4.1.3. Роль электростанций в потреблении реактивной мощности

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

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

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

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

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

Содержание главы:

4.1. Источники и потребители реактивной мощности

Содержание книги:

Статьи и книги по теме:

4.1.2 Роль электрических станций в выработке реактивной мощности

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

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

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

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

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

Таблица 4.1.1

Зимние замеры выработки Атбашинской ГЭС (МВт + МВАр)

Годы

P + Q

1995,20.12

1996, 18.12

1997, 17.12

1998, 23.12

1999, 15.12

2000, 20.12

2001, 19.12

2003, 17.12

2004, 15.12

2005, 21.12

20 + 30

40 + 14

20 + 23

30 + 11

32 + 19

30 + 21

23 + 12

31 + 26

30 + 15

30 + 20

Таблица 4.1.2

Зимние замеры выработки ТЭЦ г. Бишкек

Годы

P +Q

1995,20.12

1996, 18.12

1997,17.12

1998, 23.12

1999, 15.12

2000, 20.12

2001, 19.12

2003, 17.12

2004, 15.12

2005, 21.12

272+ 363

278 +376

334 +450

211 + 310

182 + 260

327 + 359

213 + 220

164 + 260

175 + 310

172 + 340

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

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

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

Содержание главы:

4.1. Источники и потребители реактивной мощности

Содержание книги:

Статьи и книги по теме:

4.1. Источники и потребители реактивной мощности

4.1.1. Синхронные генераторы

4.1.2. Роль электрических станций в выработке реактивной мощности

4.1.3. Роль электрических станций в потреблении реактивной мощности

4.1.4. Синхронные компенсаторы (СК)

4.1.5. Батареи конденсаторов (СК)

4.1.6. Шунтирующие реакторы (ШР)

4.1.7. Силовые трансформаторы

4.1.8. Электрические двигатели

Содержание главы:

4.1. Источники и потребители реактивной мощности

Содержание книги:

Статьи и книги по теме:

Глава 4. Теория о реактивной мощности

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

Такое определение является чисто формальным и мало что дает для понимания сути дела. Мельников Н. А. /10/ 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 это проявления электрического и магнитного полей. Электрическое поле имеет место вокруг заряда (ов). Магнитное поле появляется только при движении заряда, то есть только при появлении электрического тока. При переносе зарядов вместе с ними передвигаются электрическое и магнитное поля.

Электрическое поле создает емкостную реактивную мощность, а магнитное поле — индуктивную реактивную мощность. Обычно в литературе рассматривается одно понятие «реактивная мощность. Мы предлагаем ввести два отдельных понятия «емкостная реактивная мощность» и «индуктивная реактивная мощность».

Ёмкостная реактивная мощность пропорционально квадрату напряжения и ёмкостной проводимости

Индуктивная реактивная мощность пропорционально квадрату тока и индуктивному сопротивлению

На любом 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. Напряжение на емкостном сопротивлении отстает, а на индуктивном — опережает на 90 градусов от напряжения на активном сопротивлении.

В литературе и 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

Согласно формуле (4.4) получается, что мгновенная реактивная мощность меняется с удвоенной частотой. На самом деле

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

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.

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. /10/ 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. Реактивные токи суммируются с активными, и вызывают дополнительный нагрев проводов. 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:

4.1. Источники и потребители реактивной мощности

Содержание книги:

Статьи и книги по теме:

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

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

Содержание главы:

Содержание книги:

Статьи и книги по теме:

10.1. Источники и потребители реактивной мощности

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 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)

Годы

P + Q

1995,20.12

1996, 18.12

1997, 17.12

1998, 23.12

1999, 15.12

2000, 20.12

2001, 19.12

2003, 17.12

2004, 15.12

2005, 21.12

20 + 30

40 + 14

20 + 23

30 + 11

32 + 19

30 + 21

23 + 12

31 + 26

30 + 15

30 + 20

Таблица 10.1.2

Зимние замеры ТЭЦ г. Бишкек

Годы

P +Q

1995,20.12

1996, 18.12

1997,17.12

1998, 23.12

1999, 15.12

2000, 20.12

2001, 19.12

2003, 17.12

2004, 15.12

2005, 21.12

272+ 363

278 +376

334 +450

211 + 310

182 + 260

327 + 359

213 + 220

164 + 260

175 + 310

172 + 340

10.1.3. Роль электростанций в потреблении реактивной мощности

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.

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

2х9,8 = 19,6

1х4,8 = 4,8

1х8,7 = 8,7

2х4,7 = 9,4

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:

Статьи и книги по теме:

Глава 10. РЕАКТИВНЫЕ МОЩНОСТИ В ЭНЕРГОСИСТЕМЕ

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.

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.

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.

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:

Статьи и книги по теме:

6.4. Расчет режимов линии с учетом баланса реактивных мощностей

Нами предлагается вести расчет линии по балансу реактивных мощностей, не разделяя емкостную мощность на половины и определять баланс как разницу емкостной и индуктивной мощностей линии.

Рассмотрим изменения напряжения конца радиальной линии U₂, в зависимости от передаваемой мощности, рассчитанных по балансу реактивных мощностей. При нагрузке на линии меньше натуральной, напряжение на конце линии больше, чем в начале линии за счет зарядной мощности (Рис. 6.4.1).

При мощности на линии, равной натуральной (S=S_нат), падение напряжения будет иметь место только за счет активного сопротивления (I R_л).

При росте нагрузки на линии, больше натуральной (S>S_НАТ) напряжение в конце линии (U₂) начинает уменьшаться (рис. 6.4.1).

Рис. 6.4.1

Вектор падения напряжения, обусловленный индуктивной мощностью, имеет направление, обратное напряжению U_l. Из рис. 6.4.1 видно, что конец вектора напряжения U₂ скользит вдоль геометрического места, представляющего из себя прямую MN.

На рисунке 6.4.2 показаны векторные диаграммы напряжений в зависимости от длины линии при S<S_НАТ, S=S_НАТ и при S>S_НАТ, причем во всех случаях принято S = const.

Вектор напряжения U_с не имеет зависимости от нагрузки. По мере увеличения протяженности линии вектор напряжения конца линии уменьшается только за счет падения напряжения на активном сопротивлении (рис. 6.4а). При S=S_НАТ нет падения напряжения на реактивном сопротивлении. Падение напряжения обуславливается только падением напряжения на активном сопротивлении (рис. 6.4.2 б).

а) б)

Рис. 6.4.2. Треугольники мощностей (а) и напряжений (б)

При S>S_НАТ падение напряжения на линии обуславливается как на активном, так и на реактивном сопротивлении. При таком режиме разность напряжений

U₁ и U₂ растет сильнее по мере роста протяженности линии. Вектор напряжения U₂ смещается вправо по часовой стрелке в отличие от предыдущих случаев (рис. 6.4.2 в).

Нами предлагается определять величину напряжения U₂ согласно рассмотренным нами векторным диаграммам (Рис. 6.4.2).

При нагрузке на линии S < S_НАТ напряжение U₂согласно рис.6.8.а, равно

, (6.4.1)

где U_p₂— реактивная составляющая напряжения конца линии.

При S = S_НАТ напряжение конца линии согласно рис.6.8.б равно

(6.4.2)

При величине передаваемой мощности S < S_НАТ в линии преобладает емкостная мощность, поэтому вектор U₂ опережает ток I и чем меньше нагрузка линии тем на больший угол.

При нагрузке на линии S > S_НАТ и углах между U₁ и U₂ не более φ напряжение U₂, согласно векторной диаграмме рис.6.4. в, можно определить по формуле

, (6.4.3)

где U_р2 — реактивная составляющая напряжения конца линии, которую предлагается определять исходя из подобия диаграмм мощностей и напряжений и её пропорциональности реактивной мощности конца линии

U_p₂= U_p₁√Q₁/Q₂(6.4.4)

На линиях 500 кВ и выше всегда устанавливаются шунтирующие реакторы. Они включаются при малых нагрузках на линии (S<S_НАТ), при этом в балансе реактивных мощностей должны учитываться реакторы.

Электрический расчет линий, соединяющих два узла энергосистемы, напряжения на концах которых можно принимать равными, должен вестись по другому. На таких линиях, при малых нагрузках, напряжение в середине линии будет выше и, наоборот, при больших нагрузках — меньше, чем на концах. Методики расчета таких линий слабо освещены в литературе и в данной работе не затрагиваются.

Расчет режимов линии с учетом баланса реактивных мощностей соответствует реальному положению вещей.

По существующим методикам падение напряжения в конце линии всегда получается меньше, чем в начале, в то время как при малых нагрузках в действительности напряжение в конце линии больше, чем в начале.

В Кыргызской энергосистеме на ряде линий имеет место более высокие напряжения на конце линии, чем в начале. Наибольшую разность напряжений имеет линия 220 кВ Кемин – Нарын (п/ст. «Ак-Кыя»). Данные летних замеров потоков мощности и уровней напряжения на этой линии приведены в таблице 6.4.1.

Таблица 6.4.1

1998г.

2004г.

2005г.

Напряжение,

кВ на п/ст. «Кемин»

на п/ст «Ак-Кыя»

Прирост напряжения,кВ

Мощность в начале линии, (МВт+МВА)

в конце

Прирост реактивной мощности

232

240

23+41

227

236

7+32

6+6

240

244

24+36

23+3

227

236

24+46

23+13

241

233

4+42

4+7

226

234

19+42

18+9

У практиков были трудности в расчете линий, у которых напряжение в конце выше, чем в начале. Предложенная нами методика расчета линий по балансу реактивных мощностей позволяет вести расчет линии с любым режимом, с любой нагрузкой. Расчетные данные имеют хорошую сходимость с измеренными. Примеры расчетов приведены ниже.

Предложенный нами метод расчета линии с учетом баланса реактивных мощностей заключается в следующем. Определяются величины реактивных мощностей на линии. Емкостная реактивная мощность равна

Q_c = U²b (6.4.5)

Индуктивная реактивная мощность равна

Q_c = 3I²x (6.4.6)

Расчеты показывают, что при малых нагрузках на линии преобладает емкостная мощность. В этом случае суммарная реактивная мощность определяется как разница между емкостной и индуктивной мощностями

ΔQ_c= Q_c – Q_L (6.4.7)

При нагрузке на линии больше натуральной на линии преобладает индуктивная мощность, которая равна разнице индуктивной и емкостной мощностей

ΔQ_L= Q_L – Q_c (6.4.8)

При нагрузке равной натуральной мощности емкостная и индуктивная мощности компенсируют друг друга, и линия представляет собой только активное сопротивление.

На рис. 6.4.2 показаны диаграммы мощностей и напряжений. При преобладании на линии емкостной мощности напряжение в конце может быть больше, чем вначале и равно ¹U₂. По общепринятой методике расчета напряжение на конце всегда получается меньше, чем в начале. Причиной было отсутствие учета влияния емкостной мощности на уровень напряжения. Был учет емкостной мощности в балансе мощностей, а при расчете падения напряжения она не учитывалась, а учитывались только активное и индуктивное сопротивления. Рис.6.4.2 наглядно иллюстрирует уровни напряжения при различных нагрузках на линии: напряжение ¹U₂ больше, чем напряжение в начале линии, при равенстве нагрузки линии натуральной, падение напряжения имеет место только на активном сопротивлении ²U₂, при больших нагрузках напряжение будет всегда меньше, чем в начале линии ³U₂.

Рис. 6.4.3

а) б)

Рис.6.4.4. Треугольники мощностей (а) и напряжений (б)

Сравним данные расчетов линии по предложенному методу с расчетами по общепринятому методу. Для расчета линии, когда имеется приток реактивной мощности с начала линии и отток с конца, рассмотрим пример, приведенный в учебнике (Л., стр. 106). Заданы мощность в конце линии S₂ = 15+10 МВА, длина линии l=90 км, активное сопротивление R=24,48 Ом, реактивное сопротивление х=34,72 Ом, емкостная проводимость b = 208,8*10^-6 см, напряжение в начале U₁=116 кВ. Необходимо найти мощность в начале линии S₁ и напряжение в конце линии U₂. По общепринятому методу определяют половину емкостной мощности в конце линии по номинальному напряжению U_Н= 110 кВ.

Q_CK = ½*U²b = ½*110²*208,8*10^-4=1,26 МВАр

Мощность в конце линии

S_K = S₂ — Q_CK = 15 +j*10 – j*1,26 = 15 + 8,74j

Потери мощности в линии

ΔP = S² / U² = (15² + j*8,74²)*24,48/110²= 0,61MBт

ΔQ = S²x/ U² = (15² + j*8,74²)*34,72/110²= 0,86MBАр

Мощность в начале линии

S_H = S_K + ΔP + ΔQ =15 +j8,74 + 0,61 + j0,86 = 15,61 + 9,6j МВА

ΔМощность с шин электростанции

S₁ = S_H — jQ_CH = 15,61 + 9,6j – 1,26j =15,61 + 8,34j МВА

Напряжение на конце линии

U₂ = U₁[(PH + jQ_CH) / U] (R + jx) = 109,8 – 2,65j кВ

U₂ = √(109,8² + 2,65²) = 109,8 кВ

Расчет линии по методу баланса реактивной мощности. Определяем емкостную мощность линии по (6.4.5)

Q_C = 110² * 208,8*10^-6 = 2,52 МВАр

Индуктивную мощность линии определяем по (6.4.6)

Q_C = 3*0,097² * 34,72 = 0,975 МВАр

где I = S₁/ √3 * U₁ = 19,44 / √3 * 116 = 0,097 КА

Разность между емкостной и индуктивной мощностями составляет

ΔQ = 2,52 – 0,975 = 1,545 МВАр

Как известно, за счет емкостной мощности напряжение повышается.

sin φ = Q₁ / S₁= 0,5962

cos φ = P₁ / S₁= 0,803

Угол φ есть угол между активной и полной мощностями в начале линии.

Активная составляющая напряжения в начале линии U_a₁ = U₁ cos φ = 93.15kB, реактивная составляющая напряжения в начале линии U_p₁ = U₁ sin φ = 69.16kB.

Активная мощность в начале линии Р₁ = Р₂ + ΔР = 15+0.61 = 15.61 МВт. Реактивная мощность в начале линии Q₁ = Q₂ + ΔQc = 10+1.545 = 11.545 МВАр.

Полная мощность в начале линии S₁ = P₁ + jQ₁ = 15.61 + j11.545 =19.41 МВА.

Реактивная составляющая напряжения конца линии определяем как величину пропорциональную реактивной мощности в конце линии

U_p₂ = U_p₁ Q₁/ Q₂ = 69.16 √(11.545/10) = 74.3 кВ.

U_a = √3IR = √3 * 0.097 * 24.48 = 4.1kB, U_a₂= U_a₁ — ΔU_a = 89.0kВ. Напряжение конца линии будет равно

U₂ = √(U_a₂² + U_p₂²) = 115.9 kB

Разница в расчетах получается равным 115.9 — 109,8 = 6.1 кВ, что является существенной величиной.

В другом примере расчеты по предлагаемому методу сопоставляются с реальными замерами на линии электропередачи. Например, замеры на линии 220 кВ «Кемин – Нарын», протяженностью 191 км, дали следующие данные: S₁ =24+46 МВА, S₂=23+13 МВА, напряжения были равны U₁=227 кВ, U₂=236 кВ. Потоки реактивной мощности направлены к началу. Измеренные значения реактивной мощности складываются из притока к концу линии плюс генерируемая самой линией емкостная мощность с вычетом индуктивной мощности. Расчет ведется по средней мощности на линии: S_ср=33.1 МВА, I_ср= 83 А. Определены значения соs φ₁ = 0.412, sin φ = 0,911, U_a₁ = 93.1 kB,
U_p₁= 205.9kB. Потери напряжения на активном сопротивлении ΔU_a = 2.9 kB, на реактивном сопротивлении ΔU_p = 11.8 kB. Активное и реактивное сопротивление составляют 20 и 82 Ома. U_a₂ = 90.2 kB, U_p₂ = 217.7 kB. В отличие от предыдущего примера при определении реактивного напряжения конца линии к реактивной составляющей напряжения начала линии суммируется падение напряжения на реактивном сопротивлении.

ΔU₁= √3 * I * x = 11.8 КВ и U_p2 = U_p1 + ΔU_р_.

Напряжение на конце линии

U₂= √(90.2)²+ (217.7)²= 235.6 кВ

Таким образом, данные, полученные по предлагаемому нами методу, имеют хорошее совпадение с измеренными значениями уровней напряжения.

Существующий метод дает всегда низкие значения напряжения в конце линии по сравнению с началом в связи отсутствия учета влияния емкостной мощности генерируемой самой линией. При малых нагрузках на практике напряжение на конце линии повышается, становится выше, чем в начале.

Нами произведен расчет реактивных мощностей в линиях 110, 220, 500 кВ зависимости от нагрузки по предлагаемому нами методу (Рис.6.4.5). Из рисунков ясно видно, как меняются реактивные мощности на линии, их сумма при изменении нагрузки на линии.

а) б)

рис. 6.4.5

Нами рассчитаны изменения напряжения конца линии в зависимости от нагрузки для этих же классов напряжений по существующему и предложенному нами методу (Рис.6.4.6). На графиках видно, что при малых нагрузках напряжение конца линии может быть больше, чем в начале, что хорошо согласуется с данными измерений на реальных линиях. При малых нагрузках за счет преобладания емкостной мощности напряжение повышается, что не противоречит теориям электротехники.

а) б) в)

Рис. 6.4.6

Разница в результатах расчетов по существующему (кривая 2) и нашему методу (кривая 1) получается достаточно ощутимой. При малых нагрузках превышения напряжений конца линии по сравнению с началом составляет в пределах 10- 30%. Чем выше напряжение, тем выше это превышение. В целом напряжение конца линии, рассчитанное по нашей методике, выше, чем методике рекомендуемой в учебниках в пределах 10–20%.

Существующий метод расчета ориентировал на выбор компенсирующих устройств большей мощности, больших пределов регулирования уровня напяжения, ограничения передаваемой мощности. Ориентировал на создание повышающих трансформаторов с большим напряжением на высокой стороне на (5-10)% и понижающих трансформаторов с большим напряжением на низкой стороне, что приводит при малых нагрузках на линии к дополнительным превышениям напряжения на конце линии. Для снижения, которого приходится принимать искусственные меры снижения напряжения. На линиях 500 кВ приходится чаще включать шунтирующие реакторы. Некоторые линии 220 кВ приходится летом при малых нагрузках отключать. Например, летом практикуется отключать ЛЭП – 220 кВ «Балыкчи – Тамга». Напрашивается вывод, что нужно пересмотреть практику проектирования трансформаторов. Можно сделать к данному разделу следующие выводы:

Существующий метод расчета линий электропередач имеет ряд недостатков, заключающийся в отсутствии учета влияния емкостной мощности линии на уровень напряжения. Нами предлагается производить расчеты линий электропередач с учетом баланса реактивных мощностей, генерируемых самой линией.

Надо пересмотреть практические меры по удовлетворению уровня напряжения на конце линии. Например, такие как, проектирование трансформаторов с большим напряжением, чем номинальное напряжение, что вызывает ненужное превышение напряжения на конце линий при малых нагрузках.

Содержание главы:

ГЛАВА 6. РАСЧЕТ РЕЖИМОВ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ