Потребители и источники реактивной мощности

Рассмотрим более подробно составляющие баланса реактивной мощности в ЭЭС. В уравнении баланса к мощности генераторов электростанций должна быть добавлена реактивная мощность компенсирующих устройств а также реактивная мощность, генерируемая емкостью высоковольтных линий электропередачи ∑Q_C:

Потребители реактивной мощности. Каждый потребитель электроэнергии характеризуется потребляемой активной мощностью Р, преобразуемой механизмами и приборами в другие виды энергии (механическую, тепловую, световую и др.). Потребление реактивной мощности Q нагрузкой определяется коэффициентом мощности tgφ = Q/Р. Основными потребителями реактивной мощности являются асинхронные двигатели (tgφ = 0,75-1,3), индукционные печи (tgφ = 1-2,7), вентильные преобразователи (tgφ = 0,75-1,2), сварочные агрегаты (tgφ = 1,5-2,7) и т.д. Промышленные предприятия - это основные потребители реактивной мощности, и доля асинхронной нагрузки в потребляемой ими реактивной мощности достигает 60 - 70 %. В городских электрических сетях потребление реактивной мощности меньше. Реактивная нагрузка квартир зависит от насыщенности электробытовой техникой и типа плит для приготовления пищи. В часы вечернего максимума нагрузки для квартир с газовыми плитами tgφ = 0,5, для квартир с электроплитами tgφ = 0,35. Силовая нагрузка общедомовых электроприемников (лифты, насосы, вентиляция и т.п.) увеличивает потребление реактивной мощности на вводе в дом, так как для привода этих электроприемников используются асинхронные электродвигатели.

Потери реактивной мощности. Основная часть потерь реактивной мощности приходится на потери в трансформаторах и воздушных линиях (ВЛ) электрической сети. Так, потери реактивной мощности в трансформаторе составляют 10-12 % передаваемой полной мощности. При передаче электроэнергии от электростанции до электроприемников происходит не менее четырех трансформаций, и поэтому эти потери могут достигать приблизительно 50 % полной мощности электроприемников. Потери реактивной мощности в ВЛ зависят от длины линии и протекающего по ней тока. Передаваемая по линии мощность может быть оценена по пропускной способности линии, которая, в свою очередь, может характеризоваться натуральной мощностью. При передаче по ВЛ натуральной мощности потери реактивной мощности равны реактивной мощности Q_c, генерируемой линией. Величина Р_нат слабо зависит от сечения проводов, определяется волновым сопротивлением линии и в среднем равна: для ВЛ 110 кВ - 30 МВт, 220 кВ - 135 МВт, 500 кВ - 900 МВт.

Зарядная мощность линий. Емкостная проводимость ВЛ учитывается при напряжениях 110 кВ и выше. Зарядная мощность линии Q_c зависит от номинального напряжения и ее длины. Например, генерация реактивной мощности в линии длиной 100 км составляет: при напряжении 110 кВ - 3,5 Мвар, 220 кВ - 14 Мвар, 500 кВ - 90 Мвар. Для средних длин линий, характерных для каждого номинального напряжения, зарядная мощность составляет от 6 до 30 % натуральной мощности линии, повышаясь с увеличением напряжения ВЛ.

Генераторы электростанций являются основными источниками реактивной мощности. Номинальный коэффициент мощности генераторов, равный отношению активной мощности генератора Р, к его полной мощности Sr(cosφ=P/S), составляет 0,85-0,9 и, значит, выработка реактивной мощности генераторами не может превышать 0,5-0,6 генерируемой ими активной мощности. Это означает, что генераторы электростанций не могут обеспечить всей потребности в реактивной мощности. Поэтому в ЭЭС широко применяются компенсирующие устройства. К ним относятся:

•конденсаторные батареи (КБ), применяемые в основном на напряжении 0,22-10 кВ. Будучи установленными в узлах нагрузки, они позволяют частично разгрузить электрические сети от передачи по ним реактивной мощности;

•синхронные компенсаторы (СК) - синхронные машины, работающие без нагрузки на валу, т.е. в режиме холостого хода. Синхронные компенсаторы выпускаются сравнительно большой мощности (50-320 MB•А) и устанавливаются, как правило, на районных подстанциях, где график нагрузки меняется в широких пределах, в связи с чем существенно изменяется баланс реактивной мощности. Как правило, это подстанции напряжением 330-500 кВ и выше, где СК устанавливаются на шинах низшего напряжения (10-20 кВ). Синхронный компенсатор может быть снабжен устройством автоматического регулирования возбуждения, и при снижении напряжения он автоматически будет увеличивать выработку реактивной мощности, тем самым стабилизируя напряжение;

•статические тиристорные компенсаторы (СТК) состоят из параллельно включенных управляемых реакторов и КБ, которые подключаются к сети высокого напряжения через трансформатор. Для регулирования реактивной мощности используются тиристоры. Такое сочетание реакторов и КБ позволяет использовать СТК как для генерации (при преобладании емкостного элемента), так и для потребления реактивной мощности (при преобладании индуктивного элемента). Статические тиристорные компенсаторы выпускаются большой номинальной мощности и устанавливаются на промежуточных и конечных подстанциях мощных электропередач, а также в крупных узлах нагрузки для стабилизации режима сети при резкопеременном характере нагрузки. Использование СТК в питающих сетях позволяет: стабилизировать напряжение в месте подключения СТК; уменьшить потери активной мощности в электропередаче; увеличить пропускную способность линии и тем самым устранить необходимость сооружения новой линии; улучшить можно изменять количество рабочих витков обмотки и тем самым изменять коэффициент трансформации. Изменение коэффициента трансформации приводит к изменению напряжения на шинах нагрузки при одном и том же подведенном к трансформатору напряжении.

Трансформаторы выполняются двух типов: с переключением регулировочных ответвлений без возбуждения, т.е. с отключением от сети (трансформаторы с ПБВ); с переключением регулировочных ответвлений под нагрузкой (трансформаторы с РПН). Трансформаторы первой группы имеют сравнительно небольшой регулировочный диапазон (±2x2,5%), применяются в распределительных электрических сетях напряжением 6-35/0,4 кВ, и с их помощью осуществляется сезонное регулирование напряжения, так как выполнение переключения требует отключения потребителей на это время. Трансформаторы второй группы снабжены специальным переключательным устройством, позволяющим осуществлять переключения по мере необходимости без отключения потребителей. Такие трансформаторы имеют большее число регулировочных ответвлений и больший диапазон регулирования напряжения. Наличие в трансформаторе устройства РПН обозначается буквой Н в указании его типа. Так, например, трансформатор ТДН-10000/110 имеет мощность 10000 кВ•А, напряжение обмотки НН U_{нн ном} = 11 кВ, напряжение основного ответвления обмотки ВН U_{вн ном} = 115 кВ и возможность изменения этого напряжения в пределах ±9x1,78 %, т.е. в диапазоне ±16 %. Устройство РПН выполняется на обмотке ВН, так как она имеет меньший ток, и это позволяет сделать переключающее устройство более компактным, а его работу более надежной.

Действие трансформатора как регулирующего устройства показано на рис. 1.7. а. от шин подстанции системы через сеть (Z_Э) и трансформатор питается нагрузка с мощностью S_н

Рис. 1.7 Схема замещения трансформатора

В схеме замещения (рис. 1.7, б) трансформатор представлен сопротивлением обмоток Z_т и идеальным трансформатором без потерь с коэффициентом трансформации n, который условия регулирования напряжения; демпфировать колебания мощности и напряжения;

• шунтирующие реакторы (ШР) используются для потребления излишней реактивной мощности в ЭЭС и ввода напряжений в допустимую область. Реакторы абсолютно необходимы при наличии в ЭЭС протяженных воздушных линий сверхвысокого напряжения, которые, как указывалось выше, генерируют реактивную мощность, вследствие чего возможно увеличение напряжений на элементах ЭЭС сверх допустимых значений. Устанавливаются реакторы на конечных и промежуточных подстанциях длинных линий электропередач, их включение и отключение производится дежурным персоналом по распоряжению диспетчера ЭЭС. Использование регулируемых ШР позволяет осуществить стабилизацию напряжения в точке подключения реактора.