11.1 Использование ГЭС для регулирования напряжения в энергосистеме

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

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

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

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

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

Обычно гидрогенераторы рассчитывают так, чтобы при изменении напряжения на выводах обмотки статора в пределах 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/U_ном	I/I_ном	S/S_ном	U/U_ном	I/I_ном	S/S_ном
0,95	1.05	1.00	1.03	0.97	1.00
0,96	1.04	1.00	1.04	0.96	1.00
0,97	1.03	1.00	1.05	0.95	1.00
0,98	1.02	1.00	1.06	0.925	0.98
0,99	1.01	1.00	1.07	0.90	0.96
1,00	1.00	1.00	1.08	0.87	0.94
1,01	0.99	1.00	1.09	0.845	0.92
1,02	0.98		1.10	0.82	0.90

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

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

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

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

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

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

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

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 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)

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

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

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.

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:

Статьи и книги по теме:

9.5. Расчет и выбор конструкции рабочих заземлителей

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

Содержание книги:

Статьи и книги по теме:

9.4. Условия безопасности на рабочем заземлителе

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

Содержание книги:

Статьи и книги по теме:

9.3 Учет явления электроосмоса

Экспериментально исследованы вопросы иссушения грунта около электродов рабочего заземлителя за счет явления электроосмоса и предложен новый критерий для расчета рабочего заземлителя по условиям исключения электроосмоса. Явление электроосмоса было открыто еще в начале Х1Х века и заключается оно в том, что при пропускании постоянного тока достаточной величины через грунт, в нем происходит передвижение жидкой фазы от анода к катоду.

Для нормальной работы рабочих заземлителей, с которых стекает постоянный ток, необходимо, чтобы отсутствовало движение влаги в грунте под действием электроосмоса, но исследований по такому вопросу до настоящего времени проведено очень мало.

В опытах на передаче Кашира – Москва определялись величины критических плотностей тока, при которых еще не начиналось иссушение грунта около электрода. На временном контуре рабочего заземлителя критическая величина стекающего тока была равна 0,98 мА/см², а на одиночном заземлителе из графита – 1,03мА/см², которым соответствуют напряженности электрического поля, соответственно 2,94 и 3,09 В/см. В опыте со стальным электродом в коксовой засыпке критическая плотность тока на границе «коксовая засыпка – грунт» получилась равной 0,21мА/см² . На основании чего было рекомендовано принимать допустимую плотность тока в пределах 0,15 – 0,2мА/см².

Нами также была проведена серия опытов по определению критических плотностей тока, стекающего с электрода, заложенного в грунт различной влажности и электропроводности. Критическая плотность тока получилась в зависимости от влажности грунта различной и находилась в пределах от 0,053 до 1,9 мА/см², т. е. меняется в 30 — 40 раз. Наблюдается функциональная зависимость критической плотности тока от влажности грунта. Максимальные напряженности, соответствующие критическим плотностям тока, для ненасыщенного влагой грунта почти во всех опытах получились близкими друг другу и находились в пределах 2,5 – 3,0 В/см, что близко к значениям, полученным в опытах на передаче Кашира – Москва.

По теории электрокинетических явлений скорость движения жидкости за счет электроосмоса пропорциональна напряженности электрического поля

V = к_э Е, (9.3.1)

Где к_э – коэффициент электроосмоса,

Е – напряженность электрического поля.

Видимо для того, чтобы началось иссушение грунта, скорость движения влаги должна иметь определенную величину, соответственно иссушение должно происходить в достаточно сильном электрическом поле.

На основании проведенных экспериментальных исследований и теории, для проверки рабочего заземлителя по условиям исключения иссушения грунта за счет явления электроосмоса, рекомендовано за критерий принять напряженность электрического поля.

Перенос жидкости за счет сил электроосмоса вызывает появление в поровой воде у анода отрицательные давления, создающие скорость движения, обратную скорости электроосмоса и препятствующие переносу воды от электродов заземлителя. В литературе полагают, что перемещения влаги не должно быть при

(9.3.2)

т.е. теория говорит о том, что электроосмос зависит от напряженности электрического поля. Необходимо подчеркнуть, что в опытах иссушение грунта начиналось при значениях напряженности электрического поля близких друг другу.

Напряженность электрического поля на заземлителе в виде протяженного цилиндрического электрода максимально у поверхности электрода и равна

(9.3.3)

По условиям исключения иссушения грунта за счет электроосмоса Е_мах не должно быть больше допустимой величины напряженности поля Е_доп

_. Е_допЕ_мах. (9.3.4)

Содержание главы:

ГЛАВА 9. ПРИМЕНЕНИЕ ПЕРЕДАЧ ПОСТОЯННОГО ТОКА В ГОРНЫХ УСЛОВИЯХ

Содержание книги:

Статьи и книги по теме:

9.2.Термическая устойчивость рабочего заземлителя

Исследованы вопросы иссушения грунта около электродов за счет явления термовлагопроводности и предлагается метод учета этого явления при расчетах рабочего заземлителя. Рядом авторов было замечено, что при температуре около электродов значительно ниже 100^оС сопротивление заземлителя начинает увеличиваться за счет повышения удельного сопротивления грунта, которое растет вследствие уменьшения его влажности.

При нагревании грунта около электродов и установления некоторого перепада температуры влага перемещается по направлению теплового потока за счет так называемого явления термовлагопроводности. В литературе констатируется вышеуказанный факт, но метод учета этого явления не был разработан.

Известно, что перемещения влаги в тепловом поле начинается при достижении определенной напряженности теплового поля (grad t). Исходя из этого для проверки рабочего заземлителя по условиям исключения иссушения грунта за счет термовлагопроводности, предложено принимать за критерий допустимую напряженность теплового поля, т.е. необходимо, чтобы соблюдалось условие

(9.2.1)

Зная характер распределения плотности теплового потока можно определить зависимость между нагрузкой на заземлитель и максимальным gradt. В частности, в случае длинного цилиндрического электрода длиной l и радиуса r_э, плотность теплового потока от потерь энергии в грунте максимальна на расстоянии радиуса еr_э и равна

= (9.2.2)

Где — основание натуральных логарифмов.

Принимая во внимание выражение для плотности теплового потока по уравнению ( ) и уравнение теплопроводности Фурье

, (9.2.3)

получим

(9.2.4)

В процессе перемещения влаги за счет неравномерного распределения влажности, возникает градиент влажности ( ), имеющий направление обратное градиенту температуры.

Для того, чтобы не происходило иссушение грунта необходимо выполнение условия

(9.2.5)

где коэффициент влагопроводности,

— коэффициент термовлагопродности.

Очевидно, что максимально допустимая величина напряженности теплового поля будет зависеть от влажности грунта, так как чем больше влажность, тем большим может быть , препятствующее движению влаги за счет явления термовлагопроводности.

Нами была проделана серия опытов по определению предельных grad t, при которых начинается иссушение грунта. Начало иссушения определялось по моменту резкого увеличения сопротивления заземления. Опыты показали, что имеется функциональная зависимость между предельным grad t и влажностью грунта w. При малых влажностях грунта (w =5-15%) предельный gradt получился в пределах 0,2 -0,5^оС/см, а при w =15 -25% — в пределах 0,7 – 2,0^оС/см.

В каждом случае допустимую величину grad t можно определить экспериментально путем закладки контрольного электрода в грунт на предполагаемом месте устройства рабочего заземлителя. При этом необходимо учесть возможные изменения влажности грунта.

Содержание главы:

ГЛАВА 9. ПРИМЕНЕНИЕ ПЕРЕДАЧ ПОСТОЯННОГО ТОКА В ГОРНЫХ УСЛОВИЯХ

Содержание книги:

Статьи и книги по теме:

9.1. Расчет нагрева рабочего заземлителя

По ПУЭ заземлители, через которые длительно протекают токи, по условиям термической устойчивости нормируются по величине падения на заземлителе, принятой равной 50 В. При временной работе заземлителя, указанная величина повышается до 100 В. В литературе рекомендуется расчет нагрева вести по формуле Оллендорфа, выражающей зависимость между падением напряжения на заземлителе и температурой нагрева грунта около электрода:

U = , (9.1.1)

где U – падение напряжения на заземлителе, В; — нагрев грунта вблизи электродов по отношению к температуре среды, ^о С; — удельная теплопроводность грунта, Вт/ м. град; — удельное сопротивление грунта, Ом.м.

Допустимое значение падения напряжения, получающееся по формуле Оллендорфа находится в пределах 50 – 200 В, при значениях электро – и

теплопроводности грунта ( = 10 – 500 Ом. м, = о,8 – 2,5Вт/м. град).

Формула ( ) получена Оллендорфом для глубоколежащих заземлителей, когда можно допустить, что электрическое и тепловое поля заземлителя совпадают. Однако заземлители обычно устраиваются на небольшой глубине от поверхности земли, когда отвод тепла от поверхности земли создает картину теплового поля отличную от электрического и значительно влияет на нагрев грунта около электродов заземлителя.

В действительности на практике наблюдается некоторое расхождение расчетной температуры по формуле Оллендорфа с данными, получающимися

при эксплуатации рабочих заземлителей. Так, по формуле Оллендорфа температура нагрева электрода рабочего заземлителя Московской подстанции ППТ Кашира – Москва должна быть равной около 75 – 100^оС, в то время как наибольшая измеренная температура электрода была равна 3,5^оС. Такая же картина наблюдается на заземлителях ППТ Волгоград – Донбасс. Причиной, вызывающей такое несоответствие, может быть наличие отвода тепла от поверхности земли, так как указанные заземлители выполнены в виде протяженных горизонтальных электродов, уложенных в землю на небольшой глубине по периметру контура.

Нами определена зависимость между падением напряжения и температурой нагрева для случая, когда электрическое и тепловое поля заземлителя не совпадают. Задача рассмотрена на примере протяженного электрода длиной l, заложенного горизонтально на некоторой глубине h от поверхности земли. Для решения такой задачи применен метод зеркальных изображений. Принято допущение, что для заземлителя больших размеров можно пренебречь изменением форм электрического и теплового полей у концов электрода. Это допущение обосновывается тем, что с одной стороны, анализ распределения потерь мощности в грунте показывает, что они имеют место в основном в небольшом слое грунта, прилегающего к поверхности электрода, с другой стороны, заземлители для ППТ имеют большие размеры (сотни, тысячи метров).

Дифференциальное уравнение теплового поля действительного и мнимого изображения заземлителя в бесконечной среде независимо друг от друга будет иметь вид

(9.1.2)

Решив уравнение для каждого источника тепла, результирующее тепловое поле при одновременном действии действительного и мнимого источника тепла можно получить сложением частичных тепловых полей. Такое сложение можно произвести при условии совпадении электрического поля с тепловым полем, поэтому условно принимается, что электрический ток течет между электродами и поверхностью раздела сред.

Разность температур между поверхностью электрода и поверхностью земли после решения уравнения и сложения тепловых полей будет

(9.1.3)

или (9.14)

где = (9.1.5)

есть потери мощности на заземлителе в воображаемой системе, а

(9.1.6)

является тепловым сопротивлением заземлителя.

Однако при действительной картине электрического поля потери мощности на заземлителе равны

, (9.1.7)

Тогда

(9.1.8)

или падение напряжения на заземлителе

(9.1.9)

В общем виде

U = (9.1.10)

или

(9.1.11)

так как

где f(r) и функции, определяющимися размерами, формами электродов и соответственно формами электрического и теплового полей.

Расчеты по формуле (9.1.9 ) дают лучшее совпадение с измеренными значениями температур на заземлителях (Кашира – Москва, Волгоград -_ Донбасс) и собственные эксперименты), чем расчеты по формуле Оллендорфа.

Содержание главы:

ГЛАВА 9. ПРИМЕНЕНИЕ ПЕРЕДАЧ ПОСТОЯННОГО ТОКА В ГОРНЫХ УСЛОВИЯХ

Содержание книги:

Статьи и книги по теме:

ГЛАВА 9. ПРИМЕНЕНИЕ ПЕРЕДАЧ ПОСТОЯННОГО ТОКА В ГОРНЫХ УСЛОВИЯХ

Известно, что в мировой практике проявляется большой интерес к передачам постоянного тока (ППТ). Но широкое внедрение в практику этой новой техники требует всесторонних исследований и решения ряда проблем.

Линии электропередач постоянного тока обладают рядом преимуществ по сравнению с линиями переменного тока. Они при прочих равных условиях стоят дешевле. Но дополнительные расходы на концевые подстанции (на преобразователи) удорожают передачу постоянного тока. Поэтому основная область применения линий электропередачи постоянного тока – это дальние электропередачи с воздушными линиями большой пропускной способности, для которых экономия на стоимости линий электропередачи (растущая с длиной) легко компенсирует дополнительные затраты на концевые подстанции.

Перспективными являются также кабельные электропередачи сравнительно небольшой длины и мощности (подводные кабели, вводы в большие города)

Так как высоковольтные кабели постоянного тока в несколько раз дешевле кабелей переменного тока.

В исследованиях, проведенных в КирНИОЭ /29/, было показано, что воздушные и кабельные линии постоянного тока могут оказаться весьма эффективными и экономичными так же в горных районах при значительно меньших длинах линии.

Основные предпосылки, определяющие эффективность применения электропередач постоянного тока в горных условиях, заключается в следующем:

— Линии электропередачи постоянного тока, использующие малогабаритные опоры кабельные вставки, могут быть проложены по узким и извилистым ущельям и перевалам, где прокладка линий переменного тока нужного напряжения крайне затруднена.

— Широкое использование в электропередачах постоянного тока подземных и подводных кабелей дает возможность на наиболее трудных по метеорологическим условиям участках горных трасс исключает корону и атмосферные воздействия (грозы, гололед, ветер).

— Линии электропередачи переменного тока в горных условиях обходятся дороже, чем равнинные линии в большей степени, чем передачи постоянного тока.

— Для электропередач на постоянном токе в горных условиях, практически отсутствуют какие – либо ограничения в применении земли в качестве обратного провода.

Использование же земли в горных электропередачах постоянного тока на только повышает их экономичность, но и позволяет создать практически накоронирующие униполярные воздушные линии. Использование в передачах постоянного тока земли в качестве обратного повода дает как технические, так и экономические преимущества.

Как известно, все практически осуществляемые сейчас передачи постоянного тока выполняются по двухполюсной биполярной и однополюсной униполярной схемам. Они отличаются между собой характером использования земли. В первом случае земля как токопровод используется только при выходе из строя одной полуцепи. Во втором случае предусматривается постоянное использование земли в качестве обратного провода. Как показали проработки, использование земли в качестве обратного провода в униполярных передачах является весьма перспективным в широком диапазоне передач постоянного тока малой и средней мощности. Передачи этого типа приобретают положительные качества, связанные с повышением надежности.

Использование земли в качестве обратного провода является в ряде случаев весьма экономичным решением, так как сопротивление земли, по сравнению с проводами, обычно мала, а земля как токопровод, при соответствующей конструкции заземлителей, абсолютно надежна. Поэтому вопрос создания эффективных и надежных заземлителей, как и в целом, проблема токов в земле, является весьма актуальным.

На основе выполненных исследований, проблемы, возникающие при использовании земли в качестве обратного провода, можно подразделить на две группы. К первой относятся вопросы растекания токов в земле и их вредное влияние на подземные металлические сооружения, на цепи сигнализации железных дорог, на линии связи, в магнитных помехах. Ко второй группе относятся вопросы расчета и выбора конструкции рабочих заземлителей, связанные с решением таких задач, как определение нагрева заземлителей, исключение иссушения грунта вокруг электродов, обеспечение условий безопасности, выбор материалов электродов и оптимальной конструкции рабочего заземлителя и определение сопротивления току растекания.

Нами были проведены исследования вопросов, касающихся расчета и выбора конструкции рабочих заземлителей передач постоянного тока. Выведена формула расчета нагрева рабочих заземлителей, предложена в качестве критерия оценки термической устойчивости заземляющих устройств напряженность теплового поля, для исключения иссушения грунта за счет электроосмоса предложено ограничивать напряженность электрического поля, обосновывается принцип оценки условия безопасности и даются выводы формул для их расчета, составлена методика расчета рабочих заземлителей передач постоянного тока и показана экономическая эффективность предлагаемой методики расчета. /33/.