Файл: Шубенко, В. А. Использование синхронных генераторов электрических станций в качестве синхронных компенсаторов учебное пособие.pdf

Трехфазные номинальные мощности генератора определя­ ют по формулам: _

S„=Y3UhJh;

Рн—УЗин^иа = УЗОн^нCOS фн: ’ SHCOS фн‘,

Q h — yU H JH p^ySU H JH Sin (J)h = S h Sin фи-

Из условий нагревания ток статора нормально не должен превышать величину JH) однако при снижении напряжения на выводах до 5% генератор способен развивать номинальные

мощность генератора не должны превышать номинальных значений, так как ограничены мощностью турбины.

Внекоторых случаях гидрогенераторы работают с соэф=1

иноминальным током статора (или с током 1,05JH) . В этом случае активная нагрузка

P = y3U„JH-1,05

и сопровождается перегрузкой гидротурбины в

Р1,05

23

На рис. 5 дана векторная диаграмма тока, напряжения и ЭДС для генератора с цилиндрическим ротором без учета ак­ тивного сопротивления обмотки статора. При номинальных условиях ЭДС генератора

•Енг = и н + j/ii’Xd

и определяется вектором ОБ.

В масштабе напряжений отрезки Afl = J„p-Xd, БД Jна ■Xd, где Xd — синхронный реактанс генератора по продольной оси.

В масштабе для тока возбуждения отрезок ОБ пропорци­ онален номинальному току возбуждения, с которым генера­ тор может работать длительно при нормальной температуре обмотки возбуждения.

[При сниженной реактивной нагрузке ф1<фн и J ip< J hP; по условиям работы турбины активный ток статора не может быть увеличен, что сопровождается снижением полного тока статора Ji< JHВектор ЭДС занимает положение ОБ], так как БД = В1Д 1 = J„a -Xd. Снижение реактивной нагрузки сопро­ вождается уменьшением тока возбуждения (OBi<OB). В данных условиях обмотки статора и возбуждения имеют токи ниже номинальных (недогружены по току, допустимому из условия нагревания).

При сниженной активной нагрузке можно увеличить реак­ тивную, но полный ток статора, по условиям допустимого то­ ка для обмотки возбуждения, не может достигать номиналь­ ного.

На векторной диаграмме рис. 5 из центра О через точку В проведена окружность, точки которой соответствуют номи­ нальному току возбуждения, так как ОВ=Льн и из центра А через точку В построена окружность, соответствующая номи­

= 0,5-J„a -Xd; прямая, проведенная через точку Ci параллель­ но горизонтальной оси, пересекает окружности в точках С и С2. Вектор ЭДС не может занимать положение ОС2, так как при этом ОС2>ОВ и ток возбуждения превышает Зьн. Номи­ нальному току возбуждения соответствует положение векто­ ра ЭДС ОС, при этом AC = JiXd, AE = J !pXd. Путем построения, указанного на рис. 5, определяют угол

ф2>фн, <J2P^>JhP) J2< J h-

Таким образом, допустимое увеличение реактивной на­ грузки при снижении активной ограничивается допустимым

24

из условий нагревания током обмотки возбуждения. Полный ток статора при этом имеет величину ниже номинальной.

6. ПРИМЕР РАСЧЕТА ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЦЕЛЕСООБРАЗНОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ СИНХРОННОГО ГЕНЕРАТОРА В РЕЖИМЕ КОМПЕНСАТОРА

Расчет выполнен для Черногорской ТЭЦ, на которой ра­ ботают два турбогенератора мощностью по 6 мВт. Схема электрических соединений дана на рис. 6. Станция имеет связь с энергосистемой по двум линиям ПО кВ (Л4), которые присоединены к шинам районной подстанции в г. Абакане (Южная часть системы Красноярскэнерго). Потребители Чер­ ногорского сетевого района получают электроэнергию от ге­ нераторов ТЭЦ и энергосистемы.

Р а с ч е т н ы е р е жи м ы .

Для количественной оценки экономичности использования СГ Черногорской ТЭЦ в качестве СК выполняется расчет по­ токов и потерь мощности, а также результирующего cos ср при максимальных нагрузка:х сетевого района по отношению

кпитающей системе для следующих режимов:

1.Нормально эксплуатируемый режим, при котором один турбогенератор ТЭЦ выдает на шины генераторного напря­ жения мощность, равную (2,5-j-j5,5) MBA, а второй останов­ лен.

2.Оба турбогенератора ТЭЦ остановлены, и потребители сетевого района получают энергию от системы. Использова­ ние данного режима невозможно вследствие наличия тепло­ вых потребителей, которые обеспечиваются ТЭЦ.

3.Один турбогенератор ТЭЦ выдает на шины генератор­ ного напряжения мощность, равную (2,5—|-j5,5) MBA, а вто­ рой —■используется в качестве СК, работающего с током, рав­

ным 1,05 Jhct , которому соответствует мощность Q = = 7,86 МВАр.

Генератор, работающий в режиме компенсатора, потреб­ ляет активную мощность, равную 0,138 МВт.

4. Потребители сетевого района активную мощность по­ лучают от энергосистемы, оба СГ используют в качестве СК, выдают реактивную мощность 15,72 МВАр и потребляют ак­ тивную мощность 0,276 МВт.

25

11OnB

Рис. 6

5. Один генератор работает в режиме СК, выдавая реак­ тивную мощность 7,86 МВАр при собственном потреблении

0,138 МВт.

Использование данного режима работы невозможно по причинам, указанным в п. 2.

-Практическое значение имеет режим 3, при котором один турбогенератор работает с нагрузкой 2,5+j5,5) MBA, соот-

26

вегствующей по активной мощности тепловым потребителям, а второй используется в качестве синхронного компенсатора, выдающего реактивную мощность 7,86 МВАр.

Если тепловая нагрузка ТЭЦ будет переведена на другой источник, то оба турбогенератора по причине малой экономич­ ности должны быть остановлены. В данных условиях требует­ ся анализ возможности применения режимов 4,5.

Р а с ч е т н а я с х е м а и н а г р у з к и

Расчет потоков и потерь мощности выполняется для нор­ мально эксплуатируемой схемы (рис. 6) в период наиболь­ ших нагрузок сетевого района и наибольшей мощности, по­ требляемой из энергосистемы по линиям 110 кВ.

На схеме использованы следующие обозначения пунктов: о — шины 121 кВ Абаканской подстанции; б — шины 6,3 кВ генераторного напряжения ТЭЦ; в — шины 38,5 кВ Черногорской подстанции.

Точки а, д и г отнесены к другим пунктам схемы рис. 6.

По данным измерений, произведенных в условиях эксплу­ атации, нагрузки имеют следующие значения:

4. Суммарная нагрузка на шинах 38,5 кВ ТЭЦ

Se=i(7,'36+j4,32) MBA;

2. Нагрузка на шинах 6,3 кВ генераторного напряжения

56=i(43,28+j44,87) MBA;

3. Нагрузка шин 10,5 кВ

5 г=|Рг=2,4 МВт.

'В узле «а» расчетной схемы замещения включается на­ грузка за счет проводимости трансформаторов Тi, Т3 и линии

«7Т4:

=.(0,023+j01il) +i(0,032+j0158)—j 0392= (0,055—j 0,124) MBA.

Нагрузка узла g -схемы за счет проводимости трансформа­ тора Т2 и линии

= (0,032+ j 0,158).—j 0,392= (0,032—j 0,234) MBA.

Для нормально эксплуатируемого режима 1 эквивалент­ ная нагрузка узла б

27

S6 = S6h—S6a= 013,28+ j 111 ,87) — (2,50+j 5,60) = = (10,78+j 6,37) MBA.

В р е ж и м е 2

S6=.(il3,28+j 11,87) MBA.

Эквивалентная нагрузка на шинах генераторного напря­ жения для режима 3

$б — §бн 5бг jQcK+ AP ск=

=(1,3,28+} li1,87) — (2,5+j5,5) —j7,86 + 0,138 =

=(il0,92—jil,49) MBA.

дольные сопротивления и эквивалентные мощности проводи­ мости указанных элементов схемы. Ступень напряжения ли­ ний ПО кВ выбрана за основную. Сопротивление трансформа­ тора 4, приведенное к основной степени трансформации:

z4 = Znp= Zg kT22= i(2,02+ j 14,6) 2,S62 = '(16,55+ j 120) Ом,

где

Расчетная схема замещения дана на рис. 7.

М е т о д и р е з у л ь т а т ы р а с ч е т а р е ж и м о в

На рис. 7 дана схема замещения для расчета потоков и потерь мощности. нормально эксплуатируемого режима 1.

Схема является замкнутой. Потоки мощности по участкам 1—7 без учета потерь определяют для максимальных нагру­ зок относительно балансирующей точки О. Расчет выполнен по методу преобразования схемы к кольцевой. После лерено-

28

са нагрузки Sg в узлы «а» и «в» находят эквивалентное со­ противление

{zi + zb)zl z4~hz5^~Z1

Поток мощности первого головного участка

Потоки других участков рассчитывают по первому закону Кирхгофа для мощностей.

На втором этапе расчета по потокам, без учета потерь, оп­ ределяют потери мощности:

и потокораопределение с учетом потерь.

Расчет второго этапа начинается от точки раздела мощ­ ности.

Результаты расчета потоков и потерь мощности нанесены на схеме рис. 7.

Суммарная величина потерь мощности в элементах систе­ мы до шин 121 кВ Абаканской подстанции для нормально эксплуатируемого режима 1 при максимальных нагрузках:

ASI=i(0Ji333+j3,085) MBA.

Суммарная мощность, получаемая Черногорским сетевым районом от энергосистемы на стороне ПО кВ:

5i=(fl3,91 +j9,91) + (6,92+j3,27) = (20,38+j 13,18) MBA,

которой соответствует cos cpi= 0,83.

Р е з у л ь т а т ы р а с ч е т а р е ж и м а II

Схема замещения и результаты расчета потоков и потерь мощности для режима II даны на рис. 8.

Суммарные потери мощности

ASn = (0,54+j4,46) MBA.

В режиме II сетевой район получает .мощность

Sn =!(li6,12+145,18),■+'(7,35+j4,75) = (23,47+ j 19,93) MBA;

cos фя = 0,76.

30

/ 7J 8 *-;«.gO/

О

СП

•г'

Рис. 8

Мощность, получаемая сетевым районом от энергосистемы:

Р е з у л ь т а т ы р а с ч е т а р е ж и м а IV

Схема замещения и результаты расчета потокораопреде-

Величины потерь мощности и cos ф на стороне ПО .кВ Чер­

ТЭЦ. Активная и реактивная нагрузки сетевого района рас­ пределяются между системой Красноярскэнерго и ТЭЦ, име­ ющую высокую себестоимость производства электроэнергии, значительно превышающую среднюю себестоимость энергии

32