Аналіз та розрахунок допустимого навантаження синхронного компенсатора на базі турбогенератора до 160 МВт з виробленим ресурсом

 Наявність синхронного компенсатора, який представляє собою точку напруги і здатність безперервно задовольняти попит системи у реактивній потужності, забезпечує додаткову гнучкість, що важливо для безпечного використання системи в області. Нарешті, ми бачимо, що, поєднання французького заводу створення, використання електростанції Кордильєрів під економічними умовами. Більшу частину року, тому немає блок почав діяльність менше ніж в 400 км від краю Бретані. Наявності синхронного компенсатора, який представляє собою внесок в потужність короткого замикання оцінюється в близько 1000 МВА, має особливе значення в таких ситуаціях. Слід зазначити, що при схемі Cordemais / Dlstre втрачається на лінії, синхронні конденсатори, дозволу падіння напруги повинні бути обмежені до 12 кВ, в той час як з конденсаторами падіння напруги до 22 кВ можна було б спостерігати, а потім раптове підвищення до 30 кВ після вводу конденсаторів.

 Всі ці міркування спонукали прийняти рішення конвертувати два 250-МВт генератора на Chevlre станції в синхронні компенсатори.

Висновок

Перетворення з двох списаних турбогенераторів Нант-Chevire на 250 МВт на синхронні компенсатори дозволяє поліпшити ситуацію в системі живлення на заході Франції. На додаток до необхідних поставок реактивної потужності, це рішення, в поєднанні з існуючими шунтуючиими конденсаторами, дозволяє швидку мобілізацію резервів реактивної потужності в разі втрати генеруючих потужностей, а також поліпшення якості напруги, що подається споживачам. Кращій економічний зиск був досягнутий за рахунок повторного використання двох генераторів з мінімальними змінами, але установка їх на свіже місце і оснащення новими допоміжними засобами для своєї нової ролі.

 

 

Основними факторами роботи серійних турбогенераторів в режимі синхронного компенсатора є необхідність задоволення зростаючого попиту на електроенергію та покращення якості електроенергії. В цьому контексті слід відзначити необхідність використання існуючих мереж ближче до своїх меж. Вони вимагають аналізу технічної здійсненності досягнення цих цілей при мінімальному розвитку нової інфраструктури і використанні нових технологій, які в максимальній мірі використовують існуючі мережі. Такі методи компенсації реактивної потужності використовуються в країнах з куди більш меншими втратами і що більш важливо, такий метод компенсації не вимагає великих капіталовкладень. Використання турбогенераторів з використаним ресурсом в режимі синхронних компенсаторів дозволяє поліпшити загальний баланс у компенсації реактивної потужності.

 

 

турбогенератор синхронний компенсатор

Енергетичний комплекс України — найважливіша складова національної безпеки та економічного зростання держави. Від злагодженої та надійної роботи енергетичного комплексу залежать функціонування всієї економіки держави, забезпечення її самодостатності, створення умов для її подальшого розвитку.

Основою теплової енергетики є блокові електростанції, які працюють на органічному паливі. Всього на ТЕС України експлуатується 103 енергоблоки від 150 до 800 МВт загальною потужністю 28,7 млн кВт.

Ефективність роботи ТЕС визначається використанням органічного палива на вироблену одиницю електричної і теплової енергії.

Для можливості порівняння роботи енергоблоків різні види органічного палива приводяться до одного показника — так званого умовного палива, яке під час спапювання 1 кг дає 7000 ккал.

Для ТЕС одним з основних техніко-економічних показників роботи кожного енергоблока є питомі витрати умовного палива на відпуск одиниці електричної енергії.

Помітна суттєва різниця в тому, чи працює енергоблок одним корпусом або двома, а також яке органічне паливо використовується.

На питомі витрати умовного палива впливає значна кількість чинників, основними з яких є: завантаженість енергоблока; структура спшпованого органічного палива; якісні показники спалюваного органічного палива;

розвантаження енергоблоків та виведення в резерв через необхідність регулювання ОЕС України; технічний стан кожного енергоблока; обсяги запланованих ремонтних робіт, якість їх проведення та ін.

Розглянемо, в яких обсягах ТЕС, починаючи з 1995 р., спалювали вугілля та газ у перерахунку на умовне паливо (рис.2.1, діаграму побудовано за фактичними даними).

 

Рис.2.1. Витрати умовного палива на ТЕС Мінпаливенерго:

 

У зв'язку з цим слід відзначити як важливий фактор впливу на показник питомих витрат палива якість органічного палива. 

Значне поліпшення якості вугільної продукції почалося з 2001 р., що сприяло суттєвому скороченню споживання більш дорогого імпортованого природного газу в середньому на 3,16 млрд м3 (рис. 2).

Електростанції України проектувалися на зольність вугільної продукції 18 %, тільки Курахівську ТЕС було запроектовано на використання пром- продукту із вмістом золи 37,5 %. Тому резерв щодо поліпшення якості вугільної продукції у нашій країні.

На графіку рис. 2.2 показано, як навантаження енергоблоків через показник коефіцієнта використання встановленої потужності впливає на виробництво електричної енергії і, як наслідок, на показник питомих витрат умовного палива на відпуск електроенергії. Як бачимо, чим менше навантажені енергоблоки, тим більші питомі витрати. Однією з основних причин цього є те, шо працююче допоміжне загальностанційне обладнання розраховане обслуговувати всі енергоблоки електростанції, а фактично працює два — три блоки. Таким чином, значні загальностанційні витрати лягають на роботу мінімального складу основного обладнання електростанції.

 

Рис. 2.2. Питомі витрати умовного палива на відпуск електроенергії по