Глава 3. Основное оборудование электрических станций и подстанций

ГЛАВА 3. ОСНОВНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ И ПОДСТАНЦИЙ

3.1. Синхронные генераторы

3.2. Силовые трансформаторы и автотрансформаторы

3.3. Компенсирующие устройства

Глава 3. Основное оборудование электростанций и подстанций

Синхронные генераторы

Турбо и гидрогенераторы

Для выработки электроэнергии на современных электрических станциях применяют синхронные генераторы трехфазного переменного тока. Различают турбогенераторы (первичный двигатель — паровая или газовая турбина) и гидрогенераторы (первичный двигатель — гидротурбина).

Для синхронных электрических машин в установившемся режиме работы имеется строгое соответствие между частотой вращения агрегата п, об/мин, и частотой сети f, Гц:

п=

где р — число пар полюсов обмотки статора генератора.

Паровые и газовые турбины выпускают на большие частоты вра­щения (3000 и 1500 об/мин), так как при этом турбоагрегаты имеют наилучшие технико-экономические показатели. На тепловых электростанциях (ТЭС), сжигающих обычное топливо, частота вращениям агрегатов, как правило, составляет 3000 об/мин, а синхронные турбогенераторы имеют два полюса. На АЭС применяют агрегаты с ча­стотой вращения 1500 и 3000 об /мин. На рис.2.8. представлен пример турбогенератора

Рис. 3.1. Турбогенератор ТЗВ-800-2УЗ и возбудитель ВТ-6000-2УЗ:

1 — муфта соединительная; 2 — корпус статора; 3 — подшипник генератора; 4 — контактные кольца ротора и щетки; 5— подшипники возбудителя; 6 — возбуди­тель; 7 — выводы генератора

 

Быстроходность турбогенератора определяет особенности его конструкции. Эти генераторы выполняются с горизонтальным ва­лом. Ротор турбогенератора, работающий при больших механиче­ских и тепловых нагрузках, изготовляется из цельной поковки спе­циальной стали (хромоникелевой или хромоникельмолибденовой), обладающей высокими магнитными и механическими свойст­вами.

Ротор выполняется неявнополюсным. Вследствие значительной частоты вращения диаметр ротора ограничивается по соображениям механической прочности до 1,1—1,2 м при 3000 об/мин. Длина бочки ротора также имеет предельное значение, равное 6—6,5 м. Опреде­ляется оно из условий допустимого статического прогиба вала и получения приемлемых вибрационных характеристик.

В активной части ротора, по которой проходит основной магнит­ный поток, фрезеруются пазы, заполняемые катушками обмотки воз­буждения. В пазовой части обмотки закрепляются немаг­нитными легкими, но прочными клиньями из дюралюминия. Лобо­вая часть обмотки, не лежащая в пазах, предохраняется от смеще­ния под действием центробежных сил с помощью бандажа. Бандажи являются наиболее напряженными в механическом отношении ча­стями ротора и обычно выполняются из немагнитной высокопрочной стали. По обеим сторонам ротора на его валу устанавливаются вен­тиляторы (чаще всего пропеллерного типа), обеспечивающие цир­куляцию охлаждающего газа в машине.

Статор турбогенератора состоит из корпуса и сердечника. Кор­пус изготовляется сварным, с торцов он закрывается щитами с уп­лотнениями в местах стыка с другими частями. Сердеч­ник статора набирается из изолированных листов электротехни­ческой стали толщиной 0,5 мм. Листы набирают пакетами, между которыми оставляют вентиляционные каналы. В пазы, имеющиеся во внутренней расточке сердечника, укладывается трехфазная обмотка, обычно двухслойная.

Гидравлические турбины имеют обычно относительно малую ча­стоту вращения (60—600 об/мин). Частота вращения тем меньше, чем меньше напор воды и чем больше мощность турбины. Гидрогене­раторы поэтому являются тихоходными, машинами и имеют боль­шие размеры и массы, а также большое число полюсов.

Гидрогенераторы выполняют с явнополюсными роторами и пре­имущественно с вертикальным расположением вала. Диаметры ро­торов мощных гидрогенераторов достигают 14—16 м, а диаметры статоров — 20—22 м.

В машинах с большим диаметром ротора сердечником служит обод, собираемый на спицах, которые крепятся на втулке ротора. Полюсы, как и обод, делают наборными из стальных листов и мон­тируют на ободе ротора с помощью Т-образных выступов. На полюсах помимо обмотки возбуждения размещается еще так называемая демпферная обмотка, которая образуется из медных стержней, закладываемых в пазы на полюсных наконечниках и замыкаемых с торцов ротора кольцами. Эта обмотка предназначена для успокоения колебаний ротора агрегата, которые возникают при всяком возмущении, связанном с резким изменением нагрузки генератора.

В турбогенераторах роль успокоительной обмотки выполняют массивная бочка ротора и металлические клинья, закрывающие обмотку возбуждения в пазах.

Статор гидрогенератора имеет принципиально такую же кон­струкцию, как и статор турбогенератора, но в отличие от послед­него выполняется разъемным. Он делится по окружности на две — шесть равных частей, что значительно облегчает его транспорти­ровку и монтаж.

В последние годы начинают находить применение так называе­мые капсульные гидрогенераторы, имеющие горизонтальный вал. Такие генераторы заключаются в водонепроницаемую оболочку (кап­сулу), которая с внешней стороны обтекается потоком воды, проходя­щим через турбину. Капсульные генераторы изготовляют на мощ­ность несколько десятков мегавольт-ампер. Это сравнительно тихо­ходные генераторы (п = 60 -150 об/мин) с явнополюсным ротором.

3.1.2. Номинальные параметры и режимы работы генераторов.

 

Завод-изготовитель пред­назначает генератор для определенного длительно допустимого режима работы, который называют номинальным (нормальным) режимом. Этот режим работы характеризуется параметрами, которые носят название номинальных данных генератора и указываются на его табличке, а также в паспорте машины.

Номинальное напряжение генератора — это линейное (междуфазное) напряжение обмотки статора в номи­нальном режиме.

Номинальным током статора генератора называется то значение тока, при котором допускается длительная нормальная работа генератора при нормальных параметрах охлаждения (тем­пература, давление и расход охлаждающего газа и жидкости) и номинальных значениях мощности и напряжения, указанных в пас­порте генератора.

Номинальная полная мощность генератора определяется по следующей формуле, кВ∙А:

S_ном= U_ном I_ном

Номинальная активная мощность генератора — это наибольшая активная мощность, для длительной работы с которой он предназначен в комплекте с турбиной.

Номинальная активная мощность генератора определяется следующим выражением, кВт:

Р_ном=S_ном cos φ _ном

 

Согласно ГОСТ 533-85Е принята шкала номинальных мощностей турбогенерторов: 2,5; 4; 6; 12; 32; 63; 110; 160; 220; 320; 500; 800; 1000; 1200; 1600; 2000 МВт.

Номинальный ток ротора — это наибольший ток возбуждения генератора, при котором обеспечивается отдача генератором его номинальной мощности при отклонении напряжения статора в пределах ±5% номинального значения и при номиналь­ном коэффициенте мощности.

Номинальный коэффициент мощности со­гласно ГОСТ принимается равным 0,8 для генераторов мощностью 125 MB∙А и ниже, 0,85—для турбогенераторов мощностью до 588 MB∙А и гидрогенераторов до 360 MB∙A, 0,9 —для более мощ­ных машин. Для капсульных гидрогенераторов обычно cosφ≈1.

Каждый генератор характеризуется также к. п. д. при номи­нальной нагрузке и номинальном коэффициенте мощности. Для сов­ременных генераторов номинальный коэффициент полезного дейст­вия колеблется в пределах 96,3 — 98,8%.

Рассмотримрежимы работы генераторов:

Номинальный режим работы генератора характеризу­ется номинальными параметрами: активной нагрузкой Р_ном на­пряжением U_ном, коэффициентом мощности cosφ_HOM, частотой f_H0M, температурой охлаждающей среды на входе ν_о. Работа с номиналь­ными параметрами может продолжаться как угодно длительно.

В реальных условиях нагрузка генератора меняется, а это вле­чет за собой изменение частоты, напряжения и других парамет­ров. Если эти отклонения не превышают допустимых требований по Правилам технической эксплуатации (ПТЭ), то режим счита­ется нормальным.

Перегрузка генераторов по току статора допускается кратковременно при авариях в энергосистеме. Вели­чина допустимой перегрузки зависит от длительности и типа ох­лаждения статора [1.13].

Допустимая перегрузка по току возбуждения генераторов и синхронных компенсаторов с косвенным охлаждением обмоток определяется допустимой перегрузкой статора. Для турбогенера­торов с непосредственным водородным или водяным охлаждени­ем обмотки ротора допустимая перегрузка по току возбуждения определяется по табл. 2.3 (ниже).

Асинхронный режим может возникнуть при несинхрон­ном вращении одного или нескольких генераторов, появляющем­ся при потере возбуждения или нарушении устойчивости работы генераторов.

При потере возбуждения генератор переходит из синхронного в устойчивый асинхронный режим с постоянным скольжением и отдачей некоторой активной мощности в систему. При этом воз­буждение осуществляется за счет потребления реактивной мощ­ности из системы. В этом случае необходимо восстановить возбуж­дение генератора или перейти на резервное возбуждение. Соглас­но ПТЭ допускается такой режим для турбогенераторов с косвен­ным охлаждением в течение 30 мин со сниженной до 60 % нагрузкой. Для других типов турбогенераторов допустимая длительность работы без возбуждения определяется заводскими инструкциями.

Для гидрогенераторов работа в асинхронном режиме без воз­буждения запрещается.

Во втором случае при нарушении устойчивости параллельной работы одного или нескольких генераторов возбуждение сохраня­ется, но нарушается синхронизм работы, возникает переменное скольжение, машины работают то в двигательном, то в генера­торном режиме. Это является тяжелой аварией и может привести к полному распаду системы. Такой режим согласно требованиям ПТЭ запрещается.

Несимметричные режимы работы генераторов могут быть вызваны обрывом или отключением одной фазы, од­нофазной нагрузкой (электротяга, плавильные печи и др.). При несимметричной нагрузке возникают токи обратной последова­тельности, которые создают дополнительный нагрев обмоток и вибрацию машин. Такой режим допускается длительно, если не­симметричные нагрузки по фазам не превышают 15 — 20 % для гидрогенераторов с косвенным охлаждением, 10% для гидроге­нераторов с непосредственной системой охлаждения и для турбо­генераторов всех типов.

Таблица 3.1.

Допустимая кратность перегрузки турбогенераторов по току ротора

 

Продолжительность пере­грузки, мин, не более	Турбогенераторы
ТВФ, кроме ТВФ-120	ТГВ, ТВВ (до 500 МВт), ТВФ-120
60 4 1 0,5 0,33	1,06 1,2 1,7 2,0	1,06 1,2 1,5 2,0

Параллельная работа генераторов. Как правило, генераторы включаются в сеть способом точной синхрони­зации при введенной блокировке от несинхронного включения.

При ликвидации аварий в энергосистеме турбогенераторы мощ­ностью до 220 МВт включительно и все гидрогенераторы разре­шается включать на параллельную работу способом самосин­хронизации. Генераторы большей мощности разрешается вклю­чать этим способом, если I_п0/I_ном<3,0, где I_п0 — периодическая составляющая тока при включении, формула (2.3).

При точной синхронизации соблюдаются условия:

1.Напряжение на выводах генератора должно быть равно напря­жению сети:

U_r= U_c;

2..Частота включаемого генератора должна быть равна частоте сети:

f г= f с;

3.Включение должно произойти в момент совпадения фаз гене­ратора и сети.

 

Для соблюдения этих условий на регуляторы напряжения и скорости генераторов воздействуют вручную или автоматически. Недостатком этого метода является сложность процесса вклю­чения и его длительность.

При самосинхронизации синхронный генератор раз­ворачивают до частоты вращения, близкой к синхронной, и не­возбужденным включают в сеть. При этом обмотка возбуждения замыкается на разрядный резистор R (см. рис. 2.10), используемый для гашения поля, либо на специально предусмотренный для этой цели резистор. После включения генератора в сеть подается им­пульс на включение АГП, и генератор возбуждается.

При включении генератора в нем возникает ток

где U_c — напряжение сети; x'_d — переходное сопротивление гене­ратора; х_сис — сопротивление системы.

Этот ток меньше тока КЗ на выводах генератора, тем не менее, возникающие электродинамические силы воздействуют на обмотки генератора и его конструктивные части. Возникающий асинхронный момент воздействует на ротор, и машина втягивается в син­хронизм за 2 — 3 с.

Преимущества метода самосинхронизации:

значительное упрощение операции включения;

быстрое включение генератора в сеть, что очень важно при аварии в системе;

возможность включения во время снижения напряжения и ча­стоты сети;

отсутствие опасности повреждения машины.

Недостатком метода самосинхронизации является значитель­ная посадка напряжения на шинах генераторного напряжения в мо­мент включения, поэтому этот способ синхронизации не реко­мендуется для электростанций с общими сборными шинами ге­нераторного напряжения.

Системы возбуждения

Обмотка ротора синхронного генератора питается постоянным током, который создает магнитный поток возбуждения. Обмотка ротора, источник постоянного тока, устройства регулирования и коммутации составляют систему возбуждения генератора.

Системы возбуждения должны:

обеспечивать надежное питание обмотки ротора в нормальных и аварийных режимах;

допускать регулирование напряжения возбуждения в достаточ­ных пределах;

обеспечивать быстродействующее регулирование возбуждения с высокими кратностями форсирования в аварийных режимах;

осуществлять быстрое развозбуждение и в случае необходимо­сти производить гашение поля в аварийных режимах.

Важнейшими характеристиками систем возбуждения являются: быстродействие, определяемое скоростью нарастания напряжения на обмотке ротора при форсировке V=0,632(Uf_ПОТ-Uf_HOM)/Uf_HOMt₁ и отношение потолочного напряжения к номинальному напряже­нию возбуждения U_{f пот}/ U_{f ном}= к_ф — так называемая кратность форсировки.

Согласно ГОСТ турбогенераторы должны иметь кф 2, а ско­рость нарастания возбуждения — не менее 2 с^-1. Кратность форсировки для гидрогенераторов должна быть не менее 1,8 для кол­лекторных возбудителей, соединенных с валом генератора, и не менее 2 для других систем возбуждения. Скорость нарастания на­пряжения возбуждения должна быть не менее 1,3 с^-1 для гидроге­нераторов мощностью до 4 MB·А включительно и не менее 1,5 с^-1 для гидрогенераторов больших мощностей [2.3].

Для мощных гидрогенераторов, работающих на дальние элек­тропередачи, к системам возбуждения предъявляются более вы­сокие требования: к_ф= 3-4, скорость нарастания возбуждения до 10U_fH0М в секунду.

Обмотка ротора и системы возбуждения генераторов с косвен­ным охлаждением должны выдерживать двукратный по отношению к номинальному току в течение 50 с. Для генераторов с непо­средственным охлаждением обмоток ротора это время сокраща­ется до 20с, для генераторов мощностью 800—1000 МВт принято время 15 с, 1200 МВт - 10с (ГОСТ 533-85Е).

В зависимости от источника питания системы возбуждения раз­деляются на системы:

1) независимого возбуждения

2) са­мовозбуждения.

В системе независимого возбуждения на одном валу с генератором находится возбудитель — генератор постоянного или пере­менного тока. В системе самовозбуждения питание обмотки воз­буждения осуществляется от выводов генератора через специаль­ные понижающие трансформаторы и выпрямительные устройства. Для генераторов мощностью до 100 МВт в качестве возбудителя применяется генератор постоянного тока GE, соединенный с ва­лом генератора (рис. 2.9, а). Обмотка возбуждения возбудителя LGE питается от якоря возбудителя, ток в ней регулируется реостатом RR или автоматическим регулятором возбуждения АРВ. Ток, пода­ваемый в обмотку возбуждения синхронного генератора G, оп­ределяется величиной напряжения на возбудителе. Недостатком такой системы возбуждения является невысокая надежность рабо­ты генератора постоянного тока GE из-за вибрации и тяжелых ус­ловий коммутации при высокой частоте вращения 3000 об/мин. Другим недостатком является невысокая скорость нарастания воз­буждения, особенно у гидрогенераторов

(V= 1 — 2 с^-1).

 

 

 

Рис.3.3. Принципиальные схемы возбуждения генераторов: а- независимое электромашинное возбуждение; б- полупроводниковое самовозбуждение

 

В системе самовозбуждения (рис. 2.9, б) обмотка возбуждения генератора LG получает питание от трансформатора ТЕ, присо­единенного к выводам генератора, через управляемые от АРВ вен­тили VS и от трансформаторов тока ТА через неуправляемые вен­тили VD. Ток вентилей VD пропорционален току статора, поэтому они обеспечивают форсировку возбуждения и работу генератора при нагрузке. Управляемые вентили VS подают ток, пропорцио­нальный напряжению генератора, и обеспечивают регулирование напряжения в нормальном режиме. Такая система применяется для мощных синхронных машин.

Широкое распространение получила система возбуждения с ма­шинным возбудителем 50 Гц и статическими выпрямителями (статическая тиристорная система независимого возбуждения — рис. 2.10). На одном валу с генератором (находится вспомогательный синхронный генератор GE, который име­ет на статоре трехфазную обмотку с отпайками, к которым при­соединены две группы тиристоров: рабочая группа VD1 — на низ­кое напряжение возбудителя и форсировочная группа VD2 — на полное напряжение. Применение двух групп тиристоров обеспе­чивает потолок возбуждения до 4 Uf _H0M и высокое быстродействие (V= 50 с^-1). Обе группы соединяются параллельно по трехфазной мостовой схеме. На рис. 2.10 для упрощения чтения схемы показа­ны тиристоры только в одной фазе.

Система управления тиристорами AVD2 и AVD1 питается от трансформатора ТА1 и связана с АРВ (автоматическое регулиро­вание возбуждения). Возбудитель GE имеет обмотку возбуждения LGE, получающую питание от трансформатора ТА2 через венти­ли VD. В рассмотренной схеме также показаны элементы схемы автоматического гашения магнитного поля (АГП): автомат АГП, резистор R, разрядник FV и контактор КМ.

Рис. 3.4. Статическая тиристорная система независимого возбуждения

 

К недостаткам схемы следует отнести наличие возбудителя пе­ременного тока, который услож­няет эксплуатацию, а также на­личие скользящих контактов между неподвижными щетками, к которым присоединена систе­ма неподвижных тиристоров, и подвижными контактными коль­цами КК, вращающимися на валу ротора.

Последний недостаток привел к разработке бесщеточной системы возбуждения (рис.2.11). В качестве возбудителя GE в этой системе используется синхронный генератор 50 Гц, об­мотка возбуждения которого LE расположена на неподвижном ста­торе, а трехфазная обмотка — на вращающемся роторе. Обмотка LE получает питание от подвозбудителя GEA через выпрямитель VDE.

На одном валу с возбудителем на специальных дисках укрепле­ны тиристоры VD, которые выпрямляют переменный ток возбу­дителя и подают его в ротор генератора по жестким шинам без колец и щеток, так как ротор генератора, тиристоры VD и ротор возбудителя вращаются на одном валу с одинаковой скоростью.

Регулирование тока возбуждения осуществляется от АРВ путем воздействия на тиристоры через импульсное устройство А и вра­щающийся трансформатор ТА.

Достоинством этой системы является отсутствие контактных колец и щеток, недостатком — необходимость останова генерато­ра для переключения на резервное возбуждение или для замены тиристоров.

Бесщеточная система применяется для синхронных компенса­торов мощностью 50 MB-А и более и турбогенераторов мощнос­тью 800 МВт и более.

Рис. 3.5. Бесщеточная система возбукждения

 

Компенсирующие устройства

Реактивная мощность

Нагрузка электрической системы на­ряду с активной всегда содержит реактивную составляющую. Под нагруз­кой здесь понимается мощность, необ­ходимая потребляющей части системы в некоторый рассматриваемый момент времени. Таким образом, нагрузка — это активная и реактивная мощности, потребность в которых удовлетворя­ется генерирующей частью системы.

Активная мощность пред­ставляет собой энергию, которая по­требляется цепью переменного тока за единицу времени. Она выражается про­изведением действующих значений на­пряжения U, силы тока I и фазового сдвига между этими величинами на угол φ, т.е. Р = Uicosφ.

Умножение активной мощности на время дает электрическую энергию, которая с помощью физических экви­валентов может быть выражена в дру­гих видах энергии (тепловой, меха­нической и др.).

Активная мощность получается в результате преобразования первичных видов энергии (например, сжигания топлива на электростанциях). Потоки активной мощности всегда направлены от генераторов электростанций в сеть.

Реактивная мощность не­обходима потребителям электрической энергии, которые по принципу своего действия используют энергию магнит­ного поля. Потребителями реактивной мощности являются асинхронные дви­гатели, индукционные печи, люминес­центное освещение, трансформаторы для дуговой сварки, а также отдельные звенья передачи электрической энер­гии — трансформаторы, реакторы, ли­им и др.

Формула реактивной мощности Q = Uisinφ по своей структуре идентич­на формуле активной мощности Р = Uicosφ. Мало того, в выражении полной мощности оба эти компонента равноценны. Однако физически Р и Q существенно различ­ны, и сходство между ними формаль­им.

Активная мощность является ре­зультатом перемножения периодичес­ких синусоидальных величин U и I a= I cosφ, совпадающих по фазе, а ре­активная мощность — результатом та­кого же перемножения величин U и I L= I sinφ, сдвинутых по фазе на угол 90° (рис. 2.1).

U

Рис.3.21. Разложение вектора полного тока на активную и реактивную составляющие

 

В первом случае перемножаются величины одного знака и синусоида мгновенных значений мощности р расположена выше оси абсцисс

(рис. 2.2,а). при этом мощность яв­ляется определенной существенно по­ложительной величиной. Во втором случае перемножаются величины как одного знака, так и разных знаков, а полупериоды результирующей си­нусоиды мгновенных значений мощ­ности, имеющей удвоенную частоту, располагаются попеременно то выше, то ниже оси абсцисс так, что среднее значение мощности р за любой ин­тервал времени, кратный полупе­риоду частоты равно нулю (рис. 2.2, б).

Количество магнитной энергии, пе­риодически запасаемой индуктивно­стью, связано с характером изменения синусоидального тока. Она то накапли­вается в индуктивности до некоторого максимального значения, то убывает до нуля. За один период переменного тока магнитная энергия дважды посту­пает от генератора в цепь и дважды он получает ее обратно,т.е. реактив­ная мощность является энергией, кото­рой обмениваются генератор и потреби­тель. Она не имеет никакого физичес­кого эквивалента для перевода в дру­гие виды энергии. Физический смысл реактивной мощности сводится лишь к скорости изменения энергии магнит­ного поля, что необходимо, например, и при передаче энергии из одной об­мотки трансформатора в другую, и при работе электродвигателя с механичес­кой нагрузкой на валу, где энергия ста­тора электродвигателя передается ро­тору также с помощью переменного магнитного поля.

Для получения реактивной мощнос­ти не требуется непосредственных за­трат первичной энергии (топливо на электростанциях не расходуется). Од­нако при обмене энергией между ге­нератором и потребителем и обратно в обмотках генератора и в сети возни­кают дополнительные потери активной мощности, требующие затрат первич­ной энергии. Так, например, потери в линии при передаче реактивной мощ­ности в простейшей цепи однофазного синусоидального тока составят ΔР_а = = (Isinφ)²R, где R — активное сопро­тивление линии.

Таким образом, передача реактив­ной мощности к месту ее потребления сопряжена с активными потерями во всех звеньях передачи, которые должны покрываться активной энергией генера­торов. Поэтому возникает проблема возможного снижения этих потерь.

В теории переменных токов рас­сматривают два вида реактивной мощ­ности: реактивную мощность при от­стающем от напряжения векторе пол­ного тока генератора и реактивную мощность при векторе полного тока, опережающем вектор напряжения. Счи­тают, что эти два вида реактивной мощ­ности противоположны по направлению (по знаку) и при их совместном рас­смотрении они компенсируют («уничто­жают») друг друга, при этом сеть разгружается от реактивной мощности.

В нагрузке электрических систем отстающая (индуктивная) составляющая реактивной мощности, как правило, преобладает над опе­режающей (емкостной) составляющей реактивной мощности. Поэтому от генераторов электростан­ций требуют генерирования активной мощности и реактивной отстающей мощности, именно той реактивной мощности, которая требуется нагрузке. Для этого генераторы рассчитывают на работу с коэффициентом мощности соs φ < 1,

 

 

 

Рис. 3.22. Графики мгновенных значений мощности р =ui при и и I, совпадающих по фазе (а) и сдви­нутых по фазе на 90° (б): заштрихованная площадь, ограниченная кривой мощности и осью абсцисс, соответствует энергии, поступающей в цепь (отмечено знаком +) и возвращаемой источнику (отмечено знаком —)

 

что позволяет им выдавать в сеть значительную реактивную мощ­ность и обеспечивать ее регулирование.

Получение реактивной мощности связано исключительно с уровнем воз­буждения синхронной машины (генератора, СК). Увели­чение тока возбуждения приводит к увеличению генерирования реактивной мощности (при этом топливо допол­нительно не расходуется). Снижение то­и возбуждения приводит к противо­положному результату.

Передача реактивной мощности по­требителям от генераторов электростан­ций сопряжена с потерями энергии в линиях электропередачи, трансформато­рах и распределительных сетях. Поэто­му считается выгодным снижение реак­тивной мощности, получаемой от элек­тростанций, и выработка ее вблизи потребителей. Это позволяет уменьшить потери энергии и напряжения в сетях, увеличить пропускную способность ли­ний электропередачи и одновременно повысить уровни напряжений на ши­нах приемных подстанций. Таким об­разом, синхронные компенсаторы явля­ются экономичным регулируемым ис­точником реактивной мощности в электрических система

Помимо синхронных компенсаторов ис­точниками генерирования реактивной мощности в электрических системах являются емкостные их элементы — статические конденсаторы, линии электропередачи (особенно линии электропередачи высших классов на­пряжения), относительно перевозбуж­денные синхронные двигатели, синхрон­ные компенсаторы и т.д., работающие параллельно с генераторами электро­станций.

 

ГЛАВА 3. ОСНОВНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ И ПОДСТАНЦИЙ

3.1. Синхронные генераторы

3.2. Силовые трансформаторы и автотрансформаторы

3.3. Компенсирующие устройства