РАХИМОВ К. Р.

О ТЕОРИЯХ ГЕНЕРАЦИИ, ПЕРЕДАЧИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И  РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ

Бишкек 2014

• О теориях генерации, передачи электроэнергии и реактивной мощности
• Введение
• Глава 1. О теории генерации электрической энергии
  • 1.1. Теория генерации активной энергии
  • 1.2. Теория генерации реактивной энергии
• Глава 2. Теории электропередачи
  • 2.1. Теория передачи энергии путем взаимного превращения электрического и магнитного полей
  • 2.2. Теория переноса электрической энергии вдоль проводов.
  • 2.3. Теории передачи электрической энергии электронной проводимостью
  • 2.4. Теория передачи электромагнитными волнами (Волновая теория)
  • 2.5. О теории прямой и обратной волны
• Глава 3. О теории электрических цепей
• Глава 4. Теория о реактивной мощности
  • 4.1. Источники и потребители реактивной мощности
• Глава 5. О теории устойчивости линии
• Глава 6. Расчет режимов линии электропередачи
  • 6.1. Реактивные мощности линии электропередачи
  • 6.2. Натуральная мощность линии
  • 6.3. О явлении резонанса напряжения и схемах замещения линии электропередачи
  • 6.4. Расчет дальней сверхвысоковольтной линии электропередачи
  • 6.5. О расчете межсистемной линии или работающей на шины бесконечной мощности
  • 6.6. Общепринятый метод расчета режимов линии электропередачи
  • 6.7. Величина и направления потоков реактивной мощности на линии
  • 6.8. Расчет режимов линии с учетом баланса реактивных мощностей
  • 6.9. Пример расчета линии по методу баланса реактивной мощности
  • 6.10. Расчет линии при обратном потоке реактивной мощности от конца к началу
  • 6.11. Зависимость реактивных мощностей линии и уровня напряжения на конце радиальной линии от нагрузки
  • 6.12. Расчет падения и потери напряжения в линии электропередачи
• Глава 7. Управление уровнем напряжения с помощью ГЭС и компенсацией реактивной мощности на ней
  • 7.1. Использование ГЭС для регулирования напряжения в энергосистеме
  • 7.2. Усиление эффекта регулирования напряжения с помощью ГЭС за счет изменения реактивной мощности на линии
  • 7.3. Расчеты уровней напряжения на примере линии «Токтогульская ГЭС — п/с Фрунзенская»
  • 7.4. Режимы работы элементов линии 500кВ на примере электропередач от Токтогульской ГЭС
• Заключение
• Список литературы

12.1. Современное состояние

Становление электрических сетей приведено в первой главе. Энергосистема Кыргызстана первоначально развивалась как отдельные системы Севера и Юга Кыргызстана. Северная система охватывает территории трех областей Чуйской, Иссыккульской и Нарынской областей, имеет связи с энергосистемами Джамбульской и Алматинской областей Казахстана линиями 220 кВ и 500кВ. Сети Чуйской области связаны с сетями Иссыккульской области через две линии 220 кВ, с сетями Нарынской области одной линией 220 кВ.

Сети Иссыккульской и Нарынской областей связаны одной линией 110 кВ.

Южная система охватывает территории трех областей: Ошской, Жалалабатской и Баткенской. Сети Юга тесно связаны с сетями Ферганской долины (Узбекистан). Таласская область первоначально питалась от Жамбульской энергосистемы Казахстана. В настоящее время она питается от линии 500 кВ Токтогульская ГЭС – Фрунзенская. Баткенская область частично питалась от Таджикской и частично от Узбекской энергосистемы. В настоящее время в связи с вводом линии 220 кВ «Алай – Баткен» эта область в основном перешла на питание от энергосистемы Кыргызстана. После ввода линий 500 кВ «Токтогульская ГЭС – Лочин» (г. Андижан) и «Токтогульская ГЭС – Фрунзенская» (с. Чалдовар) энергосистемы Севера и Юга Кыргызстана были объединены (Рис.12.1), кроме того образовалось кольцо на напряжении 500 кВ Андижан — Сырдарьинская ГРЭС — Ташкент — Чимкент — Джамбул — Чалдовар — Токтогульской ГЭС – Андижан.

Источники электроэнергии распределены неравномерно. В Иссыккульской области совершенно отсутствуют электростанции. В Нарынской области имеется всего одна станция Атбашинская ГЭС средней мощности. В Чуйской области действует Бишкекская ТЭЦ, Аламединский каскад ГЭС и Кеминская ГЭС малой мощности. До ввода линии 500 кВ от Токтогулской ГЭС основным источником энергии была Бишкекская ТЭЦ, которая питала все три области.

Развитие сетей было неразрывно связано со строительством и вводом генерирующих мощностей, а также имело зависимость от общей проблемы развития энергосистемы Средней Азии как одного целого. Иногда вопрос решался в зависимости от преобладания инициативы той или иной республики. Так известно, что в схеме выдачи Токтогулской ГЭС подстанция на Севере должна была быть расположена около г. Луговое (Казахстан). Кыргызское правительство настояло, чтобы хоть одна подстанция 500 кВ была расположена на территории Кыргызстана. Проект был изменен и подстанцию построили около с.Чалдовар (Кыргызстан). В другом случае линия 500 кВ «Фрунзенская – Алматы» должна была проходить через Чуйскую долину и иметь подстанцию 500/220 кВ около пос. Кемин. Этим обеспечивалась бы электроэнергией восточная часть республики. Однако эту линию построили в обход Чуйской долины, вследствие этого энергия Токтогулской ГЭС идет в Кемин и частично в Бишкек через Алматы. Вопрос был решен не лучшим образом. Имеют место дополнительные потери энергии и перегрузки линий 220 кВ в Чуйской долине, кроме того, после распада СССР появились некоторые проблемы между отдельными государствами. В данном случае кыргызские энергетики не проявили настойчивости в решении вопроса выбора трассы данной линии.

Кыргызкие энергетики продолжали настаивать на осуществлении проекта строительства линии 500 кВ «Фрунзенскую – Кемин», однако обстоятельства изменились, и острота строительства этой линии на данном этапе считается несвоевременным, что будет изложено ниже.

При решении вопросов схем выдачи мощности от других ГЭС Нижненарынского каскада, все станции выдают мощность в основном в Узбекистан, только одна линия выдает мощность на кыргызскую подстанцию (п/ст. «Октябрьская»). Узбекистан потребляет кыргызскую энергию в Ферганской долине, взамен Север Кыргызстана получает энергию от Узбекистана через Казахстан. Имеет место недостаточная связь между Югом и Севером Кыргызстана. Имея основную часть генерирующих мощностей на Юге, кыргызские энергетики не могут передавать достаточную мощность на Север.

Спорной является выбор схемы выдачи мощности от Камбаратинской ГЭС №2. Среднеазиатским отделением «Энергосетьпроект» предложено выдавать мощность по двум линиям 500 кВ, врезанных в линию 500 кВ «Токтогулская ГЭС – Фрунзенская». Обоснованием является использование этих линий в дальнейшем для выдачи мощности Камбаратинской ГЭС №1. Однако ввод Камбаратинской ГЭС №1 не ожидается в ближайшем будущем. При принятии этого варианта требуются большие капиталовложения, которые будут заморожены на долгие годы. Нами предложены другие варианты схемы выдачи мощности от Камбаратинской ГЭС №2, которая позволит повысить надежность энергосистемы, и будет выдавать мощность на Север кратчайшим путем, что будет изложено ниже.

Еще в 60–е годы при проектировании схемы развития ОЭС Средней Азии вырисовывалась схема сетей 500 кВ, которая должна была объединить отдельные местные энергосистемы: Ферганскую, Ташкентскую, Чимкентскую, Джамбульскую, Фрунзенскую и Алматинскую. В итоге должен был образоваться энергомост с линиями 500 кВ Фергана – Ташкент – Чимкент – Джамбул – Фрунзе – Алматы.

В настоящее время такой мост образовался немного в другом виде: Ташкент – Чимкент – Джамбул – п/ст. «Фрунзенская» — Алматы. Эта мощная магистраль коснулась территории Кыргызстана только маленьким участком, поскольку п/ст. «Фрунзенская» расположена на территории Кыргызстана почти на границе с Казахстаном. Город Бишкек, пос. Кемин остались в стороне. После суверенизации проект строительства линии «Чалдовар – Кемин» продолжал переходить из одних планов в другие. Имела место договоренность с западными инвесторами о выделении кредита на строительство этой линии. Общая стоимость проекта оценивалось в 112 млн. долларов США. Нами было обосновано нецелесообразность строительства этой линии на этапе 90- тых годов прошлого века. Наше государство находилось в тяжелом финансово – экономическом положении. Стоял вопрос о снижении объемов кредитов. Кредитовать в первую очередь необходимо те объекты, которые дадут максимальный экономический эффект.

О технической и экономической целесообразности проекта ЛЭП-500 кВ «Чалдовар-Кемин». Потребность в электрической мощности в зимний максимум в Кеминском энергоузле составлял в 1995 г. 60 МВт. Замер 1998 г. в зимний максимум показал потребление всего 44 МВт. Через Кемин идет транзитом электроэнергия в Иссык-Кульскую и Нарынскую области, максимальная мощность которых по годам составляла: 95 г. – 414; 96 г. – 370; 97 г. – 407; 98 г. – 364 МВт. Данные замеров говорят, что заметного роста потребляемой мощности в названных областях не наблюдается. Прогноз предполагает незначительный рост потребления электрической мощности Кеминского энергоузла вместе с транзитом примерно до 500 МВт.

Кеминский энергоузел питается по трем линиям 220 кВ: «Чалдовар-Кемин», «Главная-Кемин», «Алматы-Кемин». Максимальные нагрузки этих линий составляли в последние годы:

Таблица 12.1.1

Из таблицы видно, что линия «Главная-Кемин» загружена только наполовину по сравнению с линией «Чалдовар-Кемин». Линия «Алматы-Кемин» — на 50 -70%, хотя сечение этих линий 300 мм² и допустимая нагрузка около 250 МВА. В ближайшие годы пропускная способность вышеназванных трех линий достаточна для передачи мощностей необходимых для обеспечения потребностей Кеминского энергоузла. Необходимость претворения данного проекта в советское время обосновывалась быстрым ростом потребления электрической энергии в Чуйско-Иссык-Кульском территориальном комплексе.

Следующим доводом в пользу проекта было увеличение надежности электроснабжения, в настоящее время надежность электроснабжения Кеминского энергоузла является очень даже удовлетворительной.

Другим обоснованием строительства этой линии было сооружение Камбаратинской ГЭС №2, энергию которой предполагалось передавать на север Кыргызстана по двухцепной линии 500 кВ., врезанной в передачу Токтогульской ГЭС – подстанция «Фрунзенская» и далее она должна была передаваться по линии 500 кВ «Чалдовар-Кемин». При строительстве этой линии ожидалось снижение потерь энергии, увеличение уровня напряжения на узловых подстанциях Иссык-Куля и Нарына.

… В связи со снижением потребления промышленностью и сельским хозяйством, ростом потребления населением для целей отопления, годовой график нагрузки стал неравномерным. Нагрузки максимальны только в течение 5 месяцев, в остальные 7 месяцев нагрузки в несколько раз меньше и линии сильно недогружены. В табл. 12.2 приведены данные замеров летнего минимума:

Таблица 12.1.2.

Для летнего времени характерно превышение напряжения в конце линии, чем в начале, из-за преобладания зарядной мощности на них. Так, уровень напряжения в день летних замеров на подстанции «Кемин» составлял в 1996 г. 244, в 1997 г. – 230, в 1998 г. – 237 КВ. В 2000 г. 241 кВ, в 2005 г. 233 кВ. При строительстве линии 500 кВ «Чалдовар-Кемин» она будет загружена в зимний максимум всего на 20-30%. При нагрузке Кеминского энергоузла в 500 МВт по ней будет передаваться всего 200-250 МВт, т.е. она будет загружена в зимний максимум всего на 50%, а летом будет работать почти вхолостую. В зимний период на Иссык-Куле и Нарыне на узловых подстанциях были проблемы с удовлетворением уровня напряжения, а одним из доводов строительства линии 500кВ «Чалдовар-Кемин» было то, что при ее вводе должно повыситься напряжение на этих подстанциях. Однако после строительства линий 220 кВ «Балыкчи-Тамга» и «Кемин-Нарын» эта проблема почти решена. Летом даже приходится отключать некоторые из них.

Ориентировочные расчеты показывают, что строительство линии «Чалдовар-Кемин» уменьшило бы потери энергии. Наши расчеты показали, что эти потери снизятся на 25 млн. кВт/ч. Однако цена экономии такого количества энергии будет очень высока. Такое количество энергии можно получить на ГЭС мощностью примерно 7 МВт, строительство которой обойдется примерно в 7 млн. долларов. Если экономическая эффективность строительства этой линии заключается в снижении потерь, то она очень низка. Если у нас есть желание иметь энергетическую независимость от Казахстана, то цена такой независимости будет очень высока.

В целях надежной и экономичной работы энергосистем Кыргызстана и Казахстана нет никакого резона переводить на раздельную работу эти энергосистемы.

Линия 500 кВ «Чалдовар-Алматы» в настоящее время работает в недогруженном режиме, загружена на 30-50%. Мы и в дальнейшем можем использовать возможности этой линии для передачи энергии Токтогулской ГЭС до подстанций «Кемин» и «Главная». Оплата за перетоки составляет небольшую сумму.

…В странах СНГ в настоящее время не строят таких дорогостоящих линий по следующим причинам: во-первых, нет роста нагрузки, во-вторых, нет денег, в-третьих, не вводятся большие мощности на электрических станциях.

…При увеличении добычи угля на Каракечинском месторождении и более широком использовании их населением Иссык-Кульской и Нарынской областей ожидается даже снижение потребления электроэнергии населением.

… Согласно вышесказанным причинам, можно сказать, что ни технических, ни экономических задач строительство линии 500 кВ «Чалдовар-Кемин» глобально не решает. Экономическая целесообразность ее строительства очень низка. Высокая зарядная мощность линии при ее низкой загрузке вызовет определенные трудности в введении режимов энергосистемы. Перегрузки линий 220кВ «Чалдовар-Кемин», «Чалдовар-Главная» снижены путем строительства линии 220 кВ «Чалдовар-Бишкек». Таким образом, без строительства линии 500 кВ «Чалдовар-Кемин» решен вопрос разгрузки этих линий. В заключение можно сказать, что в ближайшее время нет острой необходимости в строительстве этой дорогостоящей линии «Чалдовар-Кемин».

12.2. Перспективы развития энергетической системы Кыргызстана

Ранее разработанный проект выдачи мощности Камбаратинской ГЭС №2 предусматривает строительство двухцепной ЛЭП – 500 кВ, длиной 46,5 км и врезки ее в линию «Токтогулская ГЭс – п/ст. Фрунзенская», линии 500 кВ от подстанции до пос. «Кемин», длиной 216 км. Согласно этому проекту необходимо построить ОРУ – 500 кВ на Камбаратинской ГЭС №2, расширить п/ст. «Фрунзенская», построить п/ст. «Кемин» и линии электропередачи 500 кВ , общей длиной 309 км. Кроме того необходимо связать п/ст. 500 кВ «Кемин» с имеющейся п/ст. 220 кВ и построить две ЛЭП -220 кВ, длиной 75 км, для дополнительной выдачи мощности в Балыкчи (Рис. ). Такой проект обойдется очень дорого.

Нами предложены новые варианты выдачи мощности Камбаратинской ГЭС №2, которые обойдутся значительно дешевле ранее предлагавшихся вариантов выдачи мощности этой ГЭС. Кроме того, предлагаемые варианты увеличат надежность электроснабжения Севера Кыргызстана.

Сложившаяся на сегодняшний день схема электрических сетей Кыргызстана имеет следующую картину. Генерирующие ГЭС на 90% представлены ГЭС Токтогулского каскада, суммарной мощностью 2870 МВт и они расположены в южной части республики. В зимний период ТЭЦ г. Бишкек выдает в систему всего мощность до 250 МВт. В летнее время она вырабатывает электроэнергию попутно с выработкой тепловой энергии и для удовлетворения собственных нужд. Следовательно, вся потребляемая мощность северным Кыргызстаном в это время идет от Токтогулской ГЭС. Север Кыргызстана потребляет 2/3 части всей вырабатываемой мощности ТГЭС. Кроме того на Север передается мощность экспортируемая в Казахстан, Вся эта мощность передается по единственной ЛЭП «Токтогулская ГЭС – п/ст. Фрунзенская». Следовательно, постоянно присутствует риск перерыва электроснабжения северного Кыргызстана при отказе этой ЛЭП. Это подтвердила авария, произошедшая на этой ЛЭП осенью 1994 года. Во время этой аварии ЛЭП -500 кВ «Ташкент – Чимкент» находилась на ремонте и не оказалось возможности передавать энергию наших ГЭС на Север через Узбекскую и Южно Казахстанскую энергосистемы. Даже когда все линии функционируют, вызывает сомнение, что Узбекистан позволит транспортировать большую мощность, ввиду загруженности своих линий. Отключение этой линии в 2009г. вызвал развал энергосистемы Севера Кыргызстана и Юга Казахстана и перерыва электроснабжения ряда областей двух государств.

Передача энергии Токтогулской ГЭС имеет еще один существенный недостаток, заключающийся в том, что электроэнергия передается по очень протяженным сетям. В город Каракол энергия ТГЭС проходит по линиям протяженностью 725 км, в г. Нарын -685 км, когда имеются более короткие пути. При перспективном планировании развития сетей в республике надо ставить задачу усиления связей Юга и Севера и выдачу мощности кратчайшими путями с каскада ГЭС на реке Нарын на север Кыргызстана.

Но согласно ранее разработанного проекта строительства ЛЭП -500 кВ п/ст. «Фрунзенская» — п/ст. «Кемин», врезка Камбаратинской ГЭС №2 в линию 500 кВ «Токтогулская ГЭС – п/ст. Фрунзенская» никоим образом не повышает надежность электроснабжения севера Кыргызстана. Сохраняются большие потери мощности и падения напряжения, а на самой линии «ТГЭС-Фрунзенская» потери еще больше увеличатся. Передача мощности в Иссыккульскую и Нарынскую области будет продолжать идти кружным путем. Ускорение ввода Камбаратинской ГЭС №2 мощностью 360 МВт требует решения вопроса выбора наиболее выгодного варианта выдачи ее мощности. Нами предлагается к рассмотрению несколько вариантов выдачи мощности по другим трассам на напряжении 220 и 500 кВ.

Первый вариант выдачи мощности Камбаратинской ГЭС №2 на напряжении 500 кВ на северо-восток через Джумгальскую и Кочкорскую долины до пос. Кочкор, длиной около 250 км. Около пос. Кочкор предлагается построить п/ст. 500/220 кВ и связать с линией 220 кВ «Кемин-Нарын», при котором образуются линии «Кочкор- Кемин» и «Кочкор-Нарын». От п/ст. «Кочкор» предлагается построить линию 220 кВ «Кочкор-Балыкчи» длиной 60 км или двухцепную длиной 40 км и врезать в линию «Балыкчи- Тамга». По второму варианту предлагается использовать эту же трассу, но использовать напряжение 220 кВ. Предлагается выполнить эту линию одноцепной с применением сдвоенного повода. Эти два варианта имеют преимущества в том, что потребители Иссыккульской и Нарынской областей получат резервное питание, а Кеминский энергоузел еще один резерв. При принятии одного из вышеуказанных вариантов в значительной степени повысится надежность электроснабжения севера Кыргызстана. Не менее существенно то, что разгрузятся линии 220 кВ от п/ст. «Фрунзенская» и уменьшатся потери энергии в них. Очень серьезным фактором является то, что трасса проходит по мало пересеченным местностям, по Джумгальской и Кочкорской долинам и не переходит через высокогорные хребты, чем в меньшей мере вызывается удорожание строительства ЛЭП в связи с горными условиями. Ориентировочные расчеты показывают, что вариант 220 кВ дешевле варианта 500 кВ примерно в 2,5-3 раза. Вариант 500 кВ стоит примерно около 100 млн. долларов, а вариант 220 кВ стоит примерно 35 млн долларов. Вариант 500 кВ примечателен тем, что эта линия при построении Камбаратинской ГЭС №1, мощностью 1800МВт может быть использована для выдачи мощности этой ГЭС. До построения этой ГЭС линия будет использоваться на 25-30%, т.е. большая часть вложенного капитала будет омертвлена на долгие годы. При принятии варианта 220 кВ потребуется дополнительно строительства линии 500 кВ для выдачи мощности Камбаратинской ГЭС №1, однако линия 220 кВ будет продолжать выполнять свои функции и играть роль распределительных сетей.

Возможны и другие варианты. Например, выдача мощности Камбараты №2 в сторону г. Бишкека на напряжении 220 кВ. Такая линия будет иметь наименьшую длину от станции до приемного узла энергосистемы (примерно 230-240 км). Приемным узлом может быть новая п/ст. «Алаарчинская», то есть не надо строить новую подстанцию. Наиболее приемлемой в этом варианте будет трасса, проходящая вдоль автодороги Ош- Бишкек, что значительно облегчит строительство линии. Этот вариант трассы ранее рассматривался для передачи энергии от Токтогулской ГЭС, однако в последний момент был принят вариант трассы по ущелью Аспара. По протяженности и по стоимости этот вариант выгоднее всех других. Эта линия 220 кВ рассматривается как одноцепная с применением сдвоенного провода. Опыт эксплуатации одноцепных линий 220 кВ со сдвоенными проводами от Курпсайской ГЭС показал их высокую надежность и то, что они имеют высокую пропускную способность. Мощность Курпсайской ГЭС (800 МВт) выдается по двум линиям 220 кВ, выполненным со спаренными проводами 300 мм² каждая. Такая линия может допускать передачу мощности до 400 МВт. Использование в передаче от Камбараты-2 такой линии вполне оправдано, Для обеспечения местной нагрузки от Камбараты -2 будет забираться на напряжении 110 кВ примерно 60 МВт. В систему по линии более высокого напряжения необходимо передавать примерно 300 МВт. Использование линии 220 кВ со сдвоенными проводами для передачи мощности Камбараты-2 наиболее оптимально: не слишком дорого и пропускная способность достаточна.

Расчеты потерь энергии и падения напряжения показали, что во всех вариантах они находятся в допустимых пределах. Стоимость передач в Кочкор и в Бишкек примерно одинаково, однако передача в Кочкор повышает надежность электроснабжения восточной части Кыргызстана и кратчайшим путем обеспечивает передачу электроэнергии от Камбараты-2 до удаленных потребителей. Хотя расчеты являются приблизительными, они позволяют ориентировать проектировщиков на выбор наиболее оптимального варианта выдачи мощности Камбаратинской ГЭС №2. Для увеличения надежности питания потребителей Нарынской области напрашивается вариант строительства линии 110 или 220 кВ Камбарата 2 — пос. Казарман, протяженность этой линии составит примерно 100 км. При продлении варианта линии 220 кВ до перевала Торугарт можно передавать электроэнергию в Китай кратчайшим путем. Длина линии составит менее 300 км. В настоящее время энергия Токтогулской ГЭС в Торугарт (граница с Китаем) приходит по линиям общей длиной около 750 км. Также представляет интерес такой вариант — связать Камбарату-2 на напряжении 220 кВ с п/ст. «Алабель». Такая связь обеспечивала бы перетоки между Токтогулской ГЭС и Камбаратинской ГЭС №2, а также их взаимное резервирование.

Вызывает интерес этапы развития схемы выдачи мощности Камбараты-2 в связи с большой продолжительностью времени ввода мощностей на ней. Как известно в ближайшее время намечен пуск 1 го агрегата, мощностью 120 МВт. Эту мощность можно будет временно передавать в местную сеть 110 кВ, которую необходимо усилить строительством линий в Минкуш или Казарман. По этим линиям примерно половина мощности будет передаваться в Нарынскую область, а другая часть потребляться местными потребителями. При вводе второго агрегата необходимо строительство линии 220 или 500 кВ. Нами предлагается построить линию 220 кВ до пос. Кочкор. При вводе 3 го агрегата можно усилить сети 220 кВ, соединив Камбарату-2 с подстанцией «Алабель» и введя линию в Китай.

Мощность Камбаратинской ГЭС №1 (мощность 1900 МВт) можно выдавать только на напряжении 500 кВ. Это будут линии соединяющие Север и Юг Кыргызстана и наверняка линия идущая в Китай. Намечен предварительный вариант строительства линии 500кВ «Датка – Кемин», проходящая через створы Камбаратинских ГЭС. Предполагается выдача мощности Камбаратинских ГЭС по этой линии.

Требует решения проблема усиления сетей Юга Кыргызстана в связи с угрозами Узбекистана о выходе их из объединенной энергосистемы. Первоочередными являются строительство линий от п/ст. «Кристалл» до п/ст. «Октябрьская», далее до п/ст. «Узловая», далее до п/ст. «Алай», общей протяженностью около 200 км.

Заключение

1. На основе изучения состава потребителей и их способов электроснабжения классифицированы потребители, способы электроснабжения, выявлены особенности их проектирования, строительства и эксплуатации. Предложено шире использовать трансформаторные отборы мощности от высоковольтных ЛЭП для чего разработаны различные конструкции минитрансформаторов.
2. Впервые на основе исследований и изучения, имеющихся научных разработок, проведенных в Кыргызстане и в других государствах, выявлены и классифицированы специфические особенности горных ЛЭП, которые имеют место при изысканиях, проектировании, строительстве и эксплуатации. Рассмотрены особенности выбора уровня изоляции, расчета потерь на корону, грозозащиты и заземления.
3. Рассмотрен ряд теоретических вопросов, такие как теория передачи энергии по линии электропередачи, её схемы замещения. Предлагается считать, что передача электроэнергии при частоте 50Гц не зависимо от напряжения осуществляется электронной проводимостью, в качестве схемы замещения принимать последовательную схему.
4. Проведен анализ методов расчетов линий электропередач, на основе которого предложено отказаться от расчетов по уравнениям однородной линии с распределенными параметрами, от применения формул, применяемых при расчете линии, работающей на шины системы бесконечной мощности, от методики расчета с применением параллельной схемы замещения. Предлагается расчет линии вести по так называемой методике баланса реактивной мощности на ней.
5. На основе проведенного анализа существующей теории устойчивости предлагается отказаться от существующей методики оценки устойчивости генератора и линии электропередачи. Для обеспечения устойчивой работы электрической системы необходимо и достаточно удовлетворять условия параллельной работы генераторов: равенство частот, напряжений и совпадение фаз.
6. Впервые разработана методика определения диапазона экономически целесообразных нагрузок на линии электропередачи в зависимости от класса напряжения. Предложена методика определения оптимальной нагрузки силовых трансформаторов по условиям минимума потерь энергии. Найдены предельные значения времени максимальных потерь в зависимости от возможных графиков нагрузки. Предложены формулы их расчета для некоторых типов графика нагрузок.
7. На основе анализа режимов линий предлагается исключить из учебников рекомендацию по установлению устройств продольной компенсации (УПК) вообще и шунтирующих реакторов в начале линии. Предлагается отказаться от применения нерегулируемых шунтирующих реакторов. Предложен новый тип регулируемых реакторов за счет регулирования немагнитных зазоров. Изготовлены несколько экземпляров таких реакторов, которые были установлены на ряде подстанций в качестве заземляющих.
8. Для управления уровнем напряжения в энергосистеме наряду с шунтирующими реакторами предлагается использовать возможности ГЭС, которые позволят плавнее регулировать напряжение и меньше использовать шунтирующие реакторы.
9. Предложены варианты развития электрических сетей и энергосистемы Кыргызстана.

Содержание главы:

• 12.2. Перспективы развития энергетической системы Кыргызстана
• 12.1 Современное состояние

Содержание книги:

• ЛЭП Кыргызстана — Введение
• Глава 1. РАЗВИТИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ
• ГЛАВА 2. ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ГОРНЫХ РАЙОНОВ
  • 2.1. Характеристика нагрузок потребителей горных районов
  • 2.2. Способы электроснабжения потребителей горных районов
  • 2.3. Электроснабжение горных районов от автономных источников
  • 2.4. Электроснабжение горных районов от энергосистемы линиями электропередач
  • 2.8. Электроснабжение горных районов линиями электропередачи постоянного тока
  • 2.5. Электроснабжение потребителей горных районов отборами мощности от высоковольтных линий
  • 2.6. Комбинированное энергоснабжение потребителей горных районов
  • 2.7. Электроснабжение передвижных потребителей горных районов
• ГЛАВА 3. ГОРНЫЕ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
  • 3.1. Особенности горных ЛЭП
    • 3.1.1 Особенности изыскательских работ
    • 3.1.2. Особенности горных ЛЭП
    • 3.1.3. Особенности расстановки опор по профилю трассы
    • 3.1.4. Особенности строительно-монтажных работ
    • 3.1.5. Особенности эксплуатации
  • 3.2. Климатические условия прохождения трасс горных ЛЭП
    • 3.2.1. Особенности горной орографии, влияющие на климатические режимы
    • 3.2.2 Температура воздуха
    • 3.2.3. Солнечная радиация
    • 3.2.4. Ветровой режим
    • 3.2.5. Гололедно-изморозевые образования
  • 3.3. Природные физико–геологические процессы и их воздействия на горные ЛЭП
    • 3.3.1. Лавины
    • 3.3.2. Сели
  • 3.4. Выбор уровня изоляции горных ЛЭП
  • 3.5. Расчеты потерь на корону в горных ЛЭП
  • 3.6. Особенности грозозащиты горных ЛЭП
  • 3.7. Заземление горных ЛЭП
• Глава 4. О СВОЙСТВАХ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧ
  • 4.1. Реактивные мощности и натуральная мощность линии электропередачи
  • 4.2 О явлении резонанса напряжения и схемах замещения линии электропередачи
• ГЛАВА 5. О ПРИРОДЕ ПЕРЕДАЧИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ПО ЛЭП
  • 5.1. О теории передачи электрической энергии электронной проводимостью
  • 5.2. Теория передачи электромагнитными волнами (Волновая теория)
  • 5.3. О прямой и обратной волне
• ГЛАВА 6. РАСЧЕТ РЕЖИМОВ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
  • 6.1. Расчет дальней сверхвысоковольтной линии электропередачи
  • 6.2. О расчете линии, работающей на шины бесконечной мощности
  • 6.3. Метод расчета режимов линии электропередачи
  • 6.4. Расчет режимов линии с учетом баланса реактивных мощностей
  • 6.5. Расчет падения и потери напряжения в линии электропередачи
• ГЛАВА 7. ОБ УСТОЙЧИВОСТИ РАБОТЫ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
• Литература — ЛЭП Кыргызстана
• Заключение
• Глава 8. Нагрузки линий электропередачи
  • 8.1. Экономически целесообразная мощность, передаваемая по линии электропередачи
  • 8.2. О наибольшей передаваемой мощности по линии электропередачи
  • 8.3. Об экономической нагрузке силовых трансформаторов
  • 8.4. Об определении времени максимальных потерь
• ГЛАВА 9. ПРИМЕНЕНИЕ ПЕРЕДАЧ ПОСТОЯННОГО ТОКА В ГОРНЫХ УСЛОВИЯХ
  • 9.1. Расчет нагрева рабочего заземлителя
  • 9.2.Термическая устойчивость рабочего заземлителя
  • 9.3 Учет явления электроосмоса
  • 9.4. Условия безопасности на рабочем заземлителе
  • 9.5. Расчет и выбор конструкции рабочих заземлителей
• Глава 10. РЕАКТИВНЫЕ МОЩНОСТИ В ЭНЕРГОСИСТЕМЕ
  • 10.1. Источники и потребители реактивной мощности
• ГЛАВА 11. УПРАВЛЕНИЕ УРОВНЕМ НАПРЯЖЕНИЯ В УЗЛЕ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ С ПОМОЩЬЮ ГЭС И КОМПЕНСАЦИЕЙ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ
  • 11.1 Использование ГЭС для регулирования напряжения в энергосистеме
  • 11.2. Расчеты уровней напряжения на примере линии «Токтогульская ГЭС — п/с Фрунзенская»
  • 11.3. Режимы работы элементов линии 500кВ на примере электропередач от Токтогульской ГЭС
• ГЛАВА 12. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ КЫРГЫЗСТАНА И ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ
  • 12.2. Перспективы развития энергетической системы Кыргызстана
  • 12.1 Современное состояние

Статьи и книги по теме:

• О дальнейшем реформировании энергетики Кыргызстана
• Книга «ЛЭП Кыргызстана»
• О проблемах использования шунтирующих реакторов на Токтогульской ГЭС
• Книга «О теориях генерации, реактивной мощности и передачи электроэнергии»
• Электротехника – основа электроэнергетики

11.3.1. Режимы шунтирующих реакторов 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 с 1994 по 2002г.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 (Таблица 11.1 и 11.2). 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 % 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».

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.

11.3.2. 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. 11.2.1).

Таблица 11.2.1

Общая длина двух линий составляет 385 км. Длина линии ТГЭС – п/ст. «Фрунзенская» рана 211 км, длина линии ТГЭС – «Лочин» — 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 (табл. 11.2.2).

Таблица 11.2.2

Подсчитаны средние значения реактивных мощностей за год на Л – 509 (табл. 11.2.3), 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 11.2.3

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.

11.3.3. 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:

• ГЛАВА 11. УПРАВЛЕНИЕ УРОВНЕМ НАПРЯЖЕНИЯ В УЗЛЕ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ С ПОМОЩЬЮ ГЭС И КОМПЕНСАЦИЕЙ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ

• 11.1 Использование ГЭС для регулирования напряжения в энергосистеме
• 11.2. Расчеты уровней напряжения на примере линии «Токтогульская ГЭС — п/с Фрунзенская»
• 11.3. Режимы работы элементов линии 500кВ на примере электропередач от Токтогульской ГЭС

Содержание книги:

• ЛЭП Кыргызстана — Введение
• Глава 1. РАЗВИТИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ
• ГЛАВА 2. ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ГОРНЫХ РАЙОНОВ
  • 2.1. Характеристика нагрузок потребителей горных районов
  • 2.2. Способы электроснабжения потребителей горных районов
  • 2.3. Электроснабжение горных районов от автономных источников
  • 2.4. Электроснабжение горных районов от энергосистемы линиями электропередач
  • 2.8. Электроснабжение горных районов линиями электропередачи постоянного тока
  • 2.5. Электроснабжение потребителей горных районов отборами мощности от высоковольтных линий
  • 2.6. Комбинированное энергоснабжение потребителей горных районов
  • 2.7. Электроснабжение передвижных потребителей горных районов
• ГЛАВА 3. ГОРНЫЕ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
  • 3.1. Особенности горных ЛЭП
    • 3.1.1 Особенности изыскательских работ
    • 3.1.2. Особенности горных ЛЭП
    • 3.1.3. Особенности расстановки опор по профилю трассы
    • 3.1.4. Особенности строительно-монтажных работ
    • 3.1.5. Особенности эксплуатации
  • 3.2. Климатические условия прохождения трасс горных ЛЭП
    • 3.2.1. Особенности горной орографии, влияющие на климатические режимы
    • 3.2.2 Температура воздуха
    • 3.2.3. Солнечная радиация
    • 3.2.4. Ветровой режим
    • 3.2.5. Гололедно-изморозевые образования
  • 3.3. Природные физико–геологические процессы и их воздействия на горные ЛЭП
    • 3.3.1. Лавины
    • 3.3.2. Сели
  • 3.4. Выбор уровня изоляции горных ЛЭП
  • 3.5. Расчеты потерь на корону в горных ЛЭП
  • 3.6. Особенности грозозащиты горных ЛЭП
  • 3.7. Заземление горных ЛЭП
• Глава 4. О СВОЙСТВАХ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧ
  • 4.1. Реактивные мощности и натуральная мощность линии электропередачи
  • 4.2 О явлении резонанса напряжения и схемах замещения линии электропередачи
• ГЛАВА 5. О ПРИРОДЕ ПЕРЕДАЧИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ПО ЛЭП
  • 5.1. О теории передачи электрической энергии электронной проводимостью
  • 5.2. Теория передачи электромагнитными волнами (Волновая теория)
  • 5.3. О прямой и обратной волне
• ГЛАВА 6. РАСЧЕТ РЕЖИМОВ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
  • 6.1. Расчет дальней сверхвысоковольтной линии электропередачи
  • 6.2. О расчете линии, работающей на шины бесконечной мощности
  • 6.3. Метод расчета режимов линии электропередачи
  • 6.4. Расчет режимов линии с учетом баланса реактивных мощностей
  • 6.5. Расчет падения и потери напряжения в линии электропередачи
• ГЛАВА 7. ОБ УСТОЙЧИВОСТИ РАБОТЫ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
• Литература — ЛЭП Кыргызстана
• Заключение
• Глава 8. Нагрузки линий электропередачи
  • 8.1. Экономически целесообразная мощность, передаваемая по линии электропередачи
  • 8.2. О наибольшей передаваемой мощности по линии электропередачи
  • 8.3. Об экономической нагрузке силовых трансформаторов
  • 8.4. Об определении времени максимальных потерь
• ГЛАВА 9. ПРИМЕНЕНИЕ ПЕРЕДАЧ ПОСТОЯННОГО ТОКА В ГОРНЫХ УСЛОВИЯХ
  • 9.1. Расчет нагрева рабочего заземлителя
  • 9.2.Термическая устойчивость рабочего заземлителя
  • 9.3 Учет явления электроосмоса
  • 9.4. Условия безопасности на рабочем заземлителе
  • 9.5. Расчет и выбор конструкции рабочих заземлителей
• Глава 10. РЕАКТИВНЫЕ МОЩНОСТИ В ЭНЕРГОСИСТЕМЕ
  • 10.1. Источники и потребители реактивной мощности
• ГЛАВА 11. УПРАВЛЕНИЕ УРОВНЕМ НАПРЯЖЕНИЯ В УЗЛЕ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ С ПОМОЩЬЮ ГЭС И КОМПЕНСАЦИЕЙ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ
  • 11.1 Использование ГЭС для регулирования напряжения в энергосистеме
  • 11.2. Расчеты уровней напряжения на примере линии «Токтогульская ГЭС — п/с Фрунзенская»
  • 11.3. Режимы работы элементов линии 500кВ на примере электропередач от Токтогульской ГЭС
• ГЛАВА 12. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ КЫРГЫЗСТАНА И ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ
  • 12.2. Перспективы развития энергетической системы Кыргызстана
  • 12.1 Современное состояние

Статьи и книги по теме:

• О дальнейшем реформировании энергетики Кыргызстана
• Книга «ЛЭП Кыргызстана»
• О проблемах использования шунтирующих реакторов на Токтогульской ГЭС
• Книга «О теориях генерации, реактивной мощности и передачи электроэнергии»
• Электротехника – основа электроэнергетики

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.

Токтогульская 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 Токтогульской ГЭС и на конечных подстанциях установлены шунтирующие реакторы РОДЦ-60000.500-У1, мощность каждой группы 180 МВАр. Длина линии «Токтогульская ГЭС-Лочин» составляет 174 км, а «Токтогульская 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 500кВ.

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=225мВт.

На линии генерируется емкостная реактивная мощность.

Q_C1=U²*b=525²*7,68*10^-4=211,7мВАр.

Индуктируется индуктивная реактивная мощность.

Q_L1=3*I²*х=3*0,286²*64=15,76мВАр.

где:

Суммарная реактивная мощность

Q _S = Q_C1-Q_L1 = 211,7- 15,7=196 МВАр

При cos =0.866, S =259.8 МВА, sin =0,5; U =454.6кВ, U_p1 =262.5кВ, U_a2 = 451.1кВ, Q₁ = 130.0 МВАр, Q₂ = 326 МВАр, U_p2 = U_p1 =415.7кВ. . 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 470.65кВ. Это напряжение недопустимо мало. Лучше регулировать напряжение конца путем изменения напряжения в начале линии. Регулируя ток возбуждения, например, уменьшив его на 5%, 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 до 496.0 кВ, что всего на 1% меньше требуемого.. Достаточно включение двух групп реакторов в конце линии, чтобы добиться удовлетворительного уровня напряжения и не надо включать реакторы в начале линии. Управление уровнем напряжения компенсацией реактивной мощности в сочетании с регулированием напряжения на ГЭС даёт лучший эффект.

б). Напряжение на шинах станции уменьшено до 500кВ. Q_c = 192 МВАр, Q_l =17.3МВАр, Q =174.7МВАр, =3.6кВ, U_a2 =451кВ, Q₂ =304.7МВАр, Up₂ =382.7кВ и U₂ =591.5кВ. Включена одна группа реакторов. В этом случае Q₂ =124.7MBAp, U_p2 = 244.85kB и U₂ = 513.2kB. При снижении напряжения в начале линии оказывается достаточно включать всего одну группу реакторов.

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, = -310.5 МВАр, соs =0.9, sin =0.436, U_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, =281,7 МВАр.. Q = -153.3MBAp, U_a1 =495kB, U_a =17.2kB, U_p1 =239.7kB, U_p2 =209.7kB и U₂ =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 генерирующих 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 малых нагрузках на линии за счет этого повышается эффект снижения напряжения на конце линии (при малых нагрузках необходимо снижать напряжение на конце линии).

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:

• ГЛАВА 11. УПРАВЛЕНИЕ УРОВНЕМ НАПРЯЖЕНИЯ В УЗЛЕ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ С ПОМОЩЬЮ ГЭС И КОМПЕНСАЦИЕЙ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ

• 11.1 Использование ГЭС для регулирования напряжения в энергосистеме
• 11.2. Расчеты уровней напряжения на примере линии «Токтогульская ГЭС — п/с Фрунзенская»
• 11.3. Режимы работы элементов линии 500кВ на примере электропередач от Токтогульской ГЭС

Содержание книги:

• ЛЭП Кыргызстана — Введение
• Глава 1. РАЗВИТИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ
• ГЛАВА 2. ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ГОРНЫХ РАЙОНОВ
  • 2.1. Характеристика нагрузок потребителей горных районов
  • 2.2. Способы электроснабжения потребителей горных районов
  • 2.3. Электроснабжение горных районов от автономных источников
  • 2.4. Электроснабжение горных районов от энергосистемы линиями электропередач
  • 2.8. Электроснабжение горных районов линиями электропередачи постоянного тока
  • 2.5. Электроснабжение потребителей горных районов отборами мощности от высоковольтных линий
  • 2.6. Комбинированное энергоснабжение потребителей горных районов
  • 2.7. Электроснабжение передвижных потребителей горных районов
• ГЛАВА 3. ГОРНЫЕ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
  • 3.1. Особенности горных ЛЭП
    • 3.1.1 Особенности изыскательских работ
    • 3.1.2. Особенности горных ЛЭП
    • 3.1.3. Особенности расстановки опор по профилю трассы
    • 3.1.4. Особенности строительно-монтажных работ
    • 3.1.5. Особенности эксплуатации
  • 3.2. Климатические условия прохождения трасс горных ЛЭП
    • 3.2.1. Особенности горной орографии, влияющие на климатические режимы
    • 3.2.2 Температура воздуха
    • 3.2.3. Солнечная радиация
    • 3.2.4. Ветровой режим
    • 3.2.5. Гололедно-изморозевые образования
  • 3.3. Природные физико–геологические процессы и их воздействия на горные ЛЭП
    • 3.3.1. Лавины
    • 3.3.2. Сели
  • 3.4. Выбор уровня изоляции горных ЛЭП
  • 3.5. Расчеты потерь на корону в горных ЛЭП
  • 3.6. Особенности грозозащиты горных ЛЭП
  • 3.7. Заземление горных ЛЭП
• Глава 4. О СВОЙСТВАХ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧ
  • 4.1. Реактивные мощности и натуральная мощность линии электропередачи
  • 4.2 О явлении резонанса напряжения и схемах замещения линии электропередачи
• ГЛАВА 5. О ПРИРОДЕ ПЕРЕДАЧИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ПО ЛЭП
  • 5.1. О теории передачи электрической энергии электронной проводимостью
  • 5.2. Теория передачи электромагнитными волнами (Волновая теория)
  • 5.3. О прямой и обратной волне
• ГЛАВА 6. РАСЧЕТ РЕЖИМОВ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
  • 6.1. Расчет дальней сверхвысоковольтной линии электропередачи
  • 6.2. О расчете линии, работающей на шины бесконечной мощности
  • 6.3. Метод расчета режимов линии электропередачи
  • 6.4. Расчет режимов линии с учетом баланса реактивных мощностей
  • 6.5. Расчет падения и потери напряжения в линии электропередачи
• ГЛАВА 7. ОБ УСТОЙЧИВОСТИ РАБОТЫ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
• Литература — ЛЭП Кыргызстана
• Заключение
• Глава 8. Нагрузки линий электропередачи
  • 8.1. Экономически целесообразная мощность, передаваемая по линии электропередачи
  • 8.2. О наибольшей передаваемой мощности по линии электропередачи
  • 8.3. Об экономической нагрузке силовых трансформаторов
  • 8.4. Об определении времени максимальных потерь
• ГЛАВА 9. ПРИМЕНЕНИЕ ПЕРЕДАЧ ПОСТОЯННОГО ТОКА В ГОРНЫХ УСЛОВИЯХ
  • 9.1. Расчет нагрева рабочего заземлителя
  • 9.2.Термическая устойчивость рабочего заземлителя
  • 9.3 Учет явления электроосмоса
  • 9.4. Условия безопасности на рабочем заземлителе
  • 9.5. Расчет и выбор конструкции рабочих заземлителей
• Глава 10. РЕАКТИВНЫЕ МОЩНОСТИ В ЭНЕРГОСИСТЕМЕ
  • 10.1. Источники и потребители реактивной мощности
• ГЛАВА 11. УПРАВЛЕНИЕ УРОВНЕМ НАПРЯЖЕНИЯ В УЗЛЕ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ С ПОМОЩЬЮ ГЭС И КОМПЕНСАЦИЕЙ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ
  • 11.1 Использование ГЭС для регулирования напряжения в энергосистеме
  • 11.2. Расчеты уровней напряжения на примере линии «Токтогульская ГЭС — п/с Фрунзенская»
  • 11.3. Режимы работы элементов линии 500кВ на примере электропередач от Токтогульской ГЭС
• ГЛАВА 12. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ КЫРГЫЗСТАНА И ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ
  • 12.2. Перспективы развития энергетической системы Кыргызстана
  • 12.1 Современное состояние

Статьи и книги по теме:

• О дальнейшем реформировании энергетики Кыргызстана
• Книга «ЛЭП Кыргызстана»
• О проблемах использования шунтирующих реакторов на Токтогульской ГЭС
• Книга «О теориях генерации, реактивной мощности и передачи электроэнергии»
• Электротехника – основа электроэнергетики

 

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 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 11.1

Таблица 11.1

U/Uном	I/Iном	S/Sном	U/Uном	I/Iном	S/Sном
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.

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 суммарная реактивная мощность уменьшается примерно на 20%, а при увеличении – она увеличивается на примерно на 20% . Предложенный способ регулирования уровня напряжения в узле энергосистемы требует минимальные затраты и будет иметь достаточно хороший эффект.

Содержание главы:

• ГЛАВА 11. УПРАВЛЕНИЕ УРОВНЕМ НАПРЯЖЕНИЯ В УЗЛЕ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ С ПОМОЩЬЮ ГЭС И КОМПЕНСАЦИЕЙ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ

• 11.1 Использование ГЭС для регулирования напряжения в энергосистеме
• 11.2. Расчеты уровней напряжения на примере линии «Токтогульская ГЭС — п/с Фрунзенская»
• 11.3. Режимы работы элементов линии 500кВ на примере электропередач от Токтогульской ГЭС

Содержание книги:

• ЛЭП Кыргызстана — Введение
• Глава 1. РАЗВИТИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ
• ГЛАВА 2. ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ГОРНЫХ РАЙОНОВ
  • 2.1. Характеристика нагрузок потребителей горных районов
  • 2.2. Способы электроснабжения потребителей горных районов
  • 2.3. Электроснабжение горных районов от автономных источников
  • 2.4. Электроснабжение горных районов от энергосистемы линиями электропередач
  • 2.8. Электроснабжение горных районов линиями электропередачи постоянного тока
  • 2.5. Электроснабжение потребителей горных районов отборами мощности от высоковольтных линий
  • 2.6. Комбинированное энергоснабжение потребителей горных районов
  • 2.7. Электроснабжение передвижных потребителей горных районов
• ГЛАВА 3. ГОРНЫЕ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
  • 3.1. Особенности горных ЛЭП
    • 3.1.1 Особенности изыскательских работ
    • 3.1.2. Особенности горных ЛЭП
    • 3.1.3. Особенности расстановки опор по профилю трассы
    • 3.1.4. Особенности строительно-монтажных работ
    • 3.1.5. Особенности эксплуатации
  • 3.2. Климатические условия прохождения трасс горных ЛЭП
    • 3.2.1. Особенности горной орографии, влияющие на климатические режимы
    • 3.2.2 Температура воздуха
    • 3.2.3. Солнечная радиация
    • 3.2.4. Ветровой режим
    • 3.2.5. Гололедно-изморозевые образования
  • 3.3. Природные физико–геологические процессы и их воздействия на горные ЛЭП
    • 3.3.1. Лавины
    • 3.3.2. Сели
  • 3.4. Выбор уровня изоляции горных ЛЭП
  • 3.5. Расчеты потерь на корону в горных ЛЭП
  • 3.6. Особенности грозозащиты горных ЛЭП
  • 3.7. Заземление горных ЛЭП
• Глава 4. О СВОЙСТВАХ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧ
  • 4.1. Реактивные мощности и натуральная мощность линии электропередачи
  • 4.2 О явлении резонанса напряжения и схемах замещения линии электропередачи
• ГЛАВА 5. О ПРИРОДЕ ПЕРЕДАЧИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ПО ЛЭП
  • 5.1. О теории передачи электрической энергии электронной проводимостью
  • 5.2. Теория передачи электромагнитными волнами (Волновая теория)
  • 5.3. О прямой и обратной волне
• ГЛАВА 6. РАСЧЕТ РЕЖИМОВ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
  • 6.1. Расчет дальней сверхвысоковольтной линии электропередачи
  • 6.2. О расчете линии, работающей на шины бесконечной мощности
  • 6.3. Метод расчета режимов линии электропередачи
  • 6.4. Расчет режимов линии с учетом баланса реактивных мощностей
  • 6.5. Расчет падения и потери напряжения в линии электропередачи
• ГЛАВА 7. ОБ УСТОЙЧИВОСТИ РАБОТЫ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
• Литература — ЛЭП Кыргызстана
• Заключение
• Глава 8. Нагрузки линий электропередачи
  • 8.1. Экономически целесообразная мощность, передаваемая по линии электропередачи
  • 8.2. О наибольшей передаваемой мощности по линии электропередачи
  • 8.3. Об экономической нагрузке силовых трансформаторов
  • 8.4. Об определении времени максимальных потерь
• ГЛАВА 9. ПРИМЕНЕНИЕ ПЕРЕДАЧ ПОСТОЯННОГО ТОКА В ГОРНЫХ УСЛОВИЯХ
  • 9.1. Расчет нагрева рабочего заземлителя
  • 9.2.Термическая устойчивость рабочего заземлителя
  • 9.3 Учет явления электроосмоса
  • 9.4. Условия безопасности на рабочем заземлителе
  • 9.5. Расчет и выбор конструкции рабочих заземлителей
• Глава 10. РЕАКТИВНЫЕ МОЩНОСТИ В ЭНЕРГОСИСТЕМЕ
  • 10.1. Источники и потребители реактивной мощности
• ГЛАВА 11. УПРАВЛЕНИЕ УРОВНЕМ НАПРЯЖЕНИЯ В УЗЛЕ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ С ПОМОЩЬЮ ГЭС И КОМПЕНСАЦИЕЙ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ
  • 11.1 Использование ГЭС для регулирования напряжения в энергосистеме
  • 11.2. Расчеты уровней напряжения на примере линии «Токтогульская ГЭС — п/с Фрунзенская»
  • 11.3. Режимы работы элементов линии 500кВ на примере электропередач от Токтогульской ГЭС
• ГЛАВА 12. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ КЫРГЫЗСТАНА И ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ
  • 12.2. Перспективы развития энергетической системы Кыргызстана
  • 12.1 Современное состояние

Статьи и книги по теме:

• О дальнейшем реформировании энергетики Кыргызстана
• Книга «ЛЭП Кыргызстана»
• О проблемах использования шунтирующих реакторов на Токтогульской ГЭС
• Книга «О теориях генерации, реактивной мощности и передачи электроэнергии»
• Электротехника – основа электроэнергетики

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:

• 11.1 Использование ГЭС для регулирования напряжения в энергосистеме
• 11.2. Расчеты уровней напряжения на примере линии «Токтогульская ГЭС — п/с Фрунзенская»
• 11.3. Режимы работы элементов линии 500кВ на примере электропередач от Токтогульской ГЭС

Содержание книги:

• ЛЭП Кыргызстана — Введение
• Глава 1. РАЗВИТИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ
• ГЛАВА 2. ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ГОРНЫХ РАЙОНОВ
  • 2.1. Характеристика нагрузок потребителей горных районов
  • 2.2. Способы электроснабжения потребителей горных районов
  • 2.3. Электроснабжение горных районов от автономных источников
  • 2.4. Электроснабжение горных районов от энергосистемы линиями электропередач
  • 2.8. Электроснабжение горных районов линиями электропередачи постоянного тока
  • 2.5. Электроснабжение потребителей горных районов отборами мощности от высоковольтных линий
  • 2.6. Комбинированное энергоснабжение потребителей горных районов
  • 2.7. Электроснабжение передвижных потребителей горных районов
• ГЛАВА 3. ГОРНЫЕ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
  • 3.1. Особенности горных ЛЭП
    • 3.1.1 Особенности изыскательских работ
    • 3.1.2. Особенности горных ЛЭП
    • 3.1.3. Особенности расстановки опор по профилю трассы
    • 3.1.4. Особенности строительно-монтажных работ
    • 3.1.5. Особенности эксплуатации
  • 3.2. Климатические условия прохождения трасс горных ЛЭП
    • 3.2.1. Особенности горной орографии, влияющие на климатические режимы
    • 3.2.2 Температура воздуха
    • 3.2.3. Солнечная радиация
    • 3.2.4. Ветровой режим
    • 3.2.5. Гололедно-изморозевые образования
  • 3.3. Природные физико–геологические процессы и их воздействия на горные ЛЭП
    • 3.3.1. Лавины
    • 3.3.2. Сели
  • 3.4. Выбор уровня изоляции горных ЛЭП
  • 3.5. Расчеты потерь на корону в горных ЛЭП
  • 3.6. Особенности грозозащиты горных ЛЭП
  • 3.7. Заземление горных ЛЭП
• Глава 4. О СВОЙСТВАХ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧ
  • 4.1. Реактивные мощности и натуральная мощность линии электропередачи
  • 4.2 О явлении резонанса напряжения и схемах замещения линии электропередачи
• ГЛАВА 5. О ПРИРОДЕ ПЕРЕДАЧИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ПО ЛЭП
  • 5.1. О теории передачи электрической энергии электронной проводимостью
  • 5.2. Теория передачи электромагнитными волнами (Волновая теория)
  • 5.3. О прямой и обратной волне
• ГЛАВА 6. РАСЧЕТ РЕЖИМОВ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
  • 6.1. Расчет дальней сверхвысоковольтной линии электропередачи
  • 6.2. О расчете линии, работающей на шины бесконечной мощности
  • 6.3. Метод расчета режимов линии электропередачи
  • 6.4. Расчет режимов линии с учетом баланса реактивных мощностей
  • 6.5. Расчет падения и потери напряжения в линии электропередачи
• ГЛАВА 7. ОБ УСТОЙЧИВОСТИ РАБОТЫ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
• Литература — ЛЭП Кыргызстана
• Заключение
• Глава 8. Нагрузки линий электропередачи
  • 8.1. Экономически целесообразная мощность, передаваемая по линии электропередачи
  • 8.2. О наибольшей передаваемой мощности по линии электропередачи
  • 8.3. Об экономической нагрузке силовых трансформаторов
  • 8.4. Об определении времени максимальных потерь
• ГЛАВА 9. ПРИМЕНЕНИЕ ПЕРЕДАЧ ПОСТОЯННОГО ТОКА В ГОРНЫХ УСЛОВИЯХ
  • 9.1. Расчет нагрева рабочего заземлителя
  • 9.2.Термическая устойчивость рабочего заземлителя
  • 9.3 Учет явления электроосмоса
  • 9.4. Условия безопасности на рабочем заземлителе
  • 9.5. Расчет и выбор конструкции рабочих заземлителей
• Глава 10. РЕАКТИВНЫЕ МОЩНОСТИ В ЭНЕРГОСИСТЕМЕ
  • 10.1. Источники и потребители реактивной мощности
• ГЛАВА 11. УПРАВЛЕНИЕ УРОВНЕМ НАПРЯЖЕНИЯ В УЗЛЕ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ С ПОМОЩЬЮ ГЭС И КОМПЕНСАЦИЕЙ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ
  • 11.1 Использование ГЭС для регулирования напряжения в энергосистеме
  • 11.2. Расчеты уровней напряжения на примере линии «Токтогульская ГЭС — п/с Фрунзенская»
  • 11.3. Режимы работы элементов линии 500кВ на примере электропередач от Токтогульской ГЭС
• ГЛАВА 12. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ КЫРГЫЗСТАНА И ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ
  • 12.2. Перспективы развития энергетической системы Кыргызстана
  • 12.1 Современное состояние

Статьи и книги по теме:

• О дальнейшем реформировании энергетики Кыргызстана
• Книга «ЛЭП Кыргызстана»
• О проблемах использования шунтирующих реакторов на Токтогульской ГЭС
• Книга «О теориях генерации, реактивной мощности и передачи электроэнергии»
• Электротехника – основа электроэнергетики

 

10.1.1 Синхронные генераторы

Синхронные генераторы также как компенсаторы и синхронные двигатели в зависимости от возбуждения могут выдавать или потреблять реактивную мощность. Полная мощность машины равно S , а выдаваемая в сеть S (Рис. 10.1.1). Мощность S складывается из S и потерь реактивной мощности на индуктивности генератора Q . Векторная диаграмма напряжений аналогична диаграмме мощностей (Рис. 7.1), где U-напряжение на выводах генератора, Ix -падение на индуктивном сопротивлении генератора, Е- геометрическая сумма напряжений на выводах и внутри генератора, которую называют ЭДС генератора. — угол между напряжениями U и Е, — угол сдвига векторов между током и напряжением на выводах.

Нормально генератор работает в режиме перевозбуждения. Генератор в этом режиме вырабатывает активную и емкостную реактивную мощности. Величина выработанной реактивной мощности зависит от тока возбуждения. С увеличением тока возбуждения растёт выработка реактивной мощности и наоборот.

В режиме перевозбуждения вырабатываемая емкостная мощность частично идёт на компенсацию индуктивности самой машины, другая часть выдается в сеть. При снижении тока возбуждения, она начинает потреблять реактивную мощность. При каком-то значении тока возбуждения выработка и потребление реактивной мощности уравниваются и генератор работает с соs =1, при дальнейшем уменьшении тока возбуждения генератор начинает больше потреблять реактивную мощность Q из сети. Векторная диаграмма представлена на рисунке 10.1.2.

Рис. 10.1.2

Генератор не может вырабатывать или потреблять сколько угодно большую величину реактивной мощности. В-первых, она ограничивается полной мощностью или, иначе говоря, допустимым током статора по условиям нагрева. Чем меньше активная нагрузка на генераторе, тем большей реактивной мощностью он может загружаться (вырабатывать или потреблять).

Допустимая реактивная мощность генератора в зависимости от активной нагрузки для каждого типа агрегата определяется индивидуальными испытаниями. В режиме перевозбуждения для определения допустимых нагрузок пользуются так называемой картой допустимых нагрузок. Такие карты составляются для каждой машины на основании специальных эксплуатационных испытаний на нагрев. Турбогенераторы могут вырабатывать до 80% реактивной мощности по отношению к активной, а потреблять только до 40% при ограничении активной мощности до 40% (Рис. 10.1.3). 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 из-за увеличения результирующей индукции в этой зоне за счёт 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.

В последнее время всё чаще начинают использовать генераторы в режиме потребления реактивной мощности из-за их избытков в энергосистеме в ночные провалы нагрузок.

Возможность применения режима потребления реактивной мощности должна быть проверена для каждого типа генератора экспериментально. Снимается так называемая тепловая характеристика.

В часы наименьших нагрузок некоторые рекомендуют использовать генераторы в режиме синхронного компенсатора (при токах возбуждения меньше тока холостого хода) с потреблением реактивной мощности из сети. Возможность продолжительного использования генератора в таком режиме также должна быть доказана для каждого отдельного случая. Вертикальные гидрогенераторы, из-за особенностей своей конструкции, работают в режиме синхронного компенсатора только совместно с турбиной. Для уменьшения активной мощности, потребляемой из сети, считается необходимым, чтобы лопатки турбины вращались не в воде, а в воздухе. Воду из камеры гидротурбины рекомендуется отжимать сжатым воздухом.

Гидрогенераторы могут работать с малыми значениями активной нагрузки, поэтому не обязательно переводить их в режим синхронного компенсатора, проще их переводить в режим недовозбуждения с выработкой части активной мощности и потребления реактивной мощности. В /47/ говорится, что гидрогенераторы по конструкции аналогичны синхронным компенсаторам, и они могут работать с полной нагрузкой не превышающую номинальную. Однако при малой выработке активной и большой реактивной мощности из-за перегрева лобовых частей генератора полная мощность не может быть близкой к номинальной. Она должна быть значительно ниже.

Хотя, в отличие от турбогенераторов гидрогенераторы допускают большую загрузку реактивной мощностью по условиям нагрева, однако, для последних таких экспериментальных оценок сделано недостаточно

10.1.2 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 перетоки 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. На рисунке 10.1.2.1 показаны перетоки реактивной мощности в линиях 220 кВ между подстанциями «Главная и «Аккыя» (г. Нарын) по данным замеров лета 2000 года. 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 10.1.1 и 10.12.

Таблица 10.1.2.1

Зимние замеры выработки Атбашинской ГЭС (МВт + МВАР)

Таблица 10.1.2

Зимние замеры ТЭЦ г. Бишкек

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.

10.1.3. 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.

10.1.4. Синхронные компенсаторы (СК)

Синхронный компенсатор, по конструкции аналогичный синхронному двигателю работает в режиме холостого хода без нагрузки на валу. В зависимости от тока возбуждения он может либо вырабатывать (в режиме перевозбуждения), либо потреблять (в режиме недовозбуждения) реактивную мощность. Положительными свойствами синхронных компенсаторов являются возможность плавного и автоматического регулирования генерируемой или потребляемой реактивной мощности. Другой положительной стороной является его возможность, и повышать и понижать уровень напряжения в сети за счет широкого диапазона регулирования. В режиме выработки может выдавать реактивную мощность вплоть до номинальной, а в режиме потребления до половины номинальной мощности. В режиме выработки компенсирует индуктивную реактивную мощность, в режиме потребления – емкостную. В Кыргызской энергосистеме установлены только два синхронных компенсатора на п/ст. «Иссыккульская» мощностью по 32 МВАр. Режим работы, которых мало исследован. Они не всегда используются.

10.1.5. 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. Их перечень представлен в таблице 10.1.5.1. Как видно из этой таблицы 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.

Таблица 10.1.5.1

Предприятие высоковольтных электрических сетей	Место установки (подстанция)	Количество и установленная мощность (МВАр)
ИПВЭС                 ОшПВЭС         НВПЭС   ТПВЭС ЧуПВЭС	Тамга Чолпон Ата Восточная Бостери Каракол Тюп Пристань Теплоключенка Покровка Кара Суу Тулейкен Памирская Каратай Узген Жетиген Нарын -1 Талас 25 лет Кыргызстана	5х8,0 = 40,0 2х10,6 = 21,2 2х5,3 = 10,6 2х5,3 = 10,6 2х5,3 = 10,6 2х5,3 = 10,6 2х9,8 = 19,6 1х4,8 = 4,8 1х8,7 = 8,7 2х4,7 = 9,4 1х5,3 = 5,3 1х5,3 = 5,3 1х5,3 = 5,3 1х5,3 = 5,3 2х5,3 = 5,3 1х5,3 = 5,3 2х5,3 = 5,3 1х5,3 = 5,3

10.1.6. 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 /40/. Также есть рекомендации равномерно размещать суммарную мощность реакторов вдоль линии. В /40/ 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.

10.1.6.1.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 /44/.

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 /62 — 66/.

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. 10.1.6.1 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. При этом будут равномерно и одновременно увеличиваться все зазоры между отдельными участками, тем самым будет уменьшаться магнитная проницаемость магнитопровода в целом. В результате индуктивное сопротивление реактора уменьшается. Для плавного увеличения сопротивления реактора расстояние между ярмами уменьшают. 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.10.1.6.2).

 

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. 10.1.2.

Первоначально новые конструкции плавно регулируемых реакторов предназначались 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.

10.1.7. 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

Q_т= Q_хх + Q_кз = S i_хх%/100 + S u_к%/100 = S (i_хх %+u_к%)/100,

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

Q_кз= S u_к% ²/100, где =S/S_ном. При нагрузке отличной от номинальной

Q = S(i_х+u_к% ²)/100

10.1.8. 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 Q_дв = Q_хх + Q_кз,

Где Q_хх – постоянная часть, потери в стали,

Q_кз – потери в обмотке, зависящие от нагрузки.

При частичной загрузке двигателя

Q¹_кз = Q_кз ²

Содержание главы:

• Глава 10. РЕАКТИВНЫЕ МОЩНОСТИ В ЭНЕРГОСИСТЕМЕ

• 10.1. Источники и потребители реактивной мощности

Содержание книги:

• ЛЭП Кыргызстана — Введение
• Глава 1. РАЗВИТИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ
• ГЛАВА 2. ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ГОРНЫХ РАЙОНОВ
  • 2.1. Характеристика нагрузок потребителей горных районов
  • 2.2. Способы электроснабжения потребителей горных районов
  • 2.3. Электроснабжение горных районов от автономных источников
  • 2.4. Электроснабжение горных районов от энергосистемы линиями электропередач
  • 2.8. Электроснабжение горных районов линиями электропередачи постоянного тока
  • 2.5. Электроснабжение потребителей горных районов отборами мощности от высоковольтных линий
  • 2.6. Комбинированное энергоснабжение потребителей горных районов
  • 2.7. Электроснабжение передвижных потребителей горных районов
• ГЛАВА 3. ГОРНЫЕ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
  • 3.1. Особенности горных ЛЭП
    • 3.1.1 Особенности изыскательских работ
    • 3.1.2. Особенности горных ЛЭП
    • 3.1.3. Особенности расстановки опор по профилю трассы
    • 3.1.4. Особенности строительно-монтажных работ
    • 3.1.5. Особенности эксплуатации
  • 3.2. Климатические условия прохождения трасс горных ЛЭП
    • 3.2.1. Особенности горной орографии, влияющие на климатические режимы
    • 3.2.2 Температура воздуха
    • 3.2.3. Солнечная радиация
    • 3.2.4. Ветровой режим
    • 3.2.5. Гололедно-изморозевые образования
  • 3.3. Природные физико–геологические процессы и их воздействия на горные ЛЭП
    • 3.3.1. Лавины
    • 3.3.2. Сели
  • 3.4. Выбор уровня изоляции горных ЛЭП
  • 3.5. Расчеты потерь на корону в горных ЛЭП
  • 3.6. Особенности грозозащиты горных ЛЭП
  • 3.7. Заземление горных ЛЭП
• Глава 4. О СВОЙСТВАХ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧ
  • 4.1. Реактивные мощности и натуральная мощность линии электропередачи
  • 4.2 О явлении резонанса напряжения и схемах замещения линии электропередачи
• ГЛАВА 5. О ПРИРОДЕ ПЕРЕДАЧИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ПО ЛЭП
  • 5.1. О теории передачи электрической энергии электронной проводимостью
  • 5.2. Теория передачи электромагнитными волнами (Волновая теория)
  • 5.3. О прямой и обратной волне
• ГЛАВА 6. РАСЧЕТ РЕЖИМОВ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
  • 6.1. Расчет дальней сверхвысоковольтной линии электропередачи
  • 6.2. О расчете линии, работающей на шины бесконечной мощности
  • 6.3. Метод расчета режимов линии электропередачи
  • 6.4. Расчет режимов линии с учетом баланса реактивных мощностей
  • 6.5. Расчет падения и потери напряжения в линии электропередачи
• ГЛАВА 7. ОБ УСТОЙЧИВОСТИ РАБОТЫ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
• Литература — ЛЭП Кыргызстана
• Заключение
• Глава 8. Нагрузки линий электропередачи
  • 8.1. Экономически целесообразная мощность, передаваемая по линии электропередачи
  • 8.2. О наибольшей передаваемой мощности по линии электропередачи
  • 8.3. Об экономической нагрузке силовых трансформаторов
  • 8.4. Об определении времени максимальных потерь
• ГЛАВА 9. ПРИМЕНЕНИЕ ПЕРЕДАЧ ПОСТОЯННОГО ТОКА В ГОРНЫХ УСЛОВИЯХ
  • 9.1. Расчет нагрева рабочего заземлителя
  • 9.2.Термическая устойчивость рабочего заземлителя
  • 9.3 Учет явления электроосмоса
  • 9.4. Условия безопасности на рабочем заземлителе
  • 9.5. Расчет и выбор конструкции рабочих заземлителей
• Глава 10. РЕАКТИВНЫЕ МОЩНОСТИ В ЭНЕРГОСИСТЕМЕ
  • 10.1. Источники и потребители реактивной мощности
• ГЛАВА 11. УПРАВЛЕНИЕ УРОВНЕМ НАПРЯЖЕНИЯ В УЗЛЕ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ С ПОМОЩЬЮ ГЭС И КОМПЕНСАЦИЕЙ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ
  • 11.1 Использование ГЭС для регулирования напряжения в энергосистеме
  • 11.2. Расчеты уровней напряжения на примере линии «Токтогульская ГЭС — п/с Фрунзенская»
  • 11.3. Режимы работы элементов линии 500кВ на примере электропередач от Токтогульской ГЭС
• ГЛАВА 12. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ КЫРГЫЗСТАНА И ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ
  • 12.2. Перспективы развития энергетической системы Кыргызстана
  • 12.1 Современное состояние

Статьи и книги по теме:

• О дальнейшем реформировании энергетики Кыргызстана
• Книга «ЛЭП Кыргызстана»
• О проблемах использования шунтирующих реакторов на Токтогульской ГЭС
• Книга «О теориях генерации, реактивной мощности и передачи электроэнергии»
• Электротехника – основа электроэнергетики

Реактивная мощность играет важную роль в установлении режимов в электрических сетях и системах. Поэтому очень важно правильно понимать физический смысл реактивной мощности и её влияния на режимы электрической сети. До сих пор не всегда достаточно ясна природа реактивной мощности и её влияния на режимы. Не вызывает никакого сомнения возникновение емкостной реактивной мощности в элементах, имеющих концентрированное электрическое поле — конденсаторах, индуктивной реактивной мощности в элементах, имеющих концентрированное магнитное поле — трансформаторах, реакторах, генераторах, двигателях и т.д. Термин «индуктивная реактивная мощность», возможно, применяется впервые, в литературе не было замечено.

В терминологии по электротехнике, составленной АН СССР, даётся следующее определение понятия реактивной мощности: «Это корень квадратный из разности квадратов полной и активной мощности». Иными словами, это определение полностью повторяет зависимость в виде формулы

Q = (10.1)

Такое определение является чисто формальным и мало что дает для понимания сути дела. Мельников Н. А. /51/ дает следующее определение: «Реактивная мощность – величина, для которой справедливо условие баланса по всей цепи переменного тока в целом». Это определение также не объясняет физической сущности реактивной мощности.

Реактивная мощность создается электрическим током и напряжением на емкости и индуктивности Ёмкостная реактивная мощность пропорционально квадрату напряжения и ёмкостной проводимости

Q = b (10.2)

Индуктивная реактивная мощность пропорционально квадрату тока и индуктивному сопротивлению

Q = I х (10.3)

Если на элементе имеются одновременно ёмкость и индуктивность, то возникают оба вида реактивной мощности и если они равной мощности, то они компенсируют друг друга. При их неравенстве на элементе имеет место та реактивная мощность, которая превалирует и она равна их разности.

В литературе приняты термины «вырабатывают» и «потребляют» реактивную мощность. В линиях электропередачи при малых нагрузках превалирует электрическое поле, и она ведёт себя как емкость, а при больших нагрузках – магнитное поле и, соответственно, линия начинает вести себя как индуктивность. При малых нагрузках линия выдает в систему реактивную мощность, а при больших – потребляет реактивную мощность. Об этом подробнее будет изложено ниже.

Реактивная мощность меняется во времени также как и активная, форма её синусоиды будет полностью соответствовать активной мощности. Любой элемент системы может быть изображен последовательной схемой из активного, емкостного и индуктивного сопротивлений. Напряжения на ёмкостном и индуктивном сопротивлении сдвинуты на 90 градусов относительно напряжения на активном. В цепи емкости напряжение отстает, а в цепи индуктивности — опережает на 90 градусов от напряжения на активном сопротивлении.

В некоторой литературе /46/ и других учебниках по ТОЭ ошибочно утверждается, что мгновенное значение реактивной мощности изменяется в 2 раза большей частотой. Эта ошибка возникла благодаря тому, что мгновенная мощность определялась как произведение тока и напряжения, сдвинутых на 90 градусов. Мгновенная мощность в цепи ёмкости или индуктивности определялась как

q = u i = U sin ( t I sin =U I sin2 = Q sin2 (10.4)

Согласно формуле (10.4) получается, что мгновенная реактивная мощность меняется с удвоенной частотой. На самом деле

q = Q sin ( 90^о), (10.5)

т.е. мгновенная реактивная мощность изменяется так же как активная с той же частотой, какая у тока и напряжения (10.6)

р =Р sin

Нами утверждается /88 /, что токи и напряжения в индуктивности и емкости совпадают по фазе. Это подтверждается тем, что в параллельной схеме с индуктивностью и емкостью токи имеют противоположные направления, а в последовательной схеме общеизвестно, что напряжения в индуктивности и емкости также имеют противоположные направления. В учебниках по ТОЭ имеется утверждение, что ток и напряжение в емкости и индуктивности имеют одинаковые направления. При совпадении тока и напряжения в реактивных сопротивлениях их произведения меняются с той же частотой.

Угол между активной и реактивной мощностями равно 90 градусов, а угол между ёмкостной и индуктивной мощностями равно 180 градусов, т.е. имеют вектора противоположного направления и поэтому они всегда компенсируют друг друга.

Реактивная и активная мощности меняются с одинаковой частотой, подтверждением этого является то, что при их сложении получающаяся полная мощность также изменяется по синусоиде с той же частотой. Ток, напряжение, активная и реактивная мощности взаимосвязаны. Они не могут меняться с разной частотой. Активная и реактивная мощности изменяются по синусоиде с частотой 50 герц.

Передаваемая на расстояние реактивная мощность всегда является ёмкостной. Она направлена в основном от электростанций к потребителям, а иногда поток реактивной мощности направлен в обратном направлении по отношению к активной. Это происходит, в основном, при малой загрузке линий и в них преобладает емкостная мощность.

Раз имеется понятие «реактивная мощность» и она передаётся на расстояние в течение времени, то должно быть понятие «реактивная энергия». Однако есть мнение, отрицающее термин «реактивная энергия». Так Мельников Н. А. /51/ в разделе «Нецелесообразность применения понятия «реактивная энергия», утверждает «Дополнительный периодический процесс (характеризуемый реактивной мощностью) не связан с непрерывной передачей энергии. Величина реактивной мощности не связана с энергией, запасённой в полях – электрическом и магнитном». Далее говорится: «Интегрирование величины реактивной мощности во времени, не только даёт какой — либо существенной полезной величины, но может привести даже к ошибочным представлениям. Он считает, что счётчики реактивной энергии регистрируют явно бессмысленные для практических целей значения. С этим никак нельзя согласиться. Учёт реактивной мощности и реактивной энергии имеет необходимое практическое значение. По количеству учтённой энергии можно судить о количестве переданной или потреблённой реактивной энергии для решения вопросов компенсации реактивной мощности и анализа режимов энергетической системы и систем электроснабжения.

Индуктивная мощность всегда снижает уровень напряжения, а ёмкостная, наоборот, увеличивает. Для обеспечения определённого уровня напряжения производят компенсацию или индуктивной или ёмкостной реактивной мощности. В линиях сверхвысокого напряжения, где больше емкостной реактивной мощности компенсируют их шунтирующими реакторами. В сетях более низких напряжений больше потребление реактивной мощности и них превалирует емкостные компенсирующие устройства: синхронные компенсаторы, батареи конденсаторов.

Содержание главы:

• 10.1. Источники и потребители реактивной мощности

Содержание книги:

• ЛЭП Кыргызстана — Введение
• Глава 1. РАЗВИТИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ
• ГЛАВА 2. ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ГОРНЫХ РАЙОНОВ
  • 2.1. Характеристика нагрузок потребителей горных районов
  • 2.2. Способы электроснабжения потребителей горных районов
  • 2.3. Электроснабжение горных районов от автономных источников
  • 2.4. Электроснабжение горных районов от энергосистемы линиями электропередач
  • 2.8. Электроснабжение горных районов линиями электропередачи постоянного тока
  • 2.5. Электроснабжение потребителей горных районов отборами мощности от высоковольтных линий
  • 2.6. Комбинированное энергоснабжение потребителей горных районов
  • 2.7. Электроснабжение передвижных потребителей горных районов
• ГЛАВА 3. ГОРНЫЕ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
  • 3.1. Особенности горных ЛЭП
    • 3.1.1 Особенности изыскательских работ
    • 3.1.2. Особенности горных ЛЭП
    • 3.1.3. Особенности расстановки опор по профилю трассы
    • 3.1.4. Особенности строительно-монтажных работ
    • 3.1.5. Особенности эксплуатации
  • 3.2. Климатические условия прохождения трасс горных ЛЭП
    • 3.2.1. Особенности горной орографии, влияющие на климатические режимы
    • 3.2.2 Температура воздуха
    • 3.2.3. Солнечная радиация
    • 3.2.4. Ветровой режим
    • 3.2.5. Гололедно-изморозевые образования
  • 3.3. Природные физико–геологические процессы и их воздействия на горные ЛЭП
    • 3.3.1. Лавины
    • 3.3.2. Сели
  • 3.4. Выбор уровня изоляции горных ЛЭП
  • 3.5. Расчеты потерь на корону в горных ЛЭП
  • 3.6. Особенности грозозащиты горных ЛЭП
  • 3.7. Заземление горных ЛЭП
• Глава 4. О СВОЙСТВАХ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧ
  • 4.1. Реактивные мощности и натуральная мощность линии электропередачи
  • 4.2 О явлении резонанса напряжения и схемах замещения линии электропередачи
• ГЛАВА 5. О ПРИРОДЕ ПЕРЕДАЧИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ПО ЛЭП
  • 5.1. О теории передачи электрической энергии электронной проводимостью
  • 5.2. Теория передачи электромагнитными волнами (Волновая теория)
  • 5.3. О прямой и обратной волне
• ГЛАВА 6. РАСЧЕТ РЕЖИМОВ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
  • 6.1. Расчет дальней сверхвысоковольтной линии электропередачи
  • 6.2. О расчете линии, работающей на шины бесконечной мощности
  • 6.3. Метод расчета режимов линии электропередачи
  • 6.4. Расчет режимов линии с учетом баланса реактивных мощностей
  • 6.5. Расчет падения и потери напряжения в линии электропередачи
• ГЛАВА 7. ОБ УСТОЙЧИВОСТИ РАБОТЫ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
• Литература — ЛЭП Кыргызстана
• Заключение
• Глава 8. Нагрузки линий электропередачи
  • 8.1. Экономически целесообразная мощность, передаваемая по линии электропередачи
  • 8.2. О наибольшей передаваемой мощности по линии электропередачи
  • 8.3. Об экономической нагрузке силовых трансформаторов
  • 8.4. Об определении времени максимальных потерь
• ГЛАВА 9. ПРИМЕНЕНИЕ ПЕРЕДАЧ ПОСТОЯННОГО ТОКА В ГОРНЫХ УСЛОВИЯХ
  • 9.1. Расчет нагрева рабочего заземлителя
  • 9.2.Термическая устойчивость рабочего заземлителя
  • 9.3 Учет явления электроосмоса
  • 9.4. Условия безопасности на рабочем заземлителе
  • 9.5. Расчет и выбор конструкции рабочих заземлителей
• Глава 10. РЕАКТИВНЫЕ МОЩНОСТИ В ЭНЕРГОСИСТЕМЕ
  • 10.1. Источники и потребители реактивной мощности
• ГЛАВА 11. УПРАВЛЕНИЕ УРОВНЕМ НАПРЯЖЕНИЯ В УЗЛЕ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ С ПОМОЩЬЮ ГЭС И КОМПЕНСАЦИЕЙ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ
  • 11.1 Использование ГЭС для регулирования напряжения в энергосистеме
  • 11.2. Расчеты уровней напряжения на примере линии «Токтогульская ГЭС — п/с Фрунзенская»
  • 11.3. Режимы работы элементов линии 500кВ на примере электропередач от Токтогульской ГЭС
• ГЛАВА 12. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ КЫРГЫЗСТАНА И ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ
  • 12.2. Перспективы развития энергетической системы Кыргызстана
  • 12.1 Современное состояние

Статьи и книги по теме:

• О дальнейшем реформировании энергетики Кыргызстана
• Книга «ЛЭП Кыргызстана»
• О проблемах использования шунтирующих реакторов на Токтогульской ГЭС
• Книга «О теориях генерации, реактивной мощности и передачи электроэнергии»
• Электротехника – основа электроэнергетики

 

Конструкция рабочих заземлителей ППТ должно существенным образом отличаться от конструкции защитных заземлителей электрических установок, так как к ним предъявляются различные требования. Выбор конструкции рабочего заземлителя должен производится с учетом явлений, возникающих при длительном стекании постоянного тока с заземлителя; т.е. необходимо обеспечить условия нагрева и безопасности. Долговечную работу электродов заземлителя и исключить иссушение грунта за счет явлений термовлагопроводности и электроосмоса. В зависимости от характеристик грунтов и строения земли рабочий заземлитель может быть вертикального, горизонтального или комбинированного типа.

Конструкция горизонтальных заземлителей может быть в виде сетки с различным числом ячеек по стороне контура (м =1, 2. 3.4) и в виде нескольких отдельных контуров, в виде многолучевой звезды и т.д. При расчетах рабочего заземлителя необходимо учитывать большее стекание тока с крайних электродов или с внешнего контура. При числе ячеек по стороне контура м =2. 3.4 по опытным данным, полученным нами на моделирующих установках, увеличение плотности тока с внешнего контура составляет соответственно на 15, 20 и 30% больше, чем средняя расчетная плотность тока.

Наилучшим решением вопроса электрокоррозии электрода рабочего заземлителя в грунтах является способ применения разновидностей углерода, окружающего стальной, чугунный или графитовый токовод (шину).

Расчет рабочих заземлителей должен заключать в себе определение минимально допустимых размеров заземлителя по условиям нагрева, исключения иссушения грунта за счет явлений термовлагопрводности и электроосмоса, обеспечения условий безопасности, определения сопротивления заземления и его срока службы.

Предлагаемая методика расчета рабочих заземлителей ППТ сводится к следующему: при заданном значении рабочего тока ориентировочно принимается диаметр и глубина заложения электрода и по условию нагрева по формуле (9.1.9) определяется длина электрода. Выбранный заземлитель проверяется по условиям исключения иссушения грунта за счет явлений термовлагопроводности и электроосмоса. Такая проверка проводится путем определения максимальных напряженностей теплового и электрического полей, которые не должны быть выше допустимых значений. Затем рабочий заземлитель должен быть проверен по условиям безопасности, для чего необходимо определить максимальное шаговое напряжение, которое не должно превышать допустимых величин по условиям электробезопасности.

Предлагаемая методика расчета позволяет учитывать различные явления, связанные с работой заземлителя; характеристики проводящей среды, в которой он устроен; определить экономически целесообразные параметры заземлителя. Расчеты показали, что предлагаемая методика расчетов позволяет в несколько раз снизить затраты на сооружение рабочих заземлителей /55/.

Содержание главы:

• ГЛАВА 9. ПРИМЕНЕНИЕ ПЕРЕДАЧ ПОСТОЯННОГО ТОКА В ГОРНЫХ УСЛОВИЯХ

• 9.1. Расчет нагрева рабочего заземлителя
• 9.2.Термическая устойчивость рабочего заземлителя
• 9.3 Учет явления электроосмоса
• 9.4. Условия безопасности на рабочем заземлителе
• 9.5. Расчет и выбор конструкции рабочих заземлителей

Содержание книги:

• ЛЭП Кыргызстана — Введение
• Глава 1. РАЗВИТИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ
• ГЛАВА 2. ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ГОРНЫХ РАЙОНОВ
  • 2.1. Характеристика нагрузок потребителей горных районов
  • 2.2. Способы электроснабжения потребителей горных районов
  • 2.3. Электроснабжение горных районов от автономных источников
  • 2.4. Электроснабжение горных районов от энергосистемы линиями электропередач
  • 2.8. Электроснабжение горных районов линиями электропередачи постоянного тока
  • 2.5. Электроснабжение потребителей горных районов отборами мощности от высоковольтных линий
  • 2.6. Комбинированное энергоснабжение потребителей горных районов
  • 2.7. Электроснабжение передвижных потребителей горных районов
• ГЛАВА 3. ГОРНЫЕ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
  • 3.1. Особенности горных ЛЭП
    • 3.1.1 Особенности изыскательских работ
    • 3.1.2. Особенности горных ЛЭП
    • 3.1.3. Особенности расстановки опор по профилю трассы
    • 3.1.4. Особенности строительно-монтажных работ
    • 3.1.5. Особенности эксплуатации
  • 3.2. Климатические условия прохождения трасс горных ЛЭП
    • 3.2.1. Особенности горной орографии, влияющие на климатические режимы
    • 3.2.2 Температура воздуха
    • 3.2.3. Солнечная радиация
    • 3.2.4. Ветровой режим
    • 3.2.5. Гололедно-изморозевые образования
  • 3.3. Природные физико–геологические процессы и их воздействия на горные ЛЭП
    • 3.3.1. Лавины
    • 3.3.2. Сели
  • 3.4. Выбор уровня изоляции горных ЛЭП
  • 3.5. Расчеты потерь на корону в горных ЛЭП
  • 3.6. Особенности грозозащиты горных ЛЭП
  • 3.7. Заземление горных ЛЭП
• Глава 4. О СВОЙСТВАХ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧ
  • 4.1. Реактивные мощности и натуральная мощность линии электропередачи
  • 4.2 О явлении резонанса напряжения и схемах замещения линии электропередачи
• ГЛАВА 5. О ПРИРОДЕ ПЕРЕДАЧИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ПО ЛЭП
  • 5.1. О теории передачи электрической энергии электронной проводимостью
  • 5.2. Теория передачи электромагнитными волнами (Волновая теория)
  • 5.3. О прямой и обратной волне
• ГЛАВА 6. РАСЧЕТ РЕЖИМОВ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
  • 6.1. Расчет дальней сверхвысоковольтной линии электропередачи
  • 6.2. О расчете линии, работающей на шины бесконечной мощности
  • 6.3. Метод расчета режимов линии электропередачи
  • 6.4. Расчет режимов линии с учетом баланса реактивных мощностей
  • 6.5. Расчет падения и потери напряжения в линии электропередачи
• ГЛАВА 7. ОБ УСТОЙЧИВОСТИ РАБОТЫ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
• Литература — ЛЭП Кыргызстана
• Заключение
• Глава 8. Нагрузки линий электропередачи
  • 8.1. Экономически целесообразная мощность, передаваемая по линии электропередачи
  • 8.2. О наибольшей передаваемой мощности по линии электропередачи
  • 8.3. Об экономической нагрузке силовых трансформаторов
  • 8.4. Об определении времени максимальных потерь
• ГЛАВА 9. ПРИМЕНЕНИЕ ПЕРЕДАЧ ПОСТОЯННОГО ТОКА В ГОРНЫХ УСЛОВИЯХ
  • 9.1. Расчет нагрева рабочего заземлителя
  • 9.2.Термическая устойчивость рабочего заземлителя
  • 9.3 Учет явления электроосмоса
  • 9.4. Условия безопасности на рабочем заземлителе
  • 9.5. Расчет и выбор конструкции рабочих заземлителей
• Глава 10. РЕАКТИВНЫЕ МОЩНОСТИ В ЭНЕРГОСИСТЕМЕ
  • 10.1. Источники и потребители реактивной мощности
• ГЛАВА 11. УПРАВЛЕНИЕ УРОВНЕМ НАПРЯЖЕНИЯ В УЗЛЕ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ С ПОМОЩЬЮ ГЭС И КОМПЕНСАЦИЕЙ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ
  • 11.1 Использование ГЭС для регулирования напряжения в энергосистеме
  • 11.2. Расчеты уровней напряжения на примере линии «Токтогульская ГЭС — п/с Фрунзенская»
  • 11.3. Режимы работы элементов линии 500кВ на примере электропередач от Токтогульской ГЭС
• ГЛАВА 12. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ КЫРГЫЗСТАНА И ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ
  • 12.2. Перспективы развития энергетической системы Кыргызстана
  • 12.1 Современное состояние

Статьи и книги по теме:

• О дальнейшем реформировании энергетики Кыргызстана
• Книга «ЛЭП Кыргызстана»
• О проблемах использования шунтирующих реакторов на Токтогульской ГЭС
• Книга «О теориях генерации, реактивной мощности и передачи электроэнергии»
• Электротехника – основа электроэнергетики

 

Условия безопасности на рабочем заземлителе коренным образом отличаются от защитных заземлителей. Отличаются тем, что они выносятся в места, где отсутствуют какие – либо сооружения и установки, имеют другой род тока, другой режим работы и конструкцию рабочего заземлителя.

Ввиду того, что рабочие заземлители ППТ выносятся в места, лишенные металлических сооружений (кабелей, трубопроводов ), отсутствует опасность выноса высоких потенциалов к местам с нулевым потенциалом.

На выносном рабочем заземлении отсутствует опасность попадания человека под напряжение прикосновения, так как спуск подводящей линии к электроду рабочего заземления выполняется изолированным проводом, и место соединения линии с электродом ограждается. Поэтому единственным поражающим фактором на них является шаговое напряжение.

Постоянный ток при прочих равных условиях представляет меньшую опасность, чем переменный. Опыт эксплуатируется установок постоянного тока показывает, что среди случаев поражения постоянным не имелось ни одного со смертельным исходом. Установлено, что постоянный ток воздействует на живой организм в такой же степени, как переменный при соотношении их напряжений как 3 : 1.

Конструкция рабочих заземлителей ППТ выполняется так, что определение шаговых напряжений на них не представляет тех трудностей, которые имеются при определении шагового напряжения на защитных заземлителях, и имеется возможность подсчитать их величину с достаточной точностью.

Рабочие заземлители отличаются от защитных заземлений режимом работы. Если защитные заземлители могут находиться под высоким потенциалом во время коротких замыканий электрических установок, то на рабочих заземлителях ожидать каких – либо больших потенциалов нельзя, хотя через рабочие заземлители постоянно протекает ток в униполярном режиме работы.

Однако ПУЭ, учитывая относительно малое распространение установок постоянного тока, не делает различия между установками переменного и постоянного токов в отношении требований к устройству заземлений по условиям безопасности. Кроме того, такая система нормирования диктуется необходимостью обязательного определения этого напряжения, ввиду того, что рабочие заземлители длительно находятся под нагрузкой.

Величина шагового напряжения зависит, во – первых, от величины тока и удельного сопротивления и, во – вторых, от конструкции заземлителя и способа его заложения. Имеются различные методы аналитического определения шагового напряжения с применением приближенных коэффициентов.

Зависимость шагового напряжения U_ш для горизонтального прямолинейного заземлителя от его размеров и глубины заложения предлагается определять из предположения, что ток растекается через цилиндрические поверхности, что справедливо при определении U_ш на небольшом на небольшом расстоянии от электрода. Аналитически зтазависимость выражается так:

(9.4.1)

где – расстояние между рассматриваемой точкой и точкой на поверхности земли над электродом, — длина шага (0,8 м ).

Величина шагового напряжения, получающаяся по формуле ( ), будет немного меньше действительной, а с удалением от электрода U_ш, получающаяся по формуле ( ), должно быть удвоено в предположении, что ток начинает растекаться через полуцилиндрические поверхности. Действительно значение U_ш всегда будет находиться между значением, определенным по формуле (9.4.1) и удвоенным значением.

Разность потенциалов на длине шага в 1 м также можно определить, считая, что она примерно равна напряженности электрического поля Е на поверхности земли. Напряженность электрического поля на поверхности земли, определенная нами с применением метода зеркального изображения, выглядит:

(9.4.2)

Анализ изменения напряжения шага по мере удаления от электрода по формулам ( ) и ( ) показывает, что максимальное его значение будет при x = h. Рассчитанные максимальные шаговые напряжения по этим формулам для рабочих заземлителей ППТ Кашира – Москва и Волгоград – Донбасс получились близкими к действительным.

Величина верхнего предела безопасного напряжения или тока является спорной, но тем не менее в нормах различных стран приняты те или иные величины безопасных напряжений и тока. В Швейцарии, например, за допустимое напряжение прикосновения и шага принята величина 50 В, в Великобритании – 55 В, в ФРг при длительных воздействиях считается безопасным напряжение в 65 В.

Нами предлагается принимать за безусловно безопасное напряжение шага в пределах не превышающих единиц вольт. Устройство заземлителей с шаговым напряжением, не превышающих единиц вольт, не представляет трудностей.

Содержание главы:

• ГЛАВА 9. ПРИМЕНЕНИЕ ПЕРЕДАЧ ПОСТОЯННОГО ТОКА В ГОРНЫХ УСЛОВИЯХ

• 9.1. Расчет нагрева рабочего заземлителя
• 9.2.Термическая устойчивость рабочего заземлителя
• 9.3 Учет явления электроосмоса
• 9.4. Условия безопасности на рабочем заземлителе
• 9.5. Расчет и выбор конструкции рабочих заземлителей

Содержание книги:

• ЛЭП Кыргызстана — Введение
• Глава 1. РАЗВИТИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ
• ГЛАВА 2. ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ГОРНЫХ РАЙОНОВ
  • 2.1. Характеристика нагрузок потребителей горных районов
  • 2.2. Способы электроснабжения потребителей горных районов
  • 2.3. Электроснабжение горных районов от автономных источников
  • 2.4. Электроснабжение горных районов от энергосистемы линиями электропередач
  • 2.8. Электроснабжение горных районов линиями электропередачи постоянного тока
  • 2.5. Электроснабжение потребителей горных районов отборами мощности от высоковольтных линий
  • 2.6. Комбинированное энергоснабжение потребителей горных районов
  • 2.7. Электроснабжение передвижных потребителей горных районов
• ГЛАВА 3. ГОРНЫЕ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
  • 3.1. Особенности горных ЛЭП
    • 3.1.1 Особенности изыскательских работ
    • 3.1.2. Особенности горных ЛЭП
    • 3.1.3. Особенности расстановки опор по профилю трассы
    • 3.1.4. Особенности строительно-монтажных работ
    • 3.1.5. Особенности эксплуатации
  • 3.2. Климатические условия прохождения трасс горных ЛЭП
    • 3.2.1. Особенности горной орографии, влияющие на климатические режимы
    • 3.2.2 Температура воздуха
    • 3.2.3. Солнечная радиация
    • 3.2.4. Ветровой режим
    • 3.2.5. Гололедно-изморозевые образования
  • 3.3. Природные физико–геологические процессы и их воздействия на горные ЛЭП
    • 3.3.1. Лавины
    • 3.3.2. Сели
  • 3.4. Выбор уровня изоляции горных ЛЭП
  • 3.5. Расчеты потерь на корону в горных ЛЭП
  • 3.6. Особенности грозозащиты горных ЛЭП
  • 3.7. Заземление горных ЛЭП
• Глава 4. О СВОЙСТВАХ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧ
  • 4.1. Реактивные мощности и натуральная мощность линии электропередачи
  • 4.2 О явлении резонанса напряжения и схемах замещения линии электропередачи
• ГЛАВА 5. О ПРИРОДЕ ПЕРЕДАЧИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ПО ЛЭП
  • 5.1. О теории передачи электрической энергии электронной проводимостью
  • 5.2. Теория передачи электромагнитными волнами (Волновая теория)
  • 5.3. О прямой и обратной волне
• ГЛАВА 6. РАСЧЕТ РЕЖИМОВ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
  • 6.1. Расчет дальней сверхвысоковольтной линии электропередачи
  • 6.2. О расчете линии, работающей на шины бесконечной мощности
  • 6.3. Метод расчета режимов линии электропередачи
  • 6.4. Расчет режимов линии с учетом баланса реактивных мощностей
  • 6.5. Расчет падения и потери напряжения в линии электропередачи
• ГЛАВА 7. ОБ УСТОЙЧИВОСТИ РАБОТЫ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
• Литература — ЛЭП Кыргызстана
• Заключение
• Глава 8. Нагрузки линий электропередачи
  • 8.1. Экономически целесообразная мощность, передаваемая по линии электропередачи
  • 8.2. О наибольшей передаваемой мощности по линии электропередачи
  • 8.3. Об экономической нагрузке силовых трансформаторов
  • 8.4. Об определении времени максимальных потерь
• ГЛАВА 9. ПРИМЕНЕНИЕ ПЕРЕДАЧ ПОСТОЯННОГО ТОКА В ГОРНЫХ УСЛОВИЯХ
  • 9.1. Расчет нагрева рабочего заземлителя
  • 9.2.Термическая устойчивость рабочего заземлителя
  • 9.3 Учет явления электроосмоса
  • 9.4. Условия безопасности на рабочем заземлителе
  • 9.5. Расчет и выбор конструкции рабочих заземлителей
• Глава 10. РЕАКТИВНЫЕ МОЩНОСТИ В ЭНЕРГОСИСТЕМЕ
  • 10.1. Источники и потребители реактивной мощности
• ГЛАВА 11. УПРАВЛЕНИЕ УРОВНЕМ НАПРЯЖЕНИЯ В УЗЛЕ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ С ПОМОЩЬЮ ГЭС И КОМПЕНСАЦИЕЙ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ
  • 11.1 Использование ГЭС для регулирования напряжения в энергосистеме
  • 11.2. Расчеты уровней напряжения на примере линии «Токтогульская ГЭС — п/с Фрунзенская»
  • 11.3. Режимы работы элементов линии 500кВ на примере электропередач от Токтогульской ГЭС
• ГЛАВА 12. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ КЫРГЫЗСТАНА И ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ
  • 12.2. Перспективы развития энергетической системы Кыргызстана
  • 12.1 Современное состояние

Статьи и книги по теме:

• О дальнейшем реформировании энергетики Кыргызстана
• Книга «ЛЭП Кыргызстана»
• О проблемах использования шунтирующих реакторов на Токтогульской ГЭС
• Книга «О теориях генерации, реактивной мощности и передачи электроэнергии»
• Электротехника – основа электроэнергетики