Меню
Главная
Авторизация/Регистрация
 
Главная arrow Техника arrow Регулируемые установки емкостной компенсации в системах тягового электроснабжения железных дорог

Особенности реактивной мощности в тяговом электроснабжении

Выпрямители ЭПС переменного тока являются потребителями реактивной мощности, которая обусловливается процессами коммутации тока в вентилях, искажением формы кривой первичного

Ток и напряжение электровоза переменного тока

Рис. 1.1. Ток и напряжение электровоза переменного тока

тока, намагничивающим током трансформатора, а также углом регулирования управляемых выпрямителей. Коммутация тока с одного вентиля на другой происходит в течение некоторого времени. Этот промежуток времени определяется углом у (рис. 1.1), который возрастает с увеличением индуктивного сопротивления сети до выпрямителя и с ростом тяговой нагрузки. Поэтому основная гармоника тока смещается от напряжения в сторону отставания.

Пульсация выпрямленного тока из-за его неидеального сглаживания также приводит к дополнительному смещению основной гармоники тока. В результате сдвиг фаз основных гармоник напряжения и и тока i определяется углом ср1? с ростом которого растет потребление реактивной мощности. Особенно возрастает угол ф] при фазовом регулировании выпрямителя. При задержке открывания вентиля на угол регулирования а кривая тока /j значительно смещается относительно напряжения (см. рис. 1.1). Пренебрегая намагничивающим током трансформатора, приближенно принимают

У выпрямителей кривая первичного тока имеет несинусоидальный характер, это также приводит к снижению коэффициента мощности. В однофазной тяговой сети потребляемая активная мощность равна

где lj и Uj значения /-й гармоники тока и напряжения;

Ф;- — угол сдвига фазы /; относительно Ui .

Полная мощность

где /, U — действующие значения несинусоидального тока и напряжения.

Обычно на тяговых подстанциях искажение формы кривой напряжения незначительное, поэтому считают, что P = I]U] coscpj (здесь / i/jCoscpj — ток, напряжение и косинус угла сдвига фазы тока для первой гармоники). Таким образом, принимая для тяговых подстанций S — IU, получим из формул (1.1) и (1.2)

где — коэффициент несинусоидальности формы кривой

тока; практически v = U,95—0,98 (в среднем 0,97);

/, — действующее значение тока /'-й гармоники. Как видно, значение коэффициента мощности (а также коэффициента реактивной мощности) на тяговых подстанциях мало отличаются от coscpj, что используется в практических измерениях.

В связи с непрерывным изменением режима работы и перемещением подвижного состава коэффициент мощности непрерывно изменяется. Для магистральных участков коэффициент мощности изменяется в сравнительно узких пределах, причем с ростом нагрузки свыше 100—200 А стабилизируется, а связь между активными и реактивными составляющими нагрузки (рис. 1.2, а) приближается к функциональной (измерения выполнены при отключенной соседней подстанции). Для этих участков coscp в основном изменяется в пределах 0,77—0,87; для инженерных расчетов можно принять coscp = 0,83.

Поле точек концов вектора тока фидера магистрального участка (а)

Рис. 1.2. Поле точек концов вектора тока фидера магистрального участка (а)

и станции (б)

Для тяговой нагрузки фидеров, питающих разветвленные станционные пути крупных железнодорожных узлов, парки, депо, сортировочные станции, cos(p очень низкий. Это объясняется тем, что электровозы в большинстве случаев работают на начальных позициях контроллера с частыми пусками. Поэтому cos(p изменяется (рис. 1.2, б) в широких пределах (0,5—0,7); в расчетах его обычно принимают равным примерно 0,6. На подстанциях с такими фидерами низкий coscp имеет плечо с большей нагрузкой, что следует учитывать при проектировании конденсаторных установок.

Использование коэффициента мощности и cos(p (так же как и коэффициента реактивной мощности) может быть оправдано только для определенных режимов работы тяговой сети, обычно для режимов наибольших и наименьших нагрузок.

Использование рекуперативного торможения вызывает уменьшение потребления активной мощности и увеличение потребления реактивной. Как показывает опыт участков, где применяется рекуперация, в связи с небольшой долей тока рекуперации в режиме наибольшей тяговой нагрузки коэффициент мощности снижается на 0,02—0,08, что целесообразно учитывать при проведении расчетов по увеличению мощности конденсаторных установок

Особенность реактивной мощности — большой уровень ее потерь в элементах сети, достигающий 60 % в сетях напряжением более 10 кВ (по сравнению с потерями активной мощности, которые составляют около 10 %), поэтому передача реактивной мощности по сети экономически невыгодна. Более целесообразным является выработка ее непосредственно в местах потребления с помощью местных источников реактивной мощности, например, конденсаторных установок.

Для оценки величины реактивной мощности обычно используется один из двух коэффициентов:

— коэффициент мощности ;

— коэффициент реактивной мощности

Связь между этими коэффициентами такая:

Коэффициент мощности является недостаточно показательным для оценки реактивной составляющей нагрузки, особенно при высоких значениях coscp, что видно из табл. 1.1. Он является малочувствительным при компенсации реактивной мощности, поскольку даже при сравнительно высоких значении cos ф = 0,95 нагрузка потребляет реактивную мощность, которая составляет 33 % от значения потребляемой активной мощности. Более удачным показателем для расчетов и контроля принят коэффициент реактивной мощности tg<$ = Q/Р, где Q, Р — соответственно значения реактивной и активной мощности нагрузки.

Все нормативные документы для расчета реактивной мощности применяют коэффициент реактивной мощности tg9. Однако в практической работе еще используют показатель соБф, так как вся существующая документация на электрооборудование и изготовители электрооборудования оперируют пока только значениями

COS ф.

Таблица 1.1

Зависимость реактивной мощности от коэффициента мощности и коэффициента реактивной мощности

COS ф

1

0,99

0,98

0,97

0,96

0,95

0,94

0,93

0,92

0,91

0,9

tg ф

0

0,14

0,2

0,25

0,29

0,33

0,36

0,4

0,43

0,45

0,48

Q в% от Р

0

14

20

25

29

33

36

40

43

45

48

Указанные значения коэффициента мощности (коэффициента реактивной мощности) справедливы при условии раздельной работы тяговых подстанций. Однако на отечественных железных дорогах принято двустороннее питание контактной сети, поэтому переток мощности (уравнительный ток) по контактной сети неизбежен. При разности напряжений на смежных подстанциях в 0,5 кВ уравнительный ток составляет 20—30 А и при сравнительно небольших тяговых нагрузках коэффициент реактивной мощности может значительно отличаться от естественного значения. Для примера рассмотрен участок с шестью тяговыми подстанциями, питающимися от продольной двухцепной линии электроснабжения ВЛ-110 (220) кВ (табл. 1.2).

Таблица 1.2

Среднесуточные значения tg ф по тяговым подстанциям

Тяговая подстанция

Т

К

Б

А

Ш

Бр

tgq>

0,91

0,51

0,72

0,91

1,66

0,74

Здесь приведены результаты коэффициента реактивной мощности tgф, измеренного счетчиками электроэнергии за одни сутки. При естественном значении tg ф =0,75 измерения показали большой разброс по тяговым подстанциям: от 0,51 до 1,66. Причина здесь — в наличии неизбежных перетоков мощности по тяговой сети. Рассмотренная таблица еще раз подтверждает правильность предыдущих нормативных документов в части тягового электроснабжения (которые отменены в 2007 г.), когда при расчетах КРМ, а также при коммерческих расчетах реактивная мощность тяговых подстанций определялась не по отдельной тяговой подстанции, а по группе подстанций.

Рассмотрим сравнительные характеристики токов и напряжений плеч питания тяговых подстанций для существующего и нового ЭПС (рис. 1.3 и 1.4).

Осциллограммы нагрузки от электровозов ВЛ-80

Рис. 1.3. Осциллограммы нагрузки от электровозов ВЛ-80С

Осциллограммы нагрузки от электропоезда «Сапсан

Рис. 1.4. Осциллограммы нагрузки от электропоезда «Сапсан

На рис. 1.3 представлена осциллограмма нагрузочного режима тяговой подстанции Агрыз Горьковской ж.д., зафиксированная аппаратурой ГОСАН (измерительно-информационный комплекс «Черный ящик 2000»), на которой показаны: две верхние кривые 1 и 2 — напряжения (кВ) плеч питания Uac (26, 15) и Uec (26, 17), а две нижние кривые 3 и 4 — токи (А) плеч питания 1а (317) и 1в (670). Обычно нагрузка фазы В завышена в связи с тем, что к ней подключена контактная сеть всей станции. Измеренный относительно «своего» напряжения сдвиг фазы тока 1а 16,8° (tg(р = 0,3), а 1в 37,2° (tgcp = 0,76). Указанная нагрузка на подстанции Агрыз формируется в основном отечественным электро- подвижным составом ВЛ-80С. Гармонический состав напряжения и тока представлен в табл. 1.3. Здесь следует указать, что гармонический состав тока зависит не только от режима работы ЭПС, но и от уравнительного тока, от гармоник на шинах подстанций, генерируемых в энергосистеме, и т.д. Этим в частности объясняется различие в содержании гармоник по плечам питания подстанции Агрыз Горьковской ж.д.

Таблица 1.3

Гармонический состав тока и напряжения

Напряжения и токи ввода 27,5 кВ

Содержание гармоник, %

Коэффициент несинусоидаль- ности,%

Первая

Третья

Пятая

Седьмая

Напряжение Uac, кВ

26,15

99,85

1,78

4,10

2,15

5,42

Напряжение Uec, кВ

26,17

99,73

4,45

5,08

2,00

7,36

Ток ввода 1а, А

316

96,29

24,2

10,09

5,26

26,98

Ток ввода 1в, А

670

98,44

16,55

4,98

2,74

17,58

Характеристика нагрузки нового электроподвижного состава — скоростного двухсистемного электропоезда «Сапсан» фирмы Siemens представлена на рис. 1.4, где показаны:

  • — верхняя кривая 1 — напряжение плеча питания Uec (26,32 кВ) тяговой подстанции Новки;
  • — вторая сверху кривая 2 — ток ввода 1в (330 А);
  • — две нижние кривые 3 и 4 — соответственно токи фидеров № 3 (193 А) и № 4 (129 А).

Во время измерений на межподстанционной зоне Новки — Мстера находился один скоростной поезд «Сапсан» (скорость

140 км/ч) около ТП Новки, поэтому указанные токи фидеров 3 и 4 — это составляющие тока поезда «Сапсан». Угол сдвига фазы тока 1в — 3,6° (tg3,6° = 0,06). Как видно, на современных ЭПС резко снижается потребление реактивной мощности, a tg(p соответствует новым нормативным документам. Гармонический состав представлен в табл. 1.4, где также видно, что несинусоидальность тока снижена до 10,53 % (сравните с 17,58 и 26,98 %).

Таблица 1.4

Гармонический состав тока и напряжения

Напряжения и токи ввода 27,5 кВ

Содержание гармоник, %

Коэффициент несинусоидаль- ности,%

Первая

Третья

Пятая

Седьмая

Напряжение Ugc, кВ

26,32

99,97

1,31

0,85

1,52

2,36

Ток ввода 1д, А

330

99,44

9,29

3,79

2,39

10,53

К сожалению, новые нормативные документы по компенсации реактивной мощности не учитывают параллельную работу тяговых подстанций по контактной сети, что создает проблемы по их применению. В частности, в них указано, что нормативные значения коэффициента реактивной мощности определяют отдельно для каждой точки присоединения к электрической сети. Поэтому может получиться так, что в связи с перетоками придется устанавливать КУ повышенной мощности, что приведет к снижению технико-экономического эффекта.

В связи с указанными требованиями по предельным значениям tg ср целесообразно формировать не для каждой подстанции, а для группы тяговых подстанций (тем более что это же требование было в предыдущих нормативных документах). Отсутствие взаимоувязанных решений по КРМ в системах внешнего и тягового электроснабжения в новых нормативных документах и возникающие в результате негативные последствия в эффективности электроснабжения рассмотрены в [86], там же дается предложение по возможной корректировке текста Приказа Минпромэнерго РФ от 22.02.2007 № 49, а именно: рекомендацию Приказа «...для отдельных энергопринимающих устройств (групп энергопринимающих устройств)....» распространить и на группу тяговых подстанций, подключенных к одной ВЛ 110 (220) кВ и относящихся к одной региональной сетевой компании. Тем самым исчезнут проблемы, с которыми встретились специалисты тягового электроснабжения, а главное, результаты расчетов и практического внедрения будут выгодны в целом для электроэнергетики страны.

Реактивная мощность может быть выработана как на электростанциях, так и, например, установками поперечной емкостной компенсации, которые применяются на электрифицированных железных дорогах и расположены вблизи потребителя. Стоимость производства реактивной мощности в мощных генераторах электростанций в несколько раз меньше затрат на ее генерацию в конденсаторных установках. Однако затраты на передачу реактивной мощности по сетям энергосистемы до потребителя во много раз превосходят стоимость ее генерации на электростанциях.

Например, если потери мощности от передачи только активной нагрузки при напряжении 1,05UH (UH номинальное напряжение) равны

то при передаче дополнительно реактивной мощности с tg <р = 0,8 и вызываемом при этом снижении напряжения до 0,95 UH потери мощности составят

Как видно, при передаче реактивной мощности потери увеличились в 2 раза. Более того, во многих случаях эта передача вообще не может быть осуществлена в связи с недопустимыми падениями напряжения в сети.

Реактивная мощность, загружая трансформаторы и линии электропередачи, уменьшает возможность передачи активной мощности, увеличивает потери активной и реактивной мощности и вызывает дополнительную потерю напряжения на зажимах потребителя. Всем этим объясняется технико-экономическая необходимость применения конденсаторных установок вблизи потребителя и, в частности, на тяговых подстанциях и в тяговой сети для компенсации реактивной мощности потребителя. При оценке экономического эффекта от КУ учитывается не только стоимость потерь в сетях, но и снижение затрат на топливо и установленную мощность электростанций в связи с уменьшением генерации активной мощности на указанную величину потерь.

Суммарная мощность КУ электрифицированного участка характеризует степень компенсации реактивной мощности и оснащенность участка компенсирующими установками. Под степенью компенсации реактивной мощности понимают отношение мощности КУ к наибольшей реактивной мощности нагрузки. Недостаточная оснащенность компенсирующими установками приводит к недопустимым отклонениям напряжения. В этом случае говорят о так называемом дефиците реактивной (емкостной) мощности, определяемой наименьшим значением реактивной мощности нагрузки (индуктивного характера), которая должна быть скомпенсирована в узле, чтобы режим напряжения вошел в допустимые пределы.

Особо следует обратить внимание на понятие реактивной мощности в сетях с несимметричной нагрузкой.

 
Посмотреть оригинал
< Пред   СОДЕРЖАНИЕ   ОРИГИНАЛ     След >
 

Популярные страницы