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

Скачать файл (1,58Мб)

Заказать решение

ВУЗ: Не указан

Категория: Не указан

Дисциплина: Не указана

Добавлен: 03.11.2024

Просмотров: 26

Скачиваний: 0

ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.

/6,80+j 1,69/

Рис. 9

/ 7,33+j1,3«t/

Рис, 10

Рис. 11

Та блица 2

				Мощность на		Коэффи-
		Суммарные		стороне	ШОкВ	циент мощ-	Средне
Номер		потери мощ		Черногорской		ности на	взвешен
Номер		ности при		подстанции при		стороне	взвешен
режи		ности при		подстанции при		стороне	ный го
режи	Характеристика режима	максималь-		максимальных		110 кВ при	ный го
ма	Характеристика режима	максималь-		максимальных		110 кВ при	довой
		ных	нагруз-	нагрузкахсе-		максималь-	Cos ф
		ках,	MBA	тевого	райо-	ных на-	Cos ф
				на, MBA		грузках
I	Один СГ работает с нагрузкой	(0,33 + j 3,085)		(20,83+ j 13,18)		0,83	0,912
	(2,5 + j5,5)MBA, второй — остановлен	(0,33 + j 3,085)		(20,83+ j 13,18)		0,83	0,912

иОба СГ остановлены. Активная и реак тивная мощности передаются из си

стемы

(0,54+ j 4,46)

(23,47 + j 19,93)

0,76

0,855

шОдин СГ работает с нагрузкой

(2,5 + j5,5) MBA, второй в качестве СК
с нагрузкой 7,86 МВАР и потребляе		(0,28 + j 2,64)	(20,95 + j 4,92)	0,975	0,987
мой мощностью 0,138 МВт
IV Оба СГ работают в качестве СК с сум
марной нагрузкой 15,7,2 МВАр и по		(0,33+j 3,22)	(23,61 + j 3,09)	0,991	1
требляемой мощностью 0,276	МВт
V Один СГ остановлен, второй	работает
в качестве СК с нагрузкой 7,86 МВАр
и потребляемой мощностью 0,138 МВт		(0,35 + j 2,79)	(23,48 + j 11,53)	0,898	0,944

в Красноярскэнерго. Система в составе ОЭС Сибири имеет резерв активной мощности.

Таким образом, по условиям баланса активной мощности

иэкономичности режима работы системы выработки актив ной энергии турбогенераторами Черногорской ТЭЦ не явля ется необходимостью и не экономична. Временная необходи мость производства активной электроэнергии на ТЭЦ опре деляется наличием тепловых потребителей, которые получа ют энергию из отборов турбины.

Тепловые потребители .не требуют работы двух турбоге нераторов. Один из турбогенераторов может быть останов лен или использоваться в качестве GK. После осуществления планируемого перевода тепловой нагрузки ТЭЦ на другой ис точник СГ могут быть остановлены или использоваться в ка честве GK.

Результаты расчета режимов 1-yV представлены в табл. 2

ина схемах замещения рис. 7-M l. Каждый расчетный режим характеризуется потоками мощности элементов схемы (линий, трансформаторов), суммарной активной и реактивной мощно стью, потребляемой из системы, коэффициентом мощности на стороне НО кВ Черногорской подстанции при максимальных нагрузках и величиной суммарных потерь мощности до шин 121 кВ Абаканской подстанции.

Расчет потерь мощности в элементах схемы до Абакан ской подстанции (по потоку энергии) не производится, так как

реактивная мощность, влияющая на величину потерь активной мощности, вырабатывается СК, установленными на Абакан ской подстанции.

В режимах I и III один из генераторов ТЭЦ имеет актив ную нагрузку, соответствующую тепловым потребителям, и расчетную реактивную нагрузку.

В режиме III, по сравнению с режимом I, за счет сниже ния потоков реактивной мощности потери активной мощности уменьшаются на 0,05 МВт; активная мощность, потребляемая из системы (за счет потребления СГ, работающего в качест ве GK), повышается на 0,12 МВт. По данным показателям ре жимы I, III практически равноценны.

Рекомендуется использовать режим III, обеспечивающий

при максимальных нагрузках	cos фш = 0975. В используемом
(нормально-эксплуатируемом)	режиме I cos ф1 =083. Приме
нение режима III исключит штрафы, которые сетевой район
выплачивает энергосистеме	за потребление энергии с
cos ф<0,9.

.После перевода тепловой нагрузки ТЭЦ на другой источ ник СГ могут использоваться в одном из режимов: II, IV, V. iB условиях действующей системы тарифов на электро энергию применением режима II, при котором на стороне НО кВ Черногорской подстанции cos фц = 0,76, нецелесообраз но из-за необходимости выплаты энергосистеме значительных

штрафов.

Режимы IV и V по величине суммарных потерь активной мощности практически равноценны (0,33 и 0,35 МВт). В ре жиме V сетевой район при максимальных нагрузках потреб ляет на 0,13 МВт меньшую активную мощность (табл. 2). Та ким образом, после снятия тепловой нагрузки с ТЭЦ один СГ необходимо остановить, а второй использовать в качестве СК.

Энергосистема имеет право отменить сетевому району штрафы за пониженные значения cos ср. В таких условиях не исключается применение режима II. Возможности для такого решения, видимо, имеются, так как южная часть системы не имеет дефицита реактивной мощности, а передача реактивной мощности от Абаканской подстанции, на которой установле ны GK, не вызывает большого увеличения потерь активной мощности. Кроме того, повышенные потери активной мощно сти в этом случае покрываются за счет более экономичного источника.

	ЛИТЕРАТУРА
1. П и о т р о в с к и й	Л.	М. Электрические машины. М.-Л.,	Гос-
энергоиздат, 1950.	М.	Режимы энергетических систем. М.,	Гос-
2. М а р к о в и ч И.	М.	Режимы энергетических систем. М.,	Гос-
энергоизадт, 1969.

3.Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей. М.-Л., Госэнергоиздат, 1961.

4.Правила устройства электрических установок. М., «Энергия»,

1965.

СОДЕРЖАНИЕ
Необходимость перевода синхронных генераторов элек
трических станций в режим работы синхронного компен
сатора ..........................................................................................	3
Способы перевода синхронных генераторов в режим
работы синхронного компенсатора ....................................	4
Расчет составляющих тока и ЭДС синхронного генера
тора ......................................................................................................	11
Расчет, связывающий электрические	величины обмо
ток статора и в о з б у ж д е н и я ............................................................	16
Графический метод расчета располагаемой реактивной
мощности и тока возбуждения синхронного генератора . 22
Пример расчета экономической целесообразности ис
пользования синхронного генератора	в режиме компен
сатора ................................................................................................	25
Литература ....................................................................................	38