Меню

Компенсация зарядной мощности линий

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Зарядная мощность — линия

Зарядная мощность линии не зависит от ее нагрузки. Реактивная индуктивная мощность, потребляемая линией, пропорциональна квадрату тока, протекающего по ней. При определенном значении нагрузки потребителей эти мощности станут равными, и так как зарядная мощность протекает навстречу реактивной индуктивной мощности, они взаимно скомпенсируются. [1]

Зарядная мощность линии с номинальным напряжением 110 кВ ( рис. 3.9, а) составляет Qcno 3 Мвар. [2]

Кроме компенсации избыточной зарядной мощности линий , управляемые реакторы обеспечивают глубокое ограничение коммутационных перенапряжений на линиях. [3]

Требуется определить зарядную мощность линии Qb напряжение в начале линии и необходимое число включенных генераторов. [4]

Из-за большой величины зарядной мощности линий сверхвысокого напряжения для дальних передач является обязательным применение поперечных реакторов, что является радикальным средством для снижения передачи реактивной мощности по линии и связанных с ней потерь энергии в режимах малых нагрузок. Мвар на передаваемый 1 МВт активной мощности. [5]

Эта мощность называется зарядной мощностью линии . Зарядная мощность, имея противоположный знак, уменьшает индуктивную составляющую нагрузки, передаваемой по линии к потребителю. Поэтому зарядную мощность удобно рассматривать как реактивную индуктивную мощность, генерируемую емкостью линии. [7]

Необходимость учета емкости и зарядной мощности линии зависит от соиз-меряемости зарядной и нагрузочной мощности. В местных сетях небольшой протяженности при номинальных напряжениях до 35 кВ зарядные токи и мощности значительно меньше нагрузочных. Поэтому в КЛ емкостную проводимость учитывают только при напряжениях 20 и 35 кВ, а в ВЛ ею можно пренебречь. [9]

В этом случае половина зарядной мощности линии стекает в приемную систему, а половина — в генераторы передающей электростанции. [10]

Параметры схемы замещения, половины зарядных мощностей линий , а также расчетные нагрузки подстанций указаны ниже. [11]

На величину реактивной мощности в электропередаче оказывает влияние зарядная мощность линии . Относительно небольшая зарядная мощность линий 110 — 220 кВ, в линиях напряжением 500 — 750 кВ большой протяженности она достигает весьма значительных величин, в результате чего выдача реактивной мощности от генераторов питающей станции в линию исключается ( § 10 — 6), а избыточная реактивная мощность в линии компенсируется реакторами. [12]

Физически это возможно в результате того, что зарядная мощность линии оказывается равной потерям реактивной мощности Qc AQ. Qc Q), который направлен от середины линии в сторону обоих ее концов. Для компенсации этого превышения реактивная мощность направлена с обоих концов линии в ее середину. [13]

Благодаря таким напряжениям и значительной емкостной проводимости образуется большая зарядная мощность линии . [14]

Источник



Компенсация и настройка параметров ЛЭП. Способы увеличения пропускной способности ЛЭП

date image2015-05-13
views image1132

facebook icon vkontakte icon twitter icon odnoklasniki icon

Для ЛЭП характерен переменный режим передачи мощности, что приводит к изменению напряжения вдоль линии. Так, если Pi>PHАТ напряжение в конце линии U2 мало, его надо поднимать. При снижении мощности до Pi

Поэтому на ЛЭП сверхвысокого напряжения, как правило, устанавливаются различные компенсирующие устройства (КУ). С помощью КУ выравнивается напряженность вдоль линии, ограничиваются перетоки зарядной мощности. Кроме того, КУ выполняют важные функции, повышая большую передаваемую по линии мощность, и обеспечивая баланс реактивной мощности в приемных системах.

На ЛЭП сверхвысокого напряжения применяются синхронные компенсаторы (СК), реакторы (Р) и статические источники реактивной мощности (ИРМ).

Для регулирования реактивной мощности и напряжения, а также для снижения внутренних перенапряжений на ЛЭП сверхвысокого напряжения применяются шунтирую­щие реакторы. С точки зрения обеспечения желаемого рас­пределения напряжения вдоль линии их целесообразно размещать равномерно, Однако такое решение неприемле­мо ни экономически, не практически, и реакторы обычно устанавливаются на подстанциях (рис. 1, а) или переключательных пунктах. На подстанциях ре­акторы могут подключаться непосредственно к линии (P1), к шинам (Р2), а также на низшее напряжение (РЗ). Спо­соб включения реактора определяется режимами электро­передачи.

1. Схемы включения реакторов: а – включение в линию или подключение к шинам ВН или НН подстанции, б – включение через разрядник.

Следует отметить, что установка реакторов на высоком напряжении эффективна для снижения внутренних перена­пряжений. В этих случаях можно применять схему, изобра­женную на рис. 1,б. Реактор Р включается через разрядник, быстро срабатывающий при повышении напряжения более допустимого. Затем автоматически включается вы­ключатель В и реактор подключается к передаче.

Источник

Поглощение избыточной зарядной мощности в протяженных малонагруженных линиях электропередач 110 кВ Текст научной статьи по специальности « Электротехника, электронная техника, информационные технологии»

CC BY

Аннотация научной статьи по электротехнике, электронной технике, информационным технологиям, автор научной работы — Третьяков Евгений Александрович, Краузе Андрей Викторович, Ткач Вадим Александрович

В данной работе рассмотрена возможность применения управляемых шунтирующих реакторов (УШР) для поглощения избыточной зарядной мощности в протяженных малонагруженных линиях электропередач 110 кВ северных электрических сетей филиала ОАО «МРСК Сибири» – «Омскэнерго». Возникновение избытков реактивной мощности приводит к возрастанию напряжения в узлах энергосистемы и появлению значительных потерь мощности. Обосновано применение УШР, выполнен расчет их необходимой мощности, определено место установки, произведена предварительная технико-экономическая оценка.

Читайте также:  Bta24 600 схема регулятор мощности

Похожие темы научных работ по электротехнике, электронной технике, информационным технологиям , автор научной работы — Третьяков Евгений Александрович, Краузе Андрей Викторович, Ткач Вадим Александрович

QUALITY ELECTRICITY DISTRIBUTION NETWORKS NOT CONSUMERS TRACTION

In this paper, the possibility of controlled shunt reactor (CSR) to absorb excess charging capacity in long lightly loaded transmission lines of 110 kV electric networks Nordic branch of JSC «IDGC of Siberia» «Omskenergo.» The emergence of excess reactive power leads to an increase in the voltage at the nodes of the power system and the emergence of significant power loss. The application of CSR, The calculation of the required power, the place of installation, pre-feasibility study.

Текст научной работы на тему «Поглощение избыточной зарядной мощности в протяженных малонагруженных линиях электропередач 110 кВ»

решения: Междунар. науч.-практ. конф. / И. А. Балясников, М. Ю. Мишланов, А. Н. Шлема / Брянская гос. с.-х. акад. — Брянск, 1999. — С.112 — 115.

4. Фофанов, Г. А. Альтернативные виды топлива на подвижном составе железнодорожного транспорта [Текст] / Г. А. Фофанов, Д. Н. Григорович, А. С. Нестрахов // Труды ВНИИЖТа. — М.: Интекст, 2008. — 144 с.

5. Сковородников, Е. И. Методика определения физико-химических характеристик топливных смесей различного элементарного состава [Текст] / Е. И. Сковородников, А. С. Ани-симов, Ю. Б. Гришина // Известия Транссиба / Омский гос. ун-т путей сообщения. — Омск,

2011. — № 4 (8). — С. 33 — 41.

6. Сковородников, Е. И. Оценка влияния снижения давления наддува на выходные параметры работы тепловозного дизеля [Текст] / Е. И. Сковородников, А. С. Ани-симов, Ю. Б. Гришина // Известия Транссиба / Омский гос. ун-т путей сообщения. — Омск,

2012. — № 1 (9). — С. 39 — 42.

7. Работа дизелей на нетрадиционных топливах [Текст] / В. А. Марков, А. И. Гайворон-ский и др. — М.: Легион-Автодата, 2008. — 464 с.

8. Методы оценки технического состояния, эксплуатационной экономичности и экологической безопасности дизельных локомотивов: Монография [Текст] / Под ред. А. И. Володина. — М.: Желдориздат, 2007. — 264 с.

Е. А. Третьяков, А. В. Краузе, В. А. Ткач

ПОГЛОЩЕНИЕ ИЗБЫТОЧНОЙ ЗАРЯДНОЙ МОЩНОСТИ В ПРОТЯЖЕННЫХ МАЛОНАГРУЖЕННЫХ ЛИНИЯХ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧ 110 кВ

В данной работе рассмотрена возможность применения управляемых шунтирующих реакторов (УШР) для поглощения избыточной зарядной мощности в протяженных малонагруженныи линиях электропередач 110 кВ северный электрических сетей филиала ОАО «МРСК Сибири» — «Омскэнерго». Возникновение избытков реактивной мощности приводит к возрастанию напряжения в узлах энергосистемы и появлению значительных потерь мощности. Обосновано применение УШР, выполнен расчет их необходимой мощности, определено место установки, произведена предварительная технико-экономическая оценка.

Регулирование уровней напряжения и реактивной мощности в электрических сетях представляет собой одну из важнейших задач. Режим напряжения электрических сетей во многом определяет надежность работы как самого энергообъединения, так и электроснабжения отдельных потребителей. Кроме того, поддержание оптимальных уровней напряжения на шинах подстанций обеспечивает минимизацию потерь активной мощности в электрических сетях и тем самым повышает эффективность функционирования электрических сетей [1].

Расчет установившегося режима 110 кВ филиала ОАО «МРСК Сибири» — «Омскэнерго» (рисунок 1, таблица 1) свидетельствует о том, что режим не может быть реализован за счет повышенного уровня напряжения из-за значительных перетоков емкостной мощности.

Таблица 1 — Результаты расчета и анализа электрических режимов электрических сетей (Rastr)

№ п/п Линия Мощность, минимум, МВ-А (лето 300) Напряжение, кВ Отклонение, %

1 2 Тевриз -Бакшеево 2,4^4,7 131,61 131,42 131,02 -13,86 -13,51 -13,04

3 4 5 Бакшеево -Шухово Шухово — 2,7^6,4 2,8^7,4

Окончание таблицы 1

12 Карташово 2Т

8,2-] 13,7 8,2-)12,7 1,8-)1,7

127,21 127,44 127,34 127,44

126,66 125,24 125,90 125,24 125,38 125,24

-10,31 -10,55 -10,41 -10,55

-9,45 -8,43 -9,03 -8,43 -8,58 -8,43

Рисунок 1 — Фрагмент электрической сети 110 кВ с результатами расчета установившегося режима

в режиме минимальных нагрузок

Некомпенсированные зарядные мощности по сечениям подстанций составляют (в минимальном режиме), Мвар: Тара — 12,5; Большеречье — 15,2 (2,7 Мвар за вычетом перетоков от Тары и нагрузки); Саргатская — 28,1 (около 8,0 Мвар за вычетом перетоков). Суммарная некомпенсированная зарядная мощность линии 110 кВ рассматриваемого участка составляет около 23,2 Мвар.

Таким образом, наибольшая некомпенсированная реактивная мощность (емкостная) со стороны линий 110 кВ наблюдается на подстанции Тара, что подтверждается соответствующим уровнем напряжения, зависящим от баланса реактивной мощности в узле.

Читайте также:  Составить баланс мощностей через напряжение

В максимальном режиме также наблюдаются активно-емкостные потоки мощности по линиям. Напряжение при этом находится в допустимых пределах.

Двунаправленная передача активной и емкостной мощности существенно увеличивает потери в ней, усложняет заложенные в систему электроснабжения механизмы регулирования напряжения. Серьезные проблемы возникают и на этапе генерации мощности на ТЭЦ при активно-емкостной нагрузке. Основная причина подобных явлений — низкая загрузка протяженных линий высокого напряжения.

Решение задачи обеспечения нормальных режимов работы электрической сети 110 кВ и требуемых стандартов качества и надежности электроэнергии невозможно без управляемых средств регулирования напряжения и компенсации реактивной мощности.

Неотъемлемыми элементами электропередач нового поколения являются устройства регулирования, относящиеся к категории FACTS. Классификация устройств FACTS представлена на рисунке 2, ориентировочные стоимостные показатели (на 2009 г.) — на рисунке 3 [2].

На рисунках 2 и 3 приняты условные обозначения: ШР — шунтирующий реактор; УШР -управляемый шунтирующий реактор с подмагничиванием постоянным током; ВРГ — реакторные группы, коммутируемые выключатели; УУПК (ТУПК) — управляемые устройства продольной компенсации; БК — батарея статических конденсаторов; СК — синхронные компенсаторы; СТК — статические тиристорные компенсаторы; АСК — асинхронизированные компенсаторы; ОРПМ — объединенные регуляторы потока мощности; СТАТКОМ — статический компенсатор реактивной мощности на базе преобразователя напряжения; ФРТ — фазо-регулирующие трансформаторы.

Рисунок 2 — Классификация устройств FACTS

\ шр ] [ ушр ( №т ) [ стк ] [tvjik] f ск j (стдтком] у [ОРПМ j

Рисунок 3 — Стоимостные показатели компенсирующих и управляющих устройств типа FACTS

Выбор типов устройств FACTS для высоковольтной линии (ВЛ) 110 кВ определяется той ролью, которая на них возлагается [3]:

компенсация зарядной мощности и стабилизация напряжения малонагруженных длинных линий;

повышение пропускной способности линии с плавным регулированием напряжения;

повышение статической и динамической устойчивости электроэнергетической системы.

Наиболее перспективными устройствами FACTS для рассматриваемой задачи являются управляемые шунтирующие реакторы. Накоплен успешный (до восьми лет) опыт эксплуатации шести управляемых подмагничиванием шунтирующих реакторов в высоковольтных сетях (четыре трехфазных реактора мощностью 25 МВА 110 кВ типа РТУ-25000/110, трехфазный реактор мощностью 100 МВА 220 кВ типа РТУ-100000/220 и трехфазный реактор мощностью 180 МВА 330 кВ типа РТУ-180000/330).

Попытки обоснования применения устройства продольной компенсации (УПК) в сетях низкого напряжения (НН) понизительного трансформатора предпринимались только для промышленных сетей с резкопеременными нагрузками [4]. Последовательное включение конденсаторных батарей (КБ) позволяет достигнуть уменьшения суммарного индуктивного сопротивления, ведущего к снижению потерь напряжения в цепи питания. УПК характеризуется параметрическим свойством регулирования напряжения, т. е. создают переменную добавку напряжения, зависящую от нагрузки. Кроме того, для обеспечения бесперебойного питания и защиты КБ от протекающих токов аварийных режимов в УПК применяют разрядники и нелинейные ограничители перенапряжения различной конструкции, дорогостоящую коммутационную аппаратуру [2].

Эксплуатация четырех управляемых реакторов типа РТУ-25000/110 и реакторов типа РТУ-100000/220 и РТУ-180000/330 показала их высокую эффективность. Выполнение указанными реакторами основных функций — автоматическое регулирование своей мощности и поддержание напряжения сети на заданном уровне — приводит к существенному облегчению работы высоковольтного оборудования подстанций, в том числе к резкому (на порядок) снижению числа переключений устройств РПН трансформаторов, к существенному улучшению электроснабжения потребителей. Например, эксплуатация трех реакторов типа РТУ-25000/110 на подстанциях Сибири привела к резкому снижению аварийных отключений нефтедобывающего оборудования.

Таким образом, применительно к рассматриваемым сетям 110 кВ предлагается проанализировать варианты применения неуправляемых и управляемых шунтирующих реакторов.

Суммарная мощность шунтирующего реактора (ШР) должна быть распределена по подстанциям исходя из компенсации зарядной мощности половины длины примыкающих к подстанции линий с учетом потребления реактивной мощности местной нагрузкой и с учетом ограничений по реактивной мощности генераторов электростанции, работающей на данные линии.

Суммарная мощность ШР, установленных в сети, должна на 25 % превосходить зарядную мощность линий, что учитывает возможное расширение сети, а также целесообразность работы с перекомпенсацией. ШР желательно устанавливать на узловых подстанциях.

Использование сухих ШР является оптимальным средством для снижения передачи реактивной мощности по линии и связанных с ней потерь энергии в режимах малых спокойных нагрузок (рисунок 4).

Процесс выбора технических средств регулирования реактивной мощности, напряжения современных силовых электроустановок при их модернизации должен сопровождаться обширными экспериментальными исследованиями с помощью цифровых средств измерений и диагностирования. Применительно к поставленной задаче выполним оценочный расчет.

Рисунок 4 — Общий вид ШР

Выбор типа, мощности, других параметров, размещения и способа присоединения ШР в электрических сетях 110 — 750 кВ должен основываться на расчетах характерных режимов энергосистем (зимний и летний максимумы и минимумы нагрузки), анализе уровней напряжений в суточном графике в нормальных и ремонтных схемах энергосистем, а также, при необходимости, переходных процессов. Место установки управляемых ШР должно выбираться на основе технико-экономических расчетов.

Читайте также:  Трактор jcb мощность двигателя

Так как суммарная мощность реакторных групп и параллельно включенной нагрузки не должна превышать номинальной мощности трансформатора, то при рассмотрении вариантов размещения ШР на подстанциях Тара, Большеречье, Саргатское их максимальная мощность должна быть ограничена значениями 16 (32) Мвар.

Для стабилизации параметров режима по напряжению достаточно установить ШР на подстанции Тара мощностью 16 — 25 Мвар к шинам 110 кВ.

Минимальный ряд номиналов мощностей подобных устройств начинается с 33333 Мвар (реактор типа Р0Д-33333/110У1, Р0МБС-33333/110У1 ОАО ХК «Электрозавод»), что является неприемлемым, так как суммарная некомпенсированная зарядная мощность линии 110 кВ рассматриваемого участка составляет около 23,2 Мвар, в том числе Тара — 12,5 Мвар.

В программе RASTR было проведено моделирование режимов работы источников реактивной мощности на базе шунтирующего реактора на подстанции Тара для следующих случаев (таблица 2): реактор отключен (исходный режим) и реактор включен в минимальных и максимальных режимах.

Таблица 2 — Результаты расчета нагрузочных потерь мощности в линии 110 кВ

Режим Без ШР и УШР УШР — 25 Мвар, подстанция Тара (на полную мощность) ШР — 33,33 Мвар, подстанция Тара

Минимальный 0,95 0,37 0,66

Максимальный 2,67 4,64 (1,9)* 6,73

Примечание: так как нагрузка отходящей линии по подстанции Тара в максимальном режиме составляет 14,3 — )4,1 МВ-А, то использование УШР в управляемом режиме позволит снижать потери мощности круглый год (в отличие от ШР).

На основе полученных результатов моделирования был сделан вывод о том, что для компенсации реактивной мощности на подстанции и стабилизации напряжения в режиме минимальных нагрузок необходимо установить ШР мощностью 17,5 — 25 Мвар на подстан-

ции Тара. В часы максимальных нагрузок ШР должен быть выведен из работы. Как уже говорилось, у ШР таких номиналов не существует.

Рассмотрим второй вариант — вариант с УШР (см. таблицу 2). Управляемый шунтирующий реактор — это переменное индуктивное сопротивление, плавно регулируемое подмагничиванием ферромагнитных элементов магнитной цепи. Производителями оборудования, входящего в состав управляемых реакторов, являются ОАО «Запорожтрансформатор» (электромагнитные части реакторов) и ОАО «Энергия-Т» (преобразователь, система управления).

Основные функциональные возможности УШР серии РТУ заключаются в следующем: компенсация избыточной зарядной мощности линий электропередач осуществляется реактором в автоматизированном режиме путем задания оператором в системе управления требуемой уставки по индуктивности электромагнитной части реактора;

стабилизация напряжения на шинах подстанции или линии осуществляется в автоматическом режиме путем плавного изменения потребляемой мощности электромагнитной частью реактора в соответствии с сигналом рассогласования, вырабатываемого системой управления. Потребляемый ток электромагнитной части реактора изменяется в результате подмагничивания его магнитной системы постоянным током, вырабатываемым тиристорным преобразователем, встроенным в трансформатор. При увеличении напряжения сети на (0,5^5)% от заданного значения уставки потребляемая мощность реактора плавно меняется от холостого хода до номинальной мощности.

В каждом из управляемых реакторов серии РТУ значение потребляемой мощности регулируется автоматически или с помощью оператора в диапазоне от 0,01 до 1,2 — 1,3 номинальной с неограниченным ресурсом возможных изменений, поэтому в автоматическом режиме работы УШР 25 потери будут существенно ниже значений, представленных для расчетных режимов (см. таблицу 2, рисунок 5).

Рисунок 5 — Зависимость потерь мощности в сети от изменения реактивной мощности (УШР) на подстанции Тара в минимальном режиме

На серию реакторов РТУ (рисунок 6, таблица 3) в установленном порядке введены в действие ТУ 3411-001-53950285-2004 «Реакторы управляемые трехфазные масляные типа РТУ мощностью от 32000 до 180000 кВА классов напряжения 110, 220, 330 и 500 кВ».

Математически выбор места расположения УШР определяется по максимальным значениям критерия (среди подстанций Тара, Большеречье, Саргатская): — критериальное

соотношение, которое показывает степень изменения напряжения на подстанциях системы при изменении мощности реактора на 1 о. е. [5].

В соответствии с данными таблицы 1 было получено, что наиболее чувствительным по напряжению местом при изменении подключаемой индуктивности (реактор) является подстанция Тара.

Согласно утверждению источника [6] основными составляющими эффекта от внедрения УШР применительно к рассматриваемому случаю являются повышение качества электрической энергии и нормализация параметров режима работы.

Рисунок 6 — Шунтирующий реактор, управляемый подмагничиванием, типа РТУ-25000/110

Таблица 3 — Основные технические параметры управляемого подмагничиванием шунтирующего реактора РТУ-25000/110

Параметр Значение параметра

Номинальная мощность, кВА 25000

Номинальное напряжение, кВ 121

Диапазон изменения мощности, кВА 250-25000

Номинальный ток фазы сетевой обмотки, А 114

Максимальная скорость изменения мощности, кВ- А/с 20000

Максимальное значение любой из высших гармоник в токе фазы, А Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.

Источник