переводе генераторов в режим недовозбуждения с потреблением 180 МВАр, напряжение на п/ст. «Фрунзенская» была на уровне 528-529 кВ (с 1 до 4 часов). С 20 до23 часов в таком режиме находился всего один генератор с потреблением реактивной мощности в 20-40 МВАр, однако напряжение на п/ст. «Фрунзенская» было в пределах 512-525 кВ. Колебания напряжения соответствовали режиму работы электрической системы (с1 до 4 часов имели место провалы нагрузки, с20 до23 часов пики нагрузки). Нагрузка генераторов реактивной мощностью почти не влияет на уровень напряжения.

Отрицательной стороной применения режима недовозбуждения является частые включения и отключения агрегатов. Ежедневно вводились и выводились в такой режим 3-4 генератора. Исследования АО «ЛМЗ» (г. Санкт – Петербург) показали, что выработка ресурса значительно зависит от количества пусков и остановов турбин.

Проведенные нами исследования показали, что принятый режим недовозбуждения генераторов для регулирования напряжения в энергосистеме имеют сильную отрицательную сторону – повышенный износ лопастей турбин, появление трещин, повреждения их поверхностей за счет очень малой загрузки и частых пусков и остановов гидроагрегатов. Нами было предложено пересмотреть такой режим, определить допустимые величины потребления реактивной мощности при их большей загрузке активной мощностью. В последующие годы при консультации с заводом – изготовителем выяснилось, что гидрогенераторы Токтогулской ГЭС можно загружать реактивной мощностью в 60 МВАр даже при нагрузке активной мощностью до 180 МВт.

Выбранный режим перевода генераторов в режим недовозбуждения нужно считать очень неудачным. Выход из строя рабочих колес на таких мощнейших гидротурбинах чреват очень большими затратами на их замену.

Нужно отметить, что перевод генераторов в принятый режим потребления реактивной мощности малоэффективно. Такой режим почти не влияет на уровень напряжения в электрической системе.

Содержание главы:

Содержание книги:

Статьи и книги по теме:

7.4.2. Нагрузки, режимы линий электропередач от ТГЭС и баланс реактивных мощностей на них

Проведен анализ нагрузок линий 500кВ от Токтогулской ГЭС. Измерения показывают сильную зависимость реактивной мощности на линии от величины потока активной мощности (Таблица 11.2.1), величина перетока реактивной мощности вдоль линии изменяется, сток реактивной мощности в линии ТГЭС-«Фрунзенская» происходит в обе стороны, причем в сторону п/ст. «Фрунзенская» идет основная часть а в сторону ТГЭС идет очень незначительная ее часть, в линии ТГЭС- «Лочин» реактивная мощность течет только в сторону п/ст. «Лочин». Имеет место отток небольшой реактивной мощности от ТГЭС в сторону п/ст. «Лочин».

В течение суток приток реактивной мощности к шинам ТГЭС по линии «ТГЭС – Фр» меняется от 48 до 76 МВАр, средние значения в 2000-2004г.г. – от 6,35 до 46,4 МВАр, причем ее приток к ТГЭС за этот период все время уменьшалось (табл. 8.2.1).

Таблица 7.4.1

Приток РМ к.	2000г.	2001г.	2002г.	2003г.	2004г.
п/ст. «Фрунзе»	99,2	104,85	132,5	143,45	148,4
к ТГЭС	46,4	39,9	40,2	32,8	6,35
Q_c_ум, МВАр	145,6	144,75	172,7	176,25	154,75

Общая длина двух линий составляет 385 км. Длина линии ТГЭС – п/ст. «Фрунзенская» (Л -509) рана 211 км, длина линии ТГЭС – «Лочин» (Л- 504) — 174 км. Расчетная зарядная (емкостная ) мощность их составляет 346,5 МВАр, при принятой удельной зарядной мощности 0,9 МВАр/км, согласно литературным данным. Чем больше линии загружаются, тем большая часть зарядной мощности компенсируется индуктивной мощностью самих линий.

Определенная корреляционная связь просматривается между расчетными и замеренными значениями.

В целом анализ баланса реактивных мощностей по линиям Л-509 и Л – 504 показывает, что приток реактивной мощности к ТГЭС от линии Л – 509 незначительный и имеет тенденцию к уменьшению, постоянно идет отток реактивной мощности от ТГЭС в линию Л – 504.

Подсчитаны средние значения реактивных мощностей за год на Л – 509 (табл. 7.4.2), откуда видно, что приток средней реактивной мощности к ТГЭС составляет от 6,35 до 46,4 МВАр, наблюдается снижение притока. Основная часть реактивной мощности идет к п/ст. «Фрунзенская». Измеренная генерируемая мощность на Л – 509 составляет от 144,75 до 176,25 МВАр.

Таблица 7.4.2

2000г.

2001г.

2002г.

2003г.

2004г.

Q_{ТГЭС-Л-509}

(приток к ТГЭС)

Q_{п/ст. «Фр.»}

(приток к п/ст. Фр.)

Генерируемая

РМ линии

46,4

99,2

145,6

39,9

104,85

144,75

40,2

132,5

172,7

32,8

143,45

176,25

6,35

148,4

154,75

Передаваемая на п/ст. «Лочин» реактивная мощность всегда поддерживает необходимый уровень напряжения на этой подстанции. При отключении линии Л – 504 сильно снижается напряжение на подстанции.

Содержание главы:

Содержание книги:

Статьи и книги по теме:

7.4.1. Режимы шунтирующих реакторов (ШР) ТГЭС

Согласно проекту на Токтогулской ГЭС предусмотрены шунтирующие реакторы на стороне500 кВ для компенсации емкостных (зарядных) мощностей линий 500 кВ. Были установлены однофазные реакторы типа РОДЦ-60000/500-У1. Суммарная мощность трех фаз составляет 180 МВАр.

На подстанции «Фрунзенская» установлены 2 группы реакторов суммарной мощностью 360 МВАр, на подстанции «Лочин» 1 группа реакторов мощностью 180 МВАр.

Реакторы включаются и отключаются в зависимости от уровня напряжения на шинах станции и подстанций, т.е. они используются только в двух режимах «включено» и «отключено». При превышениях напряжения ШР включаются и, наоборот, при его снижениях отключаются. Таким образом, ведется дискретное регулирование уровня напряжения. Например, включение шунтирующего реактора на Токтогулской ГЭС в среднем снижает напряжение на стороне 500 кВ поданным летних и зимних замеров за 10 лет примерно на 8 кВ. На подстанции «Фрунзенская» включение одной или обеих групп реакторов снижает напряжение на 8-12 кВ. При отключении реакторов соответственно на столько же повышается напряжение на узле.

Согласно замерам на п/ст. «Фрунзенская» с 1996 по 2004г.г. и на Токтогулской ГЭс с1994 по2002г.г. перегрузок реакторов не было. Они загружались номинальной мощностью или меньше. Только один раз трехфазная группа реакторов на ТГЭС загружалась до 190 МВАр, т.е. всего на 5,5% больше номинальной мощности. Изменения напряжения на шинах станции и подстанций мало влияли на загрузку реакторов. Анализ режимов работы ТГЭС за 10 лет показывает, что ШР в основном компенсировали реактивную мощность, вырабатываемую генераторами станции. Имел место парадокс, на генераторах вырабатывают реактивную мощность и тут же его компенсируют. Вряд ли здесь есть резон. Шунтирующие реакторы, вместо того, чтобы выполнять свои функции – компенсировать реактивную мощность линий, компенсируют реактивную мощность, вырабатываемую генераторами. В период с июля 2003 года по май 2004 года ТГЭС работала без шунтирующих реакторов. Анализ уровней напряжения показал незначительное повышение среднего напряжения по сравнению с предыдущими годами, но оно находилось на нормальном уровне в 2003г. -525 кВ, в 2004 -528 кВ. Уровень напряжения на п/ст. «Фрунзенская» в эти годы оказался даже ниже, чем по сравнению с предыдущими годами.

Сравнение уровней напряжения с включенными реакторами и без них показал, что уровни напряжения мало отличаются друг от друга. Напрашивается вывод, что применение ШР на ТГЭС малоэффективно для компенсации реактивной мощности ЛЭП 500 кВ.

Одним серьезным отрицательным фактом является частые отключения и включения шунтирующих реакторов. Как мы выше отметили, в нормальном режиме не претерпевают перегрузок. Но, тем не менее, не так редко реакторы выходят из строя. Причиной оказались переходные процессы, возникающие при коммутациях. При включениях и отключениях возникают коммутационные перенапряжения, которые вызывают большие динамические усилия в реакторе, за счет которых они выходят из строя.

За время после пуска Токтогулской ГЭС имели место ряд повреждений шунтирующих реакторов. Реактор фазы «А» вышел из строя в 1994 году за счет взрыва. Реактор фазы»В» вышел из строя в 2003 году. Имели место взрыв и возгорание масла. Реактор фазы «С» по результатам обследования 2004 года признан негодным к эксплуатации. В нем были выявлены многочисленные дефекты. Имел место выход из строя реактора на п/ст. «Фрунзенская». Выше нами было показано, что в нормальных режимах реакторы не претерпевали перегрузок, ни при каких режимах работы генераторов, линий электропередач. Можно с уверенностью сделать вывод, что причиной повреждения реакторов никак не могут быть какие – либо перегрузки в нормальных режимах. Некоторые предполагают, что причиной их выхода из строя является износ изоляции и старение масла. Однако периодические анализы масла, испытания изоляции не показывали каких- либо серьезных отклонений качества масла и изоляции.

Причиной выхода из строя реакторов являются коммутационные перенапряжения, возникающие при включении и отключении реакторов. При включении реактора с индуктивностью L, возникает колебательный контур с линиями электропередач с емкостью С. Согласно теории, происходит обмен энергией между элементами с емкостью и элементами с индуктивностью. Между магнитными и электрическими полями возникает колебательный процесс. Переток энергии между емкостями и индуктивностями вызывает переходный процесс. Переходные токи, возникающие при включениях и отключениях, вызывают в реакторе большие электродинамические усилия. Электродинамические силы вызывают ослабление прессующих шпилек обмотки, нарушения изоляции стягивающих шпилек, нарушение связи между прессующими вертикальными пластинами, обрыв проводов шлейфа главных выводов обмотки. Осмотры реактора с вскрытием активной части выявляют другие многочисленные дефекты: повсеместное вспучивание изоляции между катушками секции обмотки, выгорание межвитковой изоляции, замыкание стяжных шпилек вертикальных шунтов, смещение экрана на нижней плите вследствие этого ослабление крепежных болтов (согласно акту обследования от 2003 г.). Все эти повреждения являются следствием воздействия электродинамических сил. Эти повреждения вызывают повышенный нагрев, а также приводят к пробою изоляции. Причиной повреждения реакторов является не старение изоляции обмоток и окончания срока службы, а коммутационные перенапряжения.

По конструкции реакторы аналогичны силовым трансформаторам. Однако силовые трансформаторы имеют намного меньший параметр потока отказов. При одинаковом сроке службы трансформаторов и реакторов, на Токтогулской ГЭС и подстанциях «Фрунзенская» и «Лочин» каких-либо повреждений на трансформаторах не происходило, в то время как имели место неоднократные повреждения в реакторах. Причиной повреждений реакторов является частые включения и отключения реакторов. Возникающие при коммутациях переходные токи создают большие электродинамические силы внутри реактора, за счет которых происходят различные механические разрушения или повреждения в магнитопроводе, в крепежных деталях и в обмотках.

Возникающие при коммутациях перенапряжения представляют опасность и для другого оборудования, таких как кабель 500 кВ и прочие. При стремлении защитить кабель и прочее оборудование от повышений напряжений в 2,5-3 %, установкой шунтирующих реакторов, искусственно создаются перенапряжения, превышающие номинальное в несколько раз. Факты возникновения перенапряжений подтверждаются пробоями искровых промежутков вентильных разрядников. Пробивное напряжение вентильного разрядника РВМК-500П составляет от 660 до 760 кВ, импульсное пробивное напряжение – 1070 кВ. За период 2000 – 2004 годы на Токтогулской ГЭС разрядники на каждой фазе пробивались от 45 до 54 раз.

При включении выключателя реактора, возникающие переходные токи по данным осцилографирования доходили до 2100 А (10,5 номинала), что вызывает катастрофические динамические удары в обмотках реактора, которые приводят к витковым замыканиям, обрывам элементов обмотки и необратимому выходу реактора из строя. Факт возникновения перенапряжений при операциях выключателями также подтверждается срабатываниями вентильных разрядников на п/ст. «Фрунзенская». При проведении около 400 операций выключателями реактора, разрядник фазы «В» сработал 108 раз. Было предложено поменьше производить операции с выключателями реакторов. Предложено в летнее время при малых нагрузках держать реакторы включенными, а зимнее время отключенными, и не производить ежесуточные отключения и включения, что означает включение и отключение производить всего 2 раза в год. Возможен полный отказ от использования шунтирующих реакторов на Токтогулской ГЭС. Обоснованием такого предложения является очень малый приток реактивной мощности от Л-509 (Токтогульская ГЭС — Фрунзенская) , так в 2004 г. ее приток составил в среднем всего 6,35 МВА и малая выработка ее на самой станции 56,6 МВАр. Эта выработанная реактивная мощность идет к п/ст. «Лочин», которая там востребована для поддержания напряжения. Основной приток реактивной мощности, генерируемая на линиях, идет к п/ст. «Фрунзенская». При включении шунтирующих реакторов снижается напряжение на выводах генераторов, что вызывает увеличение выработки ими реактивной мощности, которая идет на компенсацию индуктивной мощности ШР. При включении ШР создается мощный колебательный контур, который при включениях и отключениях создают очень большие перенапряжения.

Использование реакторов на Токтогулской ГЭс противопоказано с точки зрения возникновения коммутационных перенапряжений при включении и отключении шунтирующих реакторов. Коммутационные перенапряжения более опасны для кабелей 500 кВ и прочего оборудования, чем небольшие повышения напряжения на 2-3%. Повышения напряжения при отключенных реакторах на Токтогулской ГЭС находились в пределах нормы. Нормы утверждены Циркуляром № Ц-01-95 (Э) «О допустимых эксплуатационных повышениях напряжения промышленной частоты на электрооборудовании 500-750 кВ ЕЭС России, утвержденного Департаментом науки и техники РАО ЕЭС России от 15.03. 1995 г. Нами предлагается отказаться от использования шунтирующих реакторов на электростанциях. При их включении снижение напряжения автоматически компенсируется выработкой реактивной мощности генераторами станции. Реальные замеры показывают, что ШР мало отсасывают зарядную мощность линии и очень мало влияют на уровень напряжения в системе.

Содержание главы:

Содержание книги:

Статьи и книги по теме:

7.4. Режимы работы элементов линии 500кВ на примере электропередач от Токтогульской ГЭС

7.4.1. Режимы шунтирующих реакторов (ШР) ТГЭС

7.4.2. Нагрузки, режимы линии и баланс реактивной мощности на них

7.4.3. Режимы синхронных генераторов ТГЭС в режиме потребления реактивной мощности

Содержание главы:

Содержание книги:

Статьи и книги по теме:

7.3. Расчеты уровней напряжения на примере линии «Токтогульская ГЭС — п/с Фрунзенская»

. Эта линия выполнена в основном проводами 3хАС-300, на высокогорных участках применены 3хАС-400 и 3хАС-500, их протяженность небольшая. За активное сопротивление примем сопротивление поводов 3хАС-300, которое равно R₀=0,033 Ом/км, индуктивное сопротивление х₀= 0,31 Ом/км.

Токтогулская ГЭС выдает свою мощность на напряжении 500 кВ двумя линиями на подстанции «Лочин» (Андижан) и «Фрунзенская (Чалдовар). Для компенсации зарядной мощности линий 500 кВ на ОРУ-500 кВ Токтогулской ГЭС и на конечных подстанциях установлены шунтирующие реакторы РОДЦ-60000.500-У1, мощность каждой группы 180 МВАр. Длина линии «Токтогулская ГЭС-Лочин» составляет 174 км, а «Токтогулская ГЭС-Фрунзенская» — 211 км.

Для регулирования напряжения на конечных подстанциях и на ГЭС по мере необходимости включают и отключают шунтирующие реакторы. Реакторы нерегулируемые, поэтому отсутствует возможность плавного регулирования напряжения. Регулирование напряжения происходит дискретно. Например, при включении или отключении группы однофазных реакторов на подстанции «Фрунзенская» напряжение меняется на 8-12 кВ.

Колебание напряжения происходят за счет изменения нагрузки в течение суток, в течение года. При изменении величины тока в линии меняется уровень напряжения в конце линии.

На подстанции «Фрунзенская» не используются устройства регулирования напряжения на автотрансформаторах (РПН), чтобы не вывести их из строя.

.. Напряжение в начале линии поддерживается на уровне U=525 кВ.

Расчеты произведем для резко отличающихся режимов работы линии, во первых, когда линия сильно недогружена Р=0,25Р_нат, во вторых, когда линия перегружена. Натуральная мощность для данной линии составляет Р_нат=900мВт. Активное сопротивление линии R=R₀* l = 211*0,033=6,963 Ом, индуктивное сопротивление Х=Х₀*l=211*0,31=64 Ом.

В случае сильного недогруза, напряжение на конце линии становится больше, чем в начале. Для того, чтобы уменьшить напряжение в конце линии можно снизить напряжение на выводах генератора на 5% (до15кВ). Напряжение на высокой стороне при этом составит 500 кВ.

Во втором случае при перегрузке линии напряжение на конце линии сильно уменьшается. Чтобы это уменьшение не было очень большим, напряжение на шинах станции можно поднять до U = 550кВ, соответственно на выводах генераторов до 16.5кВ (на 5%).

По предложенной нами методике расчета по балансу реактивных мощностей определены уровни напряжения на конце линии.

Режим малой нагрузки.

а) Напряжение на шинах станции постоянно.

U₁=525кВ. (U_г=15,75кВ). Р=0,25Р_нат=0,25*900=225 мВт.

На линии генерируется емкостная реактивная мощность.

Q_C₁=U²*b=525²*7,68*10^-4=211,7 мВАр.

Индуктируется индуктивная реактивная мощность.

Q_L₁=3*I²*х=3*0,286²*64=15,76 мВАр.

где:

I₁ = P / (√3 U cos φ₁) = 225 / (√3 · 525 · 0,866) = 0,286 kA

Суммарная реактивная мощность

Q_Σ = Q_C₁-Q_L₁= 211,7- 15,7 = 196 МВАр

ΔU_a = √3 I₁ · R = √3 · 0,286 · 6,963 = 3,5 kB

При cosφ₁= 0.866, S =259.8 МВА, sinφ₁= 0,5; U=454.6 кВ, U_p₁ =262.5 кВ, U_a₂ = 451.1 кВ, Q₁ = 130.0 МВАр, Q₂ = 326 МВАр, U_p₂ = U_p₁ √(Q₂/Q₁) =415.7 кВ. . Напряжение на конце линии будет равно U₂ =613.4 кВ. Для снижения напряжения включена одна группа шунтирующих реакторов в конце линии. В этом случае реактивная мощность на конце линии снизится до 146 МВАр, соответственно снизится реактивная составляющая напряжения до 278.2 кВ и напряжение на конце уменьшится до 530.0 кВ, что выше допустимого напряжения. При включении второй группы реакторов напряжение снизится до 470.65 кВ. Это напряжение недопустимо мало.

Лучше регулировать напряжение конца путем изменения напряжения в начале линии. Регулируя ток возбуждения, например, уменьшив его на 5%, можно снизить напряжение до 500 кВ. При этом уменьшится емкостная реактивная мощность линии, увеличится индуктивная реактивная мощность, в целом уменьшается реактивная мощность в конце линии и соответственно напряжение увеличивается до 496.0 кВ, что всего на 1% меньше требуемого. Управление уровнем напряжения компенсацией реактивной мощности в сочетании с регулированием напряжения на ГЭС даёт лучший эффект.

Режим перегруза.

а) Напряжение на шинах станции равно номинальному U₁=525кВ, Р=1,5Р_н =1350 МВт, I₁=1,65 кА; Q_C= 211,7 МВАр, Q_L = 522.5 МВАр, Q_Σ= -310.5 МВАр, соsφ₁=0.9, sinφ₁ =0.436, ΔU_a =20.0kB, U_a₂ = 452.5kB, U_p₂ =165.9kB, U₂ =482.0kB

Напряжение в конце линии получается ниже номинального примерно на 5% (номинальное напряжение в конце линии должно быть равным 500 кВ).

б) Напряжение на шинах станции увеличено на 5% до 550 кВ (U_Г=16,5 кВ), тогда при той же нагрузке I₁=1,42 кА, Q_C₂=232,3 МВАр, Q_L₂=385.6 МВАр, Q_Σ =281,7 МВАр.. Q_Σ = -153.3MBAp, U_a₁=495kB, U_a =17.2kB, U_p₁ =239.7kB, U_p₂ =209.7kB и ΔU₂ =521.8kB. Расчеты показали, что напряжение в начале достаточно увеличить до 535кВ, при этом напряжение в конце составит 501.8кВ.

Раньше нами приведена наибольшая нагрузка на линию 500кВ с проводами 3АСх300 по условиям нагрева Р_нб = 1560 МВт. При такой нагрузке увеличением напряжения в начале линии в допустимых пределах можно добиться удовлетворения уровня напряжения на конце линии.

Как видно из расчетов при малых нагрузках вопрос управления уровнем напряжения с помощью неуправляемых шунтирующих реакторов легче решать в сочетании с управлением напряжения с помощью ГЭС.

Управление уровнем напряжения с помощью ГЭС особенно ценно при работе перегруженной линии. Ввиду отсутствия компенсации индуктивной мощности (синхронных компенсаторов или батарей конденсаторов) управление уровнем напряжения в узле энергосистемы с помощью ГЭС, является лучшим решением.

Эффект регулирования напряжения на конце линии, путем его изменения в начале, усиливается изменением на линии емкостного и индуктивного реактивных мощностей. При уменьшении напряжения снижается емкостная мощность, одновременно повышается потребление индуктивной мощности на линии за счет увеличения тока, в итоге уменьшается суммарная реактивная мощность. При малых нагрузках на линии за счет этого повышается эффект снижения напряжения на конце линии (при малых нагрузках необходимо снижать напряжение на конце линии). При больших нагрузках увеличение напряжения в начале линии увеличивает выработку емкостной мощности и снижает потребление индуктивной мощности в итоге увеличивается суммарная реактивная мощность и напряжение на конце линии повышается.

Как было рассмотрено выше (гл. 6) режим работы линии сильно зависит от ее нагрузки. В зависимости от нее меняется баланс реактивных мощностей в сверхвысоковольтной линии. При малых нагрузках требуется компенсация емкостной мощности, что на практике делается с помощью нерегулируемых шунтирующих реакторов (ШР). При больших нагрузках требуется компенсация индуктивной мощности, чего до настоящего времени на сверхвысоковольтных линиях не производится, хотя разработана соответствующая техника — синхронные компенсаторы достаточно больших мощностей.

Содержание главы:

Содержание книги:

Статьи и книги по теме:

7.2. Усиление эффекта регулирования напряжения с помощью ГЭС за счет изменения реактивной мощности на линии

Эффект регулирования напряжения на конце линии, путем его изменения в начале, усиливается изменением генерирующей и потребляемой на линии реактивных мощностей. При уменьшении напряжения снижается емкостная мощность, одновременно повышается индуктивная мощность на линии за счет увеличения тока, в итоге уменьшается суммарная реактивная мощность. При перегрузках линии стоит задача поддержание достаточного уровня напряжения. При перегрузках линии предлагается с помощью генераторов станции повысить напряжение в начале линии. За счет повышения емкостной и снижения индуктивной мощности уменьшается суммарная реактивная мощность, соответственно уменьшается падение напряжения на линии. За счет этого повышается эффект повышения напряжения на конце линии.

Расчеты дают следующие результаты: при понижении напряжения на 5% суммарная реактивная мощность линии уменьшается примерно на 20%, за счет уменьшения емкостной мощности примерно на 10% и увеличения индуктивной мощности также на 10%. При увеличении напряжения на столько же она увеличивается примерно на 20%. Такое дополнительное регулирование напряжения дает изменение напряжения в конце линии примерно на 10%. Предложенный способ регулирования уровня напряжения в узле энергосистемы требует минимальные затраты и будет иметь достаточно хороший эффект.

Содержание главы:

Содержание книги:

Статьи и книги по теме:

7.1. Использование ГЭС для регулирования напряжения в энергосистеме

Нами предлагается для регулирования напряжения в системе использовать возможности генераторов ГЭС. Они имеют автоматическое регулирование напряжения, которое позволяет плавно и в определенных пределах изменять напряжение. На основе выше предложенной методики расчета режимов высоковольтной линии (гл. 6), расчетным путем показана возможность регулирования напряжения на узловой подстанции системы путем небольших изменений напряжения, в пределах допустимых величин, на выводах генератора.

Обычно на шинах электрических станций постоянно поддерживается номинальное напряжение. Напряжение регулируется и поддерживается с помощью генераторов станции. В генераторах напряжение регулируется изменением тока возбуждения. Для этого они снабжены автоматическим устройством АВР (автоматическое регулирование возбуждения). Одной из задач АВР является поддержание на требуемом уровне (в определенных пределах) напряжения в узлах энергосистемы и у потребителей.

Поддержание напряжения на должном уровне энергосистемы можно достигать рациональным ведением режима работы дежурным персоналом, полным использованием реактивной мощности генераторов и более глубоким использованием устройств автоматического регулирования возбуждения синхронных генераторов.

Оптимальные условия для поддержания нужных уровней напряжения в системе, работающей на уже имеющемся оборудовании, определяется с помощью ЭВМ по специальным программам.

Работа персонала по поддержанию уровня напряжения сводится к воздействию на установочные устройства АВР, для этой цели меняют коэффициент трансформации установочного автотрансформатора.

Обычно гидрогенераторы рассчитывают так, чтобы при изменении напряжения на выводах обмотки статора в пределах ±5% номинального они могли длительно развивать номинальную мощность при номинальных значениях частоты и коэффициента мощности. Это достигается тем, что индукция в различных участках магнитопровода машины и плотность тока в обмотках выбираются с учетом возможного их повышения в указанных пределах.

Со снижением напряжения, повышение нагрева от потерь в меди обмотки статора вследствие увеличения в ней тока компенсируется снижением нагрева из-за уменьшения потерь в сердечнике статора. При уменьшении напряжения ниже 95% номинального увеличение тока статора свыше 105% номинального обычно не допускается, даже если при этом температура обмотки статора остается ниже предельно допустимого значения. Это объясняется тем, что в машинах с косвенным воздушным охлаждением перепад температуры в изоляции обмотки статора пропорционален квадрату тока и чрезмерное увеличение градиента этого перепада может привести к снижению срока службы изоляции.

Гидрогенераторы обычно рассчитывают также из условия их длительной работы при повышенном напряжении до 110% номинального включительно. Однако ввиду увеличения потерь в стали, вызываемых ими местных нагревов, а также роста тока и нагрева обмотки возбуждения сохранить при этом номинальную мощность не удается. Обычно при повышении напряжения свыше 105% номинального кажущаяся мощность гидрогенератора снижается примерно на 2 % с каждым процентом повышения напряжения. Работа при напряжении более 110% номинального не допускается. Сказанное выше иллюстрируется данными таблицы 7.1

Таблица 7.1

U/U_ном	I/I_ном	S/S_ном	U/U_ном	I/I_ном	S/S_ном
0,95	1.05	1.00	1.03	0.97	1.00
0,96	1.04	1.00	1.04	0.96	1.00
0,97	1.03	1.00	1.05	0.95	1.00
0,98	1.02	1.00	1.06	0.925	0.98
0,99	1.01	1.00	1.07	0.90	0.96
1,00	1.00	1.00	1.08	0.87	0.94
1,01	0.99	1.00	1.09	0.845	0.92
1,02	0.98		1.10	0.82	0.90

Расчеты показывают, что при использовании этих допустимых отклонений напряжения на выводах генератора, можно ощутимо изменить ее значение на конце линии. Так при малых нагрузках на линии, уменьшение напряжения в начале линии с помощью генераторов станции, позволяют в меньшей степени использовать шунтирующие реакторы, реже включать их в работу, требуется меньшая их мощность.

При больших нагрузках повышение напряжения в начале линии позволяет добиваться необходимого уровня напряжения в ее конце.

Определенную трудность представляет подведение напряжения узловой подстанции к воспринимаемому органу АВР.

Нами предлагается схему автоматического регулирования напряжения генераторов ГЭС дополнить схемой управляющей дискретно (можно и плавно) коэффициентом трансформации установочного автотрансформатора (АТ) в схеме АВР. Измерительным органом будут включенные параллельно трансформаторы тока в цепи укрупненных блоков. При малой нагрузке установочное устройство автоматически включает отводы АТ с меньшей уставкой, с ростом тока устройство включает последовательно отводы с большей уставкой. При дискретном управлении достаточно переключения производить между 5 отводами -5%; -2,5%; 0%; +2,5% и +5%. Такое регулирование можно производить вручную. Данная рекомендация относится к случаю одновременной работы всех генераторов станции. В каждом случае, видимо, нужно решать задачу индивидуально.

Расчеты показывают, что при использовании допустимых отклонений (±5%) напряжения на выводах генератора можно ощутимо изменить ее значение на конце линии. Регулирование напряжения с помощью генераторов позволяет в меньшей степени использовать шунтирующие реакторы, реже включая их в работу.

При больших нагрузках повышение напряжения в начале линии позволит добиваться необходимого уровня напряжения в ее конце.

Содержание главы:

Содержание книги:

Статьи и книги по теме:

Глава 7. Управление уровнем напряжения с помощью ГЭС и компенсацией реактивной мощности на ней

Имеются определенные трудности в регулировании напряжения на мощных узловых подстанциях, питающихся сверхвысоковольтными линиями электропередачи. Для этого используются нерегулируемые шунтирующие реакторы. Для снижения напряжения их включают, для поднятия — отключают. Существующий метод регулирования напряжения путем включения и отключения неуправляемых реакторов, имеет существенные недостатки. Первый – это дискретное (скачкообразное) регулирование, нет плавного регулирования. Второе – напряжение не поддерживается на одном уровне. Вследствие чего во всей системе, подключенной к этой подстанции, напряжение не постоянно.

Содержание главы:

Содержание книги:

Статьи и книги по теме:

4.1.3. Роль электростанций в потреблении реактивной мощности

В режиме недовозбуждения синхронные генераторы могут потреблять реактивную мощность из энергосистемы. В последнее время все чаще начинают использовать генераторы в режиме потребления реактивной мощности, из-за их избытков в энергосистеме в ночные провалы нагрузок.

Допустимая потребляемая реактивная мощность генератора в зависимости от активной нагрузки для каждого типа агрегата определяется индивидуальными испытаниями. В режиме перевозбуждения или недовозбуждения для определения допустимых нагрузок пользуются так называемой картой допустимых нагрузок. Такие карты составляются для каждого типа машин на основании специальных эксплуатационных испытаний на нагрев. Турбогенераторы могут вырабатывать до 80 % реактивной мощности по отношению к активной, а потреблять только до 30 – 40 % при ограничении активной мощности до 40 %. Такое сильное ограничение по потреблению реактивной мощности турбогенераторами связано с дополнительным нагревом крайних пакетов активной стали и конструктивных элементов торцевых зон статора, бандажных колец лобовых частей обмотки, торцевых щитов корпуса генератора. Это происходит за счет увеличения результирующей индукции в этой зоне за счет сложения магнитных полей рассеяния в лобовых частях статора и ротора.

Гидрогенератор в режиме недовозбуждения может больше потреблять реактивную мощность, чем турбогенератор в виду его конструкционных особенностей по условиям нагрева.

Для турбогенераторов основных типов в табличной форме или в виде диаграмм даются допустимые мощности выработки активной мощности и потребления реактивной.

Для гидрогенераторов снимают тепловые характеристики в заводских условиях, которые также называются диаграммой мощности в режиме недовозбуждения. По этим диаграммам, можно определить какую величину реактивной мощности можно допустить при данной выработке активной мощности.

Содержание главы:

4.1. Источники и потребители реактивной мощности

Содержание книги:

Статьи и книги по теме:

4.1.2 Роль электрических станций в выработке реактивной мощности

В Кыргызской энергосистеме электростанции играют заметную роль в выработке реактивной мощности. Потребление реактивной мощности почти пропорционально потреблению активной мощности, даже рост потребления реактивной мощности с ростом активной мощности больше, чем в прямой пропорции. В Кыргызской энергосистеме потребление активной мощности зимой примерно в три раза больше, чем летом, соответственно зимой потребление реактивной мощности в энергосистеме возрастает более чем в три раза. Высоковольтными линиями генерируется почти одинаковая реактивная мощность в течение года. В летнее время эта мощность может превышать потребление реактивной мощности трансформаторами, двигателями или другими устройствами, имеющими некоторую индуктивность. В связи с изменением структуры потребления значительно уменьшилось потребность в реактивной мощности.

Сильно уменьшилось потребление электроэнергии промышленностью, где преобладает двигательная нагрузка, потребляющая значительную долю реактивной мощности. Рост потребления активной мощности в зимнее время имеет место за счет использования электрических обогревательных систем, не потребляющих реактивную мощность. Рост потребления реактивной мощности происходит только за счет увеличения их потерь в элементах самой системы: в трансформаторах, линиях электропередачи. Электрические станции соответственно летом мало вырабатывают реактивную мощность, и напротив зимой им приходится вырабатывать во много раз большую реактивную мощность.

В летнее время во всей Кыргызской энергосистеме не наблюдается больших перетоков реактивной мощности по линиям электропередачи. Зимой имеют место значительные их перетоки, особенно, в линиях Бишкекского энергоузла. Источником реактивной мощности этого энергоузла является ТЭЦ г. Бишкек. В других частях энергосистемы зимой перетоки реактивной мощности возрастают, однако нельзя сказать, что из — за нехватки реактивной мощности имеют место большие снижения напряжения. Самыми удаленными потребителями являются Иссыккульская и Нарынская области.

Для компенсации реактивной мощности на ряде подстанций Иссыккульской области установлены батареи конденсаторов, на узловой подстанции «Иссыккульская» имеется два синхронных компенсатора, мощностью по 32 МВАр. В Нарынской области большую роль в компенсации реактивной мощности играет Атбашинская ГЭС, поэтому больших перетоков реактивной мощности в эти удаленные места от электростанций не имеет места. Напротив наблюдается обратный переток реактивной мощности в сторону источников энергии, особенно в летнее время, когда линии загружены очень мало и возникает избыток зарядной мощности линий электропередач. В летнее время все батареи конденсаторов и синхронные компенсаторы находятся в отключенном состоянии. Они включаются только в зимнее время. В некоторые годы зимой не включают синхронные компенсаторы на подстанции «Иссыккульская», так с 1999 по 2004 годы они вообще не использовались.

Из электростанций наибольшую реактивную нагрузку в зимнее время несут ТЭЦ г. Бишкек и Атбашинская ГЭС. Данные замеров показаны в таблицах 4.1.1 и 4.1.2.

Таблица 4.1.1

Зимние замеры выработки Атбашинской ГЭС (МВт + МВАр)

Годы

P + Q

1995,20.12

1996, 18.12

1997, 17.12

1998, 23.12

1999, 15.12

2000, 20.12

2001, 19.12

2003, 17.12

2004, 15.12

2005, 21.12

20 + 30

40 + 14

20 + 23

30 + 11

32 + 19

30 + 21

23 + 12

31 + 26

30 + 15

30 + 20

Таблица 4.1.2

Зимние замеры выработки ТЭЦ г. Бишкек

Годы

P +Q

1995,20.12

1996, 18.12

1997,17.12

1998, 23.12

1999, 15.12

2000, 20.12

2001, 19.12

2003, 17.12

2004, 15.12

2005, 21.12

272+ 363

278 +376

334 +450

211 + 310

182 + 260

327 + 359

213 + 220

164 + 260

175 + 310

172 + 340

В дальнейшем при увеличении выработки активной мощности на ТЭЦ г.Бишкек уменьшится возможность выработки реактивной мощности, но тем не менее выработку определенной величины реактивной мощности можно сохранить, ввиду того, что часть турбин с конденсатного режима переведены на теплофикационный, т.е. уменьшена активная мощность генераторов. При установленной мощности генераторов 840 МВт, располагаемая мощность составляет 678 МВт, что позволит генераторы загружать реактивной мощностью до 600 – 700 МВАр. На гидроэлектростанциях можно доводить выработку реактивной мощности примерно от 1200 до 1400 МВАр.

Ранее на предприятиях имелись батареи конденсаторов, которые в настоящее время не используются. В дальнейшем при полной загрузке ТЭЦ активной мощностью может возникнуть дефицит реактивной мощности в Бишкекском энергоузле. Возможно, появится необходимость установки в этом энергоузле компенсирующих устройств на подстанциях или у потребителей.

Было предложение – предусмотреть возможность перевода генераторов Атбашинской ГЭС в режим синхронных компенсаторов. Для этого предполагалось установить компрессоры для отжима воды из камеры рабочего колеса турбины сжатым воздухом. Этим предполагалось обеспечить снижение потерь при работе генераторов в режиме синхронных компенсаторов. Потери без отжима воды составляет более 10% номинальной мощности, при отжиме – 2 – 3 %. Казахским филиалом института «Гидропроект» в 1988 году был разработан проект перевода агрегатов Атбашинской ГЭС в режим синхронного компенсатора. Однако до сих пор этот проект не был внедрен в жизнь. Нами, исходя из опыта эксплуатации ГЭС Кыргызстана, предлагается отказаться от установки компенсаторов и не переводить генераторы в режим синхронных компенсаторов. Перевод генераторов в этот режим связан с большим объемом работ по выкачке воды из камер и других мероприятий. В обычном режиме, при неполной загрузке активной мощностью, генераторы могут вырабатывать достаточно много реактивной мощности. Имеющиеся предложения о переводе гидрогенераторов в режим синхронных компенсаторов нужно считать неудачными. Нет никакой необходимости использования такого способа перевода гидрогенераторов в режим синхронных компенсаторов для выработки ими реактивной мощности.

Содержание главы:

4.1. Источники и потребители реактивной мощности