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