Председатель комитета ГД по энергетике Иван Грачев и замгендиректора ФГУП «ФЭСКО», д.т.н., зампред подкомитета по малой энергетике Иван Редько провели в ком 830 ГД расширенное заседание Консультативного Совета при Председателе Комитета Государственной Думы по энергетике<lj-cut> ФС РФ с участием Минэнерго РФ, Общественной палаты РФ, крупных энергетических компаний и ведущих научно-исследовательских и учебных институтов на тему «О координации услуг, совершенствовании нормативно-правовой базы и развитии отечественного производства по компенсации реактивной мощности в России»
Главный научный сотрудник ОАО НТЦ ФСК ЕЭС Валерий Воротницкий рассказал, что действующая правовая основа компенсации реактивной мощности противоречива. Ничего не сказано о перетоках и компенсации и это не случайно, системный оператор заинтересован в контроле напряжения. Компенсации реактивной мощности в сетях 0,34 киловольт и в замкнутых сетях 110-750. В замкнутых сетях субъектов компенсации намного больше. Анализ отчетных данных ОАО ФСК ЕЭС показывает что в ЕНЭС за счет оптимизации установившихся режимов по реактивной мощности и уровнями напряжения составил 42,067 млн киловатт-час при уровне переменных нагрузочных потерь электроэнергии 13823,7. Можно повысить в 10-15 раз. Повышение косинуса с 0,82-83 до 0,93 (тангенс 0,4) повысит компенсации на 25%. Потребует больших затрат с окупаемостью до пяти лет. Генерирующие компании заинтересованы лишь в производстве максимального количества электроэнергии и выдачи активной мощности и по этой причине стремятся сократить фактический диапазон реактивной мощности, доступный для регулирования. Сетевые компании вынуждены нести дополнительные расходы на создание компенсации реактивной мощности. В последние время ситуация осложнилась появлением высших гармоник, возникновения резонанса и выхода из строя. Ситуация не очень хорошая, системный оператор по своей модели, совет рынка другой, сети третьей из-за отсутствия централизованной системы управления реактивной мощностью и уровнями напряжения в электроэнергетической системе России. Необходимо обучение персонала, из-за низкой квалификации боится трогать АПН.
Выслушав доклад, зампред комитета Юрий Липатов сказал, что хороший доклад не имеет отношения к законодательстве. Рекомендации от ГД, не надо смешить людей. Консультативный совет с т.зр. комитета не легитимен, такие советы при председателе. Нормативная база компетенция правительства. Не связано ли это с какими-то коммерческими делами или я не понял сути?
Воротницкий не растерялся и сказал что когда обсуждали с Грачевым, решено было обсудить более широким кругом. Компенсация реактивной мощности выходит за пределы техники.
Грачев бросился на помощь. Действительно надо ранжировать решения. Просматривается намерение получить заказ. Но есть вещи которые выйдут на комитет, на Думы. За несоблюдение формы вынужден принести извинения.
В комментарии МП Грачев выразил согласие с Воротницким в том, что единая система управления ЕЭС конечно нужна. Существуют проблемы появления устройств, работающих нетрадиционно. Светодиодные лампы эффективнее, однако они дают большие импульсы по нулю, нулевой провод выгорает, трансформаторы работают с перегрузкой и получается не экономия, а наоборот. Кроме этого, есть достаточно много новых устройств силовой электроники, например, на железных дорогах. Они и приводят к появлению высших гармоник.
Зампред комитета Юрий Липатов сообщил МП, что это не так, есть заключение о том что светодиодные лампы не дают перегрузок. Высшие гармоники были и в советское время. Здесь собрались люди, которые знают друг друга по 20-30 лет, весь цвет силовой электроники высоких мощностей, составлявшей славу советской системы электроэнергетики. Однако нормативная база в руках правительства.
В других докладах говорилось что первые компенсаторы установлены на подстанции в Бескудниково.
Уровень потерь гигантский, однако общая ситуация сетях нормальная. Степень компенсации нормальная в МЭС Западной Сибири и МЭС Востока.
Заместитель генерального директора технический директор ЗАО «НИДЕК АСИ ВЭИ», к.т.н. Виктор Чуприков Конденсаторы силовые являются основными устройствами компенсации реактивной мощности. Отставание в нашей стране. Передовой как ни странно оказалась Украина. В международном опыте как штрафы за плохой угол фи, плата за отсутствие компенсирующих устройств, оплата перетоков, плата за полную мощность и отдельная плата за реактивную. После модернизации оборудование целиком отечественное, выигрывает тендеры. Если вам в квартире поставят счетчик реактивной мощности и вы будете платить, вам проще установить конденсатор и сократить потери. За все платит конечный потребитель, все входит в тариф и нет стимулов снижать издержки.
Генеральный директор компании ООО «РУСЭЛПРОМ-ТРАНСФОРМАТОР» Леонид Кубарев рассказал о производстве двигателей
Заведующий отделом энергосбережения и повышения энергоэффективпости Минэнерго РФ Роман Неуступкин послушал и сказал, что мы все говорим о том что с реактивкой надо бороться и потребители выше 250 киловатт должны ставить приборы учета реактивной мощности. Борются с реактивкой не совсем законными методами. Оборудование старое и даже трогать запрещено. Говорят что сети не заинтересованы, в тариф оплаченный попадает только то что пропускается. Все остальное из своего кармана. Минэк отменяет энергетическое обследование. Используя лучшие мировые практики устанавливать норматив потерь. Функции сбытам при неисполнении повышающие тарифы.
Начальник службы электрических режимов ОАО ФСК ЕЭС Роман Шамонов подтвердил 460 млн киловатт-часов потери. Новые РПН. Потребитель должен нести ответственности.
Николай Новиков НТЦ ФСК сегодняшнее совещание очень полезное, но все перепутано и такое же решение с ошибками. С частотой активной мощности в стране все нормально, перетоки есть. Концепции потребления реактивной мощности в стране нет. Эта задача по частоте намного сложнее и естественно системный оператор отсутствует. От системного оператора зависит все. За все платит потребитель. Нужно чтобы все участники рынка были в команде. Кто-то по собственной воле компенсирует частоту и ничего за это не получает.
Научный руководитель НТЦ ФСК Юрий Шакарян
Мы все тут технари Новые РПН уже достаточно надежные. Вопрос не в том чтобы ссылаться на плохое качество, а повышать уровень эксплуатации.
Редько если мы будем экономить хотя бы процент, это все равно что вводим миллион новых мощностей. В советское время потери в сетях составляли 8%, сейчас официально 13%, а м.б. больше, говорят 35-40%. Воровство это понятно. 10% экономии это несколько Саяно-Шушенских ГЭС. Математическая модель должна учитывать и гармоники. На удаленных автономных системах проблемы еще больше. Отработать например на Якутской и перенести
Решение научно-технического совещания «О координации услуг, совершенствовании нормативно правовой базы и разработки отечественного производства по компенсации реактивной мощности в России» на консультативном совете при Председателе Комитета Государственной думы РФ по энергетике Федерального собрания РФ
г.Москва 02 декабря 2014 г.
Заслушав и обсудив доклады (программа прилагается), участники совещания отмечают следующее:
1. Компенсация реактивной мощности является эффективным средством обеспечения надёжного и безопасного функционирования ЕЭС России, повышения бесперебойности, качества и экономичности электроснабжения потребителей электроэнергии.
2. Энергетические обследования электрических сетей 0,4-500 кВ, анализ режимов их работы показывают, что степень компенсации реактивной мощности, уровень использования средств компенсации и регулирования напряжения в 2-3 раза ниже, чем в промышленно развитых странах. Это приводит к росту потерь электроэнергии в электрических сетях, снижению их пропускной способности и качества электроэнергии, создаёт ограничения при подключении новых потребителей к электрическим сетям, при выводе в ремонт основного электрического оборудования и при ликвидации аварий.
3. Основной причиной сложившейся ситуации является существенное отставание от современного уровня методической и нормативно правовой базы, системы управления реактивной мощностью и уровнями напряжения в электроэнергетической системе России. В частности, отсутствуют:
- нормативная основа и методика стимулирования участников оптового и розничного рынков электроэнергии (электрических станций, сетей и потребителей электроэнергии) в координации действий по оказанию услуг, оптимизации потоков реактивной мощности и уровней напряжения в электрических сетях;
- отраслевой стандарт ОАО «Россети» по оценке системного экономического эффекта от установки и ввода в работу средств компенсации реактивной мощности в магистральных {22Q-W кВ) и распределительных электрических сетях (0,4-1 1 о кВ);
- единая математическая модель ЕЭС-ЕНЭС России для всех участвующих субъектов оптового и розничного рынков электроэнергии (ОАО «СО ЕЭС», ОАО «ФСК ЕЭС», ОАО «Россети», ОАО «Совет рынка»). На такой модели можно было бы проводить на единой информационной базе взаимосогласованные расчеты по оптимизации потоков реактивной мощности и уровней напряжения в электрических сетях, по выбору (мощности и мест установки) средств компенсации реактивной мощности (СКРМ) на среднесрочную и долгосрочную перспективу;
- многоуровневая автоматизированная система управления потоками реактивной мощности и напряжениями в электрических сетях с комплексным использованием регулировочных возможностей потребителей, распределенной генерации, электрических сетей и станций. Как показывает практика, точечные локальные действия по регулированию реактивной мощности и уровней напряжения не дают, как правило, желаемого результата;
- система отраслевой отчетности и мониторинга объёмов внедрения компенсирующих устройств, степени и эффективности их использования у потребителей, в электрических сетях и на электрических станциях;
- достаточные объём и точность измерительных средств и их метрологическое обеспечение по достоверному определению потоков реактивной мощности в электрических сетях, особенно в сетях напряжением 0,4-10 кВ;
- экономический механизм возврата инвесторам полученной экономии от внедрения СКРМ в электрических сетях и у потребителей. Это существенно сдерживает широкое применение энергосервисных контрактов для такого внедрения.
4. Требуют актуализации и приведения в соответствие с современными требованиями, международными нормами и с учётом передового отечественного и зарубежного опыта:
- стандарты по техническому обслуживанию, диагностике, эксплуатации и порядку использования средств регулирования напряжения в электрических сетях, в том числе РПН и АРНТ на силовых трансформаторах и автотрансформаторах 6-500 кВ, линейных регулировочных трансформаторов в распределительных электрических сетях;
- ГОСТР 54149-2010 «Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения» в части установления норм на уровни искажений несинусоидальности и несимметрии токов. Это создаёт трудности при выборе мест, мощности и режимов работы компенсирующих устройств;
- система подготовки, обучения и повышения квалификации персонала электрических станций, электрических сетей и потребителей электроэнергии в области применения современных средств компенсации реактивной мощности и регулирования напряжения в электрических сетях, современных автоматизированных систем управления этими средствами.
5. С целью координации услуг, совершенствования нормативно правовой базы в соответствии с современными требованиями, передовым отечественным и зарубежным опытом, развития отечественного производства по компенсации реактивной мощности в России, участники совещания считают целесообразным:
- внести в соответствующие ... и розничного рынков электроэнергии, а также в постановления Правительства РФ дополнительные требования по распространению услуги по реактивной мощности на генерирующие компании и потребителей, по координации и экономическому стимулированию оказания этих услуг;
- рекомендовать ОАО «Россети» по согласованию с ОАО «СО ЕЭС» разработать и внедрить отраслевой стандарт по оценке системного экономического эффекта от установки и ввода в работу средств компенсации реактивной мощности в магистральных и распределительных электрических сетях;
- рекомендовать ОАО «СО ЕЭС», ОАО «Россети» и ОАО «Совет рынка» разработать, согласовать и внедрить единую математическую модель ЕЭС – ЕНЭС России для расчётов и оптимизации текущих ... и мощности средств компенсации реактивной мощности;
- ОАО «СО ЕЭС» совместно с ОАО «Россети» обеспечить финансирование, ускорить г? s» разработку программы и поэтапное внедрение трехуровневой автоматизированной
системы управления потоками реактивной мощности и уровнями напряжения в электрических сетях;
- Минэнерго РФ в составе Государственной информационной системы предусмотреть систему государственной отчётности и мониторинга объёмов внедрения компенсирующих устройств, степени и эффективности их использования в электрических сетях и у потребителей;
- ОАО «СО ЕЭС» в раздел 2 проекта «Правил технологического функционирования электроэнергетических систем» внести дополнение «-оптимизации потерь мощности и электроэнергии в электрических сетях»;
- ОАО «Россети» провести инвентаризацию и анализ точности средств измерения реактивной мощности ... принадлежности, подготовить и внедрить поэтапную программу приведения системы измерения реактивной мощности в соответствие с современными требованиями. Особое внимание при этом обратить на необходимость учёта несинусоидальных и несимметричных режимов при измерении реактивной мощности;
Минэнерго РФ совместно с Минэкономразвития РФ ускорить разработку и внедрение экономического механизма возврата инвесторам полученной экономии от внедрения энергосберегающих энергосервисных контрактов, в том числе контрактов по внедрению компенсирующих и регулирующих устройств в электрических сетях и у потребителей;
предприятиям отечественной электротехнической промышленности – изготовителям компенсирующих устройств организовать производство современных регулируемых СКРМ (статических и электромашинных), элементной базы силовой электроники, не уступающих лучшим мировым образцам и соответствующих международным стандартам;
ОАО «Россети» и ОАО «ФСК ЕЭС» в программах инновационного развития предусматривать широкое применение современных отечественных регулируемых СКРМ. При разработке интеллектуальных электрических сетей, алгоритмов и программ управления ими предусматривать совместное управление и комплексное использование регулирующего эффекта средств компенсации реактивной мощности и возобновляемых источников энергии (распределенной генерации) для целей оптимизации потоков активной и реактивной мощности в электрических сетях.
Доклад
Компенсация реактивной мощности – эффективное средство повышения надежности, качества и экономичности электроснабжения.
Воротницкий В.Э., главный научный сотрудник ОАО «НТЦ ФСК ЕЭС», д.т.н., профессор
1. Состояние вопроса. Отечественный и зарубежный опыт.
Обеспечение баланса реактивной мощности с целью поддержания требуемых уровней напряжения в контрольных пунктах, на шинах электростанций, подстанций и потребителей, а также регулирования напряжения в необходимых пределах является одной из важнейших задач обеспечения надежного и безопасного функционирования ЕЭС России, бесперебойного и экономичного электроснабжения потребителей с допустимыми параметрами качества электроэнергии.
Компенсация реактивной мощности является важнейшей и наиболее эффективной составляющей обеспечения её баланса в энергосистеме страны в целом, на отдельных участках электрических сетей, в отдельных энергорайонах и узлах. Компенсации уделяется большое внимание во всём мире, особенно в электроэнергетических компаниях промышленно развитых стран. В последние годы, особенно после системной аварии в Мосэнерго в 2005 г., работы по компенсации реактивной мощности несколько активизировались и в России. Тем не менее, как показывают энергетические обследования, степень компенсации реактивной мощности в отечественной электроэнергетике значительно ниже, чем в промышленно развитых странах. Более того, имеющиеся в электрических сетях, на электрических станциях и у потребителей возможности для согласованного регулирования реактивной мощности и уровней напряжения используются явно недостаточно.
Цель доклада – рассмотреть основные проблемы, препятствующие полноценному выполнению нормативных требований по оптимизации режимов электрических сетей по реактивной мощности и уровням напряжения, определить основные пути решения этих проблем, в первую очередь, в части развития нормативной правовой базы по компенсации реактивной мощности на оптовом и розничном рынках электроэнергии.
Энергосберегающий эффект от оптимизации потоков реактивной мощности по линиям, трансформаторам и автотрансформаторам и уровней напряжения в узлах электрических сетей 0,4-750 кВ известен достаточно давно. Теоретические пути достижения этого эффекта, математические методы и алгоритмы оптимизации режимов нашли отражение в большом количестве публикации, книг и диссертаций, в отечественных промышленных программных комплексах, таких как RASTR Win, Космос и др.
Дополнительные к оптимальным потоки реактивной мощности в электрических сетях приводят к увеличению полного тока на отдельных участках и к соответствующему росту потерь напряжения, потерь мощности и электроэнергии, снижению пропускной способности линий и нагрузочной способности трансформаторов. В конечном итоге все это отрицательно сказывается на экономике электросетевых предприятий и тарифах на электроэнергию для конечных потребителей (см. рис. 1).
Учитывая сравнительно высокую экономическую и энергетическую эффективность компенсации реактивной мощности, большинство промышленно развитых стран уделяют ей большое внимание. В частности, в США и Японии мощность конденсаторов составляет около 70% от активной пиковой мощности. В отдельных энергокомпаниях США мощность установленных конденсаторов уже составляет 100% от мощности генераторов. При этом во многих странах наблюдается тенденция уменьшения выдачи генераторами электростанций реактивной мощности за счет увеличения доли, вырабатываемой конденсаторами. Что касается коэффициента реактивной мощности tg фи в режиме максимальных нагрузок, то в США, Японии, большинстве европейских стран его оптимальное значение в зависимости от номинального напряжения сети должно поддерживаться на уровне 0,2-0,4, что соответствует cos фи=0,98-0,92.
Следует заметить, что повышенное внимание за рубежом уделяется не только установке достаточного количества компенсирующих и регулирующих устройств, но и автоматизации систем регулирования напряжения и управления потоками реактивной мощности. В частности, широко известен опыт Франции и Италии по внедрению трехконтурных автоматизированных систем, основанных на разбиении электроэнергетических систем этих стран на зоны управления. Работа по такому внедрению во Франции, в частности, началась 35 лет назад – в 1979 году. В настоящее время система вторичного регулирования напряжения во Франции охватывает около 100 тепловых энергоблоков и 150 гидрогенераторов. Национальная энергосистема Франции разделена на 35 зон управления. В Италии таких зон 18, общее число регулируемых
Повышенный переток реактивной мощности
Увеличение полного тока в ветвях электрической сети
Увеличение потерь напряжения
Увеличение потерь активной мощности
Снижение пропускной способности
Уменьшение напряжения на шинах электроприемников на перегруженных участках сетей
Увеличение потерь электроэнергии
Ограничения по подключению новых потребителей, по выводу в ремонт оборудования
Снижение качества электроэнергии в точках присоединения потребителей
Рост сверхнормативных потерь электроэнергии
Необходимость реконструкции сетей, ограничения объема услуг по передаче электроэнергии.
Снижение надежности электроснабжения
Рост операционных, инвестиционных расходов и убытков электросетевой компании
Рост тарифов на услуги по передачи электроэнергии
Рост тарифов на электроэнергию для конечных потребителей
электростанций – 50, в зоне управления их может быть от одной до пяти. В функции зонального регулирования напряжения входит управление коммутациями БСК, шунтирующими реакторами, РПН трансформаторов и синхронными компенсаторами с целью высвобождения диапазонов регулирования на зональных регулирующих электростанциях.
В бывшем СССР в течение длительного времени ( с 30-х годов прошлого века и до 2000г.) взаимоотношения энергоснабжающих организаций и потребителей электроэнергии в части реактивной мощности регулировались скидками (надбавками) к тарифам на электроэнергию. Главгосэнергонадзором вёлся ежегодный учёт и анализ уровня компенсации реактивной мощности по предприятиям, союзным республикам, энергообъединениям и стране в целом. Уровень компенсации определялся как отношение суммарной установленной мощности конденсаторных батарей, синхронных компенсаторов и 30% мощности синхронных двигателей к максимальной активной нагрузке предприятия, региона и страны в целом.
За период с 1976 по 1985 г.г. этот уровень увеличился с 19,54 до 27,6%. Ставилась задача к 1990 г. довести его до 60%. Но началась перестройка и намеченные планы так и не удалось реализовать.
В постперестроечный период, особенно в соответствии с приказом Минэнерго РФ от 10.01.2000г. N2, действующие в области компенсации реактивной мощности документы были признаны утратившими силу и, соответственно, внимание к этой важнейшей проблеме существенно упало. За тот же период по ряду объективных причин значительно выросли реактивные нагрузки при существенном отставании вводов генерирующих активных мощностей и электросетевого строительства. Появилось большое количество энергорайонов России, характеризующихся дефицитами реактивной мощности и, как следствие, работой с пониженными уровнями напряжения в нормальных режимах. В этих районах все чаще стали возникать трудности с выводом оборудования в ремонт и его аварийными отключениями. При выводе оборудования в ремонт, часто было невозможно обеспечить допустимые уровни напряжения в сети 110 кВ и выше без ввода графиков ограничения потребителей. При аварийных отключениях в сети происходило снижение напряжения на 20-30% на головных подстанциях с последующим автоматическим сбросом нагрузки.
Судя по результатам проведенных в 2011-2012 г. энергетических обследований электрических сетей, по результатам исследований ОАО «НТЦ ФСК ЕЭС», ситуация с уровнем компенсации реактивной мощности в электрических сетях в последние годы существенно не изменилась, а кое-где ухудшилась. К сожалению, в настоящее время отсутствует полная и достоверная информация о фактическом уровне компенсации реактивной мощности по стране в целом, по отдельным регионам и уровням напряжения электрических сетей. Но и та ограниченная информация, которой мы располагаем сегодня, свидетельствует о значительных проблемах, которые требуют безотлагательного решения.
В частности, значительной число линий и автотрансформаторов в магистральных электрических сетях 220-500 кВ работает с повышенными перетоками реактивной мощности (tg?>0,5), что характеризуется табл.1
Таблица 1
ОЭС
Количество подстанций и линий электропередачи, шт., работающих с tg?>0,5 подстанций линий
Юга 38 280
Северо-Запада 6 19
Центра 70 138
Средней Волги 45 51
Урала 38 78
Наиболее подробный анализ режимов реактивной мощности по данным телеизмерений был проведен в ОЭС Сибири в 2011 году. Из 266 обследованных автотрансформаторов 220-550 кВ на 137 (более 50%) tg? их нагрузки превышал допустимое значение 0,5. При этом фактические значения tg? на отдельных АТ достигали значений от 6 до 14, а на АТ 500/220 кВ Беловской ГРЭС он составил 124,4 (Р=2,5 мВт, Q= 311,4 Мвар).По нормативным документам ОАО «ФСК ЕЭС» компенсация зарядной мощности ВЛ 500 кВ должна составлять 80-100%. Тем не менее по той же ОЭС Сибири, она составляет 0,67. По отдельным энергосистемам этой ОЭС степень компенсации находится в пределах 0,35-3,95, что видно из табл.2.
Не лучше ситуация и в других ОЭС. Степень использования установленных в магистральных электрических сетях 220-500 кВ компенсирующих устройств находится в пределах 40?50%
Таблица 2
Энергосистема Qку/Qзар
Алтайская 1,20
Кузбасская 0,35
Новосибирская 0,66
Омская 1,26
Томская 3,95
Западная Сибирь 0,78
Иркутская 0,44
Красноярская 0,48
Хакасская 0,45
Восточная Сибирь 0,46
ОЭС Сибири 0,67
Отмеченное безусловно сказывается на уровнях напряжения в электрических сетях. На ряде линий в режимах минимальных нагрузок имеет место избыток реактивной мощности и повышенное напряжение, на ряде перегруженных линий в часы максимума нагрузки наблюдаются пониженное напряжение. И в том и в другом случае, как было сказано выше, это создает трудности при выводе оборудования в ремонт и при ликвидации аварий, а также приводит к дополнительным потерям мощности и электроэнергии в сети.
Недопустимые отклонения напряжения в контрольных точках сети вызваны не только недостаточными степенями компенсации реактивной мощности и использования средств компенсации, но и низкой оснащенностью автотрансформаторов 220-750 кВ средствами АРНТ и степенью использования РПН и АРНТ, что видно из табл. 3. Из этой таблицы, в частности, следует, что число неиспользуемых РПН от общего количества АТ, оборудованных РПН, составляет в сетях 220?330 кВ – 41%, в сетях 500?750 кВ – 79%. С использованием средств автоматического регулирования напряжения вообще катастрофа. Только около 50% АТ оборудовано этими средствами, а используется для регулирования напряжения в сетях 220-330 кВ – 4,9%, а в сетях 500-750 кВ – 1% от общего количества АТ.
Таблица 3
Оснащенность автотрансформаторов 220-750 кВ устройствами РПН и АРНТ и степень их использования, по состоянию на 2011 г.
Характеристики оснащённости и степени использования
Численное значение для номинального напряжения автотрансформаторов, кВ
220-330
500-750
Общее количество автотрансформаторов (АТ), шт.
1639
306
Число АТ, оборудованных РПН
шт.
1536
277
% от общего кол-ва АТ
94
90
Число РПН, использование которых запрещено руководством
шт.
116
48
% от общего кол-ва АТ
7
16
Общее число не используемых РПН
шт.
640
219
% от общего кол-ва АТ, оборудованных РПН
41
79
Общее число АТ, оборудованных АРНТ
шт.
802
169
% от общего кол-ва АТ
49
55
Общее количество АТ, оборудованных АРНТ и работающих
шт.
81
3
% от общего кол-ва АТ
4,9
1
2. Действующая нормативно-правовая основа компенсации реактивной мощности.
На сегодняшний день создана нормативная база для определения мест и установленной мощности компенсирующих устройств при разработке схем развития электрических сетей, проектов их реконструкции и присоединения новых потребителей электроэнергии, а также для стимулирования к установке средств компенсации в системообразующих и распределительных электрических сетях и в сетях потребителей. При этом необходимо отметить, что эта база распространяется в основном на взаимодействие потребителей и сетевых компаний и в существенно меньшей степени относится к генерации.
Требования к выбору компенсирующих устройств, режимов их работы, стимулированию к их установке и эффективному использованию изложено в целом ряде нормативных документов. К основным из них относятся:
1. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ, утверждённые приказом Минпромэнерго России от 19.06.2003 N229.
2. Методические указания по проектированию развития энергосистем, утверждённые приказом Минпромэнерго России от 30.06.2003 N281.
3. Инструкция по проектированию городских электрических сетей. РД 34.20.185-94 (СО 153-34.20.185-94, приказ ОАО РАО «ЕЭС России» от 14.08.2003 N422).
4. Руководящие материалы по проектированию электроснабжения сельского хозяйства. Указания по выбору средств регулирования напряжения и компенсации реактивной мощности при проектировании сельскохозяйственных объектов и электрических сетей сельскохозяйственного назначения (СО 153-34.20.112 (РД 34.20.12) приказ ОАО РАО «ЕЭС России» от 14.08.2003, N422.
5. Приказ Минпромэнерго РФ от 22.02.2007 N49 «Порядок расчёта значений соотношения потребления активной и реактивной мощности для отдельных энергопринимающих устройств) ...».
6. Приказ Федеральной службы по тарифам России от 31.08.2010 N219-Э/6 «Об утверждении методических указаний по расчёту повышающих (понижающих) коэффициентов к тарифам на услуги по передаче электрической энергии в зависимости от соотношения потребления активной и реактивной мощности...».
7. Методика расчёта технико-экономической эффективности применения устройств FACTS в ЕНЭС России (СТО 56947007-29.240.019-2009).
8. Методические указания по проведению расчётов для выбора типа, параметров и мест установки устройств компенсации реактивной мощности в ЕНЭС (СТО 56947 007-29.180.02.140-2012, введен в действие 20.12.2012, согласован с ОАО «СО ЕЭС»)
В соответствии с последним стандартом «... в качестве факторов технического и экономического эффекта от применения СКРМ следует рассматривать:
- увеличение пропускной способности существующих электрических сетей и связанную с этим экономию за счёт вытеснения в приёмной части энергосистемы замыкающих генерирующих мощностей с высокими удельными показателями;
- снижение потерь мощности и электроэнергии в электрическом оборудовании и уменьшение расхода электроэнергии на собственные нужды ПС;
- снижение недоотпуска электроэнергии потребителям;
- повышение качества электроэнергии и связанную с этим экономию за счёт уменьшения платежей по штрафным санкциям;
- улучшение условий работы и уменьшение частоты срабатывания коммутационных аппаратов некоторых СКРМ (прежде всего ШР и БСК) и связанное с этим снижение затрат на планово-профилактические и восстановительные ремонты этого вида оборудования...» (конец цитаты)
Как количественно оценить перечисленные факторы эффективности СКРМ в Методических указаниях не сказано.
Большинство перечисленных документов требует актуализации и взаимной увязки.
Следует заметить, что проекты некоторых новых документов не в полной мере согласуются с действующими. В первую очередь это относится к проекту Правил технического функционирования электроэнергетических систем. В разделе 2 этих Правил сказано: «...регулирование напряжения осуществляется для обеспечения:
- уровней напряжения, допустимых для оборудования электрических станций и сетей;
- устойчивости генерирующего оборудования, энергосистем и нагрузки потребителей электрической энергии;
- качества электрической энергии в соответствии с обязательными требованиями...» (конец цитаты).
При этом ничего не сказано об управлении перетоками реактивной мощности и необходимости оптимизации потерь в сетях.
3. Различия в подходах к управлению потоками реактивной мощности в распределительных и системообразующих электрических сетях.
Следует различать подходы к управлению потоками реактивной мощности и управлению напряжения в разомкнутых распределительных электрических сетях 0,4-35 кВ и в замкнутых сетях напряжения 110-750 кВ. В первом случае ставится задача оптимизации загрузки электрических сетей реактивной мощностью с целью минимизации потерь активной мощности и электроэнергии и обеспечения нормированных уровней напряжения в точках поставки электроэнергии. Здесь, чем ближе к точкам потребления электроэнергии будут устанавливаться компенсирующие устройства, тем, как правило, выше их экономическая эффективность.
В замкнутых электрических сетях напряжением 110, и особенно, 220 кВ и выше, средства компенсации реактивной мощности используются в основном для обеспечения системной надёжности, устойчивости, гибкости управления единой энергетической системой, пропускной способности магистральных линий электропередачи, поддержания заданных диспетчером уровней напряжения в конкретных точках, а также для соответствующей оптимизации потерь мощности и электроэнергии системообразующей электрической сети при условии выполнения всех технологических и диспетчерских требований и режимных ограничений .
Очевидно, что задачи компенсации реактивной мощности в распределительных и системообразующих электрических сетях в значительной степени связаны между собой. Чем меньше уровень компенсации в распределительных электрических сетях, тем больше реактивной мощности необходимо доставлять из сетей более высокого напряжения потребителям. Тем выше потери мощности в сетях, ниже уровни напряжения, пропускная способность линий и трансформаторов, жёстче ограничения по подключению к сетям новых потребителей и т.п. С другой стороны, чем хуже соптимизированы режимы в питающей сети 220-750 кВ, тем больше проблем возникает с обеспечением необходимого качества электроэнергии в присоединённых распределительных сетях в точках поставки электроэнергии.
......
Продолжение http://leo-mosk.narod.ru/works1/14_12_02.htm
Главный научный сотрудник ОАО НТЦ ФСК ЕЭС Валерий Воротницкий рассказал, что действующая правовая основа компенсации реактивной мощности противоречива. Ничего не сказано о перетоках и компенсации и это не случайно, системный оператор заинтересован в контроле напряжения. Компенсации реактивной мощности в сетях 0,34 киловольт и в замкнутых сетях 110-750. В замкнутых сетях субъектов компенсации намного больше. Анализ отчетных данных ОАО ФСК ЕЭС показывает что в ЕНЭС за счет оптимизации установившихся режимов по реактивной мощности и уровнями напряжения составил 42,067 млн киловатт-час при уровне переменных нагрузочных потерь электроэнергии 13823,7. Можно повысить в 10-15 раз. Повышение косинуса с 0,82-83 до 0,93 (тангенс 0,4) повысит компенсации на 25%. Потребует больших затрат с окупаемостью до пяти лет. Генерирующие компании заинтересованы лишь в производстве максимального количества электроэнергии и выдачи активной мощности и по этой причине стремятся сократить фактический диапазон реактивной мощности, доступный для регулирования. Сетевые компании вынуждены нести дополнительные расходы на создание компенсации реактивной мощности. В последние время ситуация осложнилась появлением высших гармоник, возникновения резонанса и выхода из строя. Ситуация не очень хорошая, системный оператор по своей модели, совет рынка другой, сети третьей из-за отсутствия централизованной системы управления реактивной мощностью и уровнями напряжения в электроэнергетической системе России. Необходимо обучение персонала, из-за низкой квалификации боится трогать АПН.
Выслушав доклад, зампред комитета Юрий Липатов сказал, что хороший доклад не имеет отношения к законодательстве. Рекомендации от ГД, не надо смешить людей. Консультативный совет с т.зр. комитета не легитимен, такие советы при председателе. Нормативная база компетенция правительства. Не связано ли это с какими-то коммерческими делами или я не понял сути?
Воротницкий не растерялся и сказал что когда обсуждали с Грачевым, решено было обсудить более широким кругом. Компенсация реактивной мощности выходит за пределы техники.
Грачев бросился на помощь. Действительно надо ранжировать решения. Просматривается намерение получить заказ. Но есть вещи которые выйдут на комитет, на Думы. За несоблюдение формы вынужден принести извинения.
В комментарии МП Грачев выразил согласие с Воротницким в том, что единая система управления ЕЭС конечно нужна. Существуют проблемы появления устройств, работающих нетрадиционно. Светодиодные лампы эффективнее, однако они дают большие импульсы по нулю, нулевой провод выгорает, трансформаторы работают с перегрузкой и получается не экономия, а наоборот. Кроме этого, есть достаточно много новых устройств силовой электроники, например, на железных дорогах. Они и приводят к появлению высших гармоник.
Зампред комитета Юрий Липатов сообщил МП, что это не так, есть заключение о том что светодиодные лампы не дают перегрузок. Высшие гармоники были и в советское время. Здесь собрались люди, которые знают друг друга по 20-30 лет, весь цвет силовой электроники высоких мощностей, составлявшей славу советской системы электроэнергетики. Однако нормативная база в руках правительства.
В других докладах говорилось что первые компенсаторы установлены на подстанции в Бескудниково.
Уровень потерь гигантский, однако общая ситуация сетях нормальная. Степень компенсации нормальная в МЭС Западной Сибири и МЭС Востока.
Заместитель генерального директора технический директор ЗАО «НИДЕК АСИ ВЭИ», к.т.н. Виктор Чуприков Конденсаторы силовые являются основными устройствами компенсации реактивной мощности. Отставание в нашей стране. Передовой как ни странно оказалась Украина. В международном опыте как штрафы за плохой угол фи, плата за отсутствие компенсирующих устройств, оплата перетоков, плата за полную мощность и отдельная плата за реактивную. После модернизации оборудование целиком отечественное, выигрывает тендеры. Если вам в квартире поставят счетчик реактивной мощности и вы будете платить, вам проще установить конденсатор и сократить потери. За все платит конечный потребитель, все входит в тариф и нет стимулов снижать издержки.
Генеральный директор компании ООО «РУСЭЛПРОМ-ТРАНСФОРМАТОР» Леонид Кубарев рассказал о производстве двигателей
Заведующий отделом энергосбережения и повышения энергоэффективпости Минэнерго РФ Роман Неуступкин послушал и сказал, что мы все говорим о том что с реактивкой надо бороться и потребители выше 250 киловатт должны ставить приборы учета реактивной мощности. Борются с реактивкой не совсем законными методами. Оборудование старое и даже трогать запрещено. Говорят что сети не заинтересованы, в тариф оплаченный попадает только то что пропускается. Все остальное из своего кармана. Минэк отменяет энергетическое обследование. Используя лучшие мировые практики устанавливать норматив потерь. Функции сбытам при неисполнении повышающие тарифы.
Начальник службы электрических режимов ОАО ФСК ЕЭС Роман Шамонов подтвердил 460 млн киловатт-часов потери. Новые РПН. Потребитель должен нести ответственности.
Николай Новиков НТЦ ФСК сегодняшнее совещание очень полезное, но все перепутано и такое же решение с ошибками. С частотой активной мощности в стране все нормально, перетоки есть. Концепции потребления реактивной мощности в стране нет. Эта задача по частоте намного сложнее и естественно системный оператор отсутствует. От системного оператора зависит все. За все платит потребитель. Нужно чтобы все участники рынка были в команде. Кто-то по собственной воле компенсирует частоту и ничего за это не получает.
Научный руководитель НТЦ ФСК Юрий Шакарян
Мы все тут технари Новые РПН уже достаточно надежные. Вопрос не в том чтобы ссылаться на плохое качество, а повышать уровень эксплуатации.
Редько если мы будем экономить хотя бы процент, это все равно что вводим миллион новых мощностей. В советское время потери в сетях составляли 8%, сейчас официально 13%, а м.б. больше, говорят 35-40%. Воровство это понятно. 10% экономии это несколько Саяно-Шушенских ГЭС. Математическая модель должна учитывать и гармоники. На удаленных автономных системах проблемы еще больше. Отработать например на Якутской и перенести
Решение научно-технического совещания «О координации услуг, совершенствовании нормативно правовой базы и разработки отечественного производства по компенсации реактивной мощности в России» на консультативном совете при Председателе Комитета Государственной думы РФ по энергетике Федерального собрания РФ
г.Москва 02 декабря 2014 г.
Заслушав и обсудив доклады (программа прилагается), участники совещания отмечают следующее:
1. Компенсация реактивной мощности является эффективным средством обеспечения надёжного и безопасного функционирования ЕЭС России, повышения бесперебойности, качества и экономичности электроснабжения потребителей электроэнергии.
2. Энергетические обследования электрических сетей 0,4-500 кВ, анализ режимов их работы показывают, что степень компенсации реактивной мощности, уровень использования средств компенсации и регулирования напряжения в 2-3 раза ниже, чем в промышленно развитых странах. Это приводит к росту потерь электроэнергии в электрических сетях, снижению их пропускной способности и качества электроэнергии, создаёт ограничения при подключении новых потребителей к электрическим сетям, при выводе в ремонт основного электрического оборудования и при ликвидации аварий.
3. Основной причиной сложившейся ситуации является существенное отставание от современного уровня методической и нормативно правовой базы, системы управления реактивной мощностью и уровнями напряжения в электроэнергетической системе России. В частности, отсутствуют:
- нормативная основа и методика стимулирования участников оптового и розничного рынков электроэнергии (электрических станций, сетей и потребителей электроэнергии) в координации действий по оказанию услуг, оптимизации потоков реактивной мощности и уровней напряжения в электрических сетях;
- отраслевой стандарт ОАО «Россети» по оценке системного экономического эффекта от установки и ввода в работу средств компенсации реактивной мощности в магистральных {22Q-W кВ) и распределительных электрических сетях (0,4-1 1 о кВ);
- единая математическая модель ЕЭС-ЕНЭС России для всех участвующих субъектов оптового и розничного рынков электроэнергии (ОАО «СО ЕЭС», ОАО «ФСК ЕЭС», ОАО «Россети», ОАО «Совет рынка»). На такой модели можно было бы проводить на единой информационной базе взаимосогласованные расчеты по оптимизации потоков реактивной мощности и уровней напряжения в электрических сетях, по выбору (мощности и мест установки) средств компенсации реактивной мощности (СКРМ) на среднесрочную и долгосрочную перспективу;
- многоуровневая автоматизированная система управления потоками реактивной мощности и напряжениями в электрических сетях с комплексным использованием регулировочных возможностей потребителей, распределенной генерации, электрических сетей и станций. Как показывает практика, точечные локальные действия по регулированию реактивной мощности и уровней напряжения не дают, как правило, желаемого результата;
- система отраслевой отчетности и мониторинга объёмов внедрения компенсирующих устройств, степени и эффективности их использования у потребителей, в электрических сетях и на электрических станциях;
- достаточные объём и точность измерительных средств и их метрологическое обеспечение по достоверному определению потоков реактивной мощности в электрических сетях, особенно в сетях напряжением 0,4-10 кВ;
- экономический механизм возврата инвесторам полученной экономии от внедрения СКРМ в электрических сетях и у потребителей. Это существенно сдерживает широкое применение энергосервисных контрактов для такого внедрения.
4. Требуют актуализации и приведения в соответствие с современными требованиями, международными нормами и с учётом передового отечественного и зарубежного опыта:
- стандарты по техническому обслуживанию, диагностике, эксплуатации и порядку использования средств регулирования напряжения в электрических сетях, в том числе РПН и АРНТ на силовых трансформаторах и автотрансформаторах 6-500 кВ, линейных регулировочных трансформаторов в распределительных электрических сетях;
- ГОСТР 54149-2010 «Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения» в части установления норм на уровни искажений несинусоидальности и несимметрии токов. Это создаёт трудности при выборе мест, мощности и режимов работы компенсирующих устройств;
- система подготовки, обучения и повышения квалификации персонала электрических станций, электрических сетей и потребителей электроэнергии в области применения современных средств компенсации реактивной мощности и регулирования напряжения в электрических сетях, современных автоматизированных систем управления этими средствами.
5. С целью координации услуг, совершенствования нормативно правовой базы в соответствии с современными требованиями, передовым отечественным и зарубежным опытом, развития отечественного производства по компенсации реактивной мощности в России, участники совещания считают целесообразным:
- внести в соответствующие ... и розничного рынков электроэнергии, а также в постановления Правительства РФ дополнительные требования по распространению услуги по реактивной мощности на генерирующие компании и потребителей, по координации и экономическому стимулированию оказания этих услуг;
- рекомендовать ОАО «Россети» по согласованию с ОАО «СО ЕЭС» разработать и внедрить отраслевой стандарт по оценке системного экономического эффекта от установки и ввода в работу средств компенсации реактивной мощности в магистральных и распределительных электрических сетях;
- рекомендовать ОАО «СО ЕЭС», ОАО «Россети» и ОАО «Совет рынка» разработать, согласовать и внедрить единую математическую модель ЕЭС – ЕНЭС России для расчётов и оптимизации текущих ... и мощности средств компенсации реактивной мощности;
- ОАО «СО ЕЭС» совместно с ОАО «Россети» обеспечить финансирование, ускорить г? s» разработку программы и поэтапное внедрение трехуровневой автоматизированной
системы управления потоками реактивной мощности и уровнями напряжения в электрических сетях;
- Минэнерго РФ в составе Государственной информационной системы предусмотреть систему государственной отчётности и мониторинга объёмов внедрения компенсирующих устройств, степени и эффективности их использования в электрических сетях и у потребителей;
- ОАО «СО ЕЭС» в раздел 2 проекта «Правил технологического функционирования электроэнергетических систем» внести дополнение «-оптимизации потерь мощности и электроэнергии в электрических сетях»;
- ОАО «Россети» провести инвентаризацию и анализ точности средств измерения реактивной мощности ... принадлежности, подготовить и внедрить поэтапную программу приведения системы измерения реактивной мощности в соответствие с современными требованиями. Особое внимание при этом обратить на необходимость учёта несинусоидальных и несимметричных режимов при измерении реактивной мощности;
Минэнерго РФ совместно с Минэкономразвития РФ ускорить разработку и внедрение экономического механизма возврата инвесторам полученной экономии от внедрения энергосберегающих энергосервисных контрактов, в том числе контрактов по внедрению компенсирующих и регулирующих устройств в электрических сетях и у потребителей;
предприятиям отечественной электротехнической промышленности – изготовителям компенсирующих устройств организовать производство современных регулируемых СКРМ (статических и электромашинных), элементной базы силовой электроники, не уступающих лучшим мировым образцам и соответствующих международным стандартам;
ОАО «Россети» и ОАО «ФСК ЕЭС» в программах инновационного развития предусматривать широкое применение современных отечественных регулируемых СКРМ. При разработке интеллектуальных электрических сетей, алгоритмов и программ управления ими предусматривать совместное управление и комплексное использование регулирующего эффекта средств компенсации реактивной мощности и возобновляемых источников энергии (распределенной генерации) для целей оптимизации потоков активной и реактивной мощности в электрических сетях.
Доклад
Компенсация реактивной мощности – эффективное средство повышения надежности, качества и экономичности электроснабжения.
Воротницкий В.Э., главный научный сотрудник ОАО «НТЦ ФСК ЕЭС», д.т.н., профессор
1. Состояние вопроса. Отечественный и зарубежный опыт.
Обеспечение баланса реактивной мощности с целью поддержания требуемых уровней напряжения в контрольных пунктах, на шинах электростанций, подстанций и потребителей, а также регулирования напряжения в необходимых пределах является одной из важнейших задач обеспечения надежного и безопасного функционирования ЕЭС России, бесперебойного и экономичного электроснабжения потребителей с допустимыми параметрами качества электроэнергии.
Компенсация реактивной мощности является важнейшей и наиболее эффективной составляющей обеспечения её баланса в энергосистеме страны в целом, на отдельных участках электрических сетей, в отдельных энергорайонах и узлах. Компенсации уделяется большое внимание во всём мире, особенно в электроэнергетических компаниях промышленно развитых стран. В последние годы, особенно после системной аварии в Мосэнерго в 2005 г., работы по компенсации реактивной мощности несколько активизировались и в России. Тем не менее, как показывают энергетические обследования, степень компенсации реактивной мощности в отечественной электроэнергетике значительно ниже, чем в промышленно развитых странах. Более того, имеющиеся в электрических сетях, на электрических станциях и у потребителей возможности для согласованного регулирования реактивной мощности и уровней напряжения используются явно недостаточно.
Цель доклада – рассмотреть основные проблемы, препятствующие полноценному выполнению нормативных требований по оптимизации режимов электрических сетей по реактивной мощности и уровням напряжения, определить основные пути решения этих проблем, в первую очередь, в части развития нормативной правовой базы по компенсации реактивной мощности на оптовом и розничном рынках электроэнергии.
Энергосберегающий эффект от оптимизации потоков реактивной мощности по линиям, трансформаторам и автотрансформаторам и уровней напряжения в узлах электрических сетей 0,4-750 кВ известен достаточно давно. Теоретические пути достижения этого эффекта, математические методы и алгоритмы оптимизации режимов нашли отражение в большом количестве публикации, книг и диссертаций, в отечественных промышленных программных комплексах, таких как RASTR Win, Космос и др.
Дополнительные к оптимальным потоки реактивной мощности в электрических сетях приводят к увеличению полного тока на отдельных участках и к соответствующему росту потерь напряжения, потерь мощности и электроэнергии, снижению пропускной способности линий и нагрузочной способности трансформаторов. В конечном итоге все это отрицательно сказывается на экономике электросетевых предприятий и тарифах на электроэнергию для конечных потребителей (см. рис. 1).
Учитывая сравнительно высокую экономическую и энергетическую эффективность компенсации реактивной мощности, большинство промышленно развитых стран уделяют ей большое внимание. В частности, в США и Японии мощность конденсаторов составляет около 70% от активной пиковой мощности. В отдельных энергокомпаниях США мощность установленных конденсаторов уже составляет 100% от мощности генераторов. При этом во многих странах наблюдается тенденция уменьшения выдачи генераторами электростанций реактивной мощности за счет увеличения доли, вырабатываемой конденсаторами. Что касается коэффициента реактивной мощности tg фи в режиме максимальных нагрузок, то в США, Японии, большинстве европейских стран его оптимальное значение в зависимости от номинального напряжения сети должно поддерживаться на уровне 0,2-0,4, что соответствует cos фи=0,98-0,92.
Следует заметить, что повышенное внимание за рубежом уделяется не только установке достаточного количества компенсирующих и регулирующих устройств, но и автоматизации систем регулирования напряжения и управления потоками реактивной мощности. В частности, широко известен опыт Франции и Италии по внедрению трехконтурных автоматизированных систем, основанных на разбиении электроэнергетических систем этих стран на зоны управления. Работа по такому внедрению во Франции, в частности, началась 35 лет назад – в 1979 году. В настоящее время система вторичного регулирования напряжения во Франции охватывает около 100 тепловых энергоблоков и 150 гидрогенераторов. Национальная энергосистема Франции разделена на 35 зон управления. В Италии таких зон 18, общее число регулируемых
Повышенный переток реактивной мощности
Увеличение полного тока в ветвях электрической сети
Увеличение потерь напряжения
Увеличение потерь активной мощности
Снижение пропускной способности
Уменьшение напряжения на шинах электроприемников на перегруженных участках сетей
Увеличение потерь электроэнергии
Ограничения по подключению новых потребителей, по выводу в ремонт оборудования
Снижение качества электроэнергии в точках присоединения потребителей
Рост сверхнормативных потерь электроэнергии
Необходимость реконструкции сетей, ограничения объема услуг по передаче электроэнергии.
Снижение надежности электроснабжения
Рост операционных, инвестиционных расходов и убытков электросетевой компании
Рост тарифов на услуги по передачи электроэнергии
Рост тарифов на электроэнергию для конечных потребителей
электростанций – 50, в зоне управления их может быть от одной до пяти. В функции зонального регулирования напряжения входит управление коммутациями БСК, шунтирующими реакторами, РПН трансформаторов и синхронными компенсаторами с целью высвобождения диапазонов регулирования на зональных регулирующих электростанциях.
В бывшем СССР в течение длительного времени ( с 30-х годов прошлого века и до 2000г.) взаимоотношения энергоснабжающих организаций и потребителей электроэнергии в части реактивной мощности регулировались скидками (надбавками) к тарифам на электроэнергию. Главгосэнергонадзором вёлся ежегодный учёт и анализ уровня компенсации реактивной мощности по предприятиям, союзным республикам, энергообъединениям и стране в целом. Уровень компенсации определялся как отношение суммарной установленной мощности конденсаторных батарей, синхронных компенсаторов и 30% мощности синхронных двигателей к максимальной активной нагрузке предприятия, региона и страны в целом.
За период с 1976 по 1985 г.г. этот уровень увеличился с 19,54 до 27,6%. Ставилась задача к 1990 г. довести его до 60%. Но началась перестройка и намеченные планы так и не удалось реализовать.
В постперестроечный период, особенно в соответствии с приказом Минэнерго РФ от 10.01.2000г. N2, действующие в области компенсации реактивной мощности документы были признаны утратившими силу и, соответственно, внимание к этой важнейшей проблеме существенно упало. За тот же период по ряду объективных причин значительно выросли реактивные нагрузки при существенном отставании вводов генерирующих активных мощностей и электросетевого строительства. Появилось большое количество энергорайонов России, характеризующихся дефицитами реактивной мощности и, как следствие, работой с пониженными уровнями напряжения в нормальных режимах. В этих районах все чаще стали возникать трудности с выводом оборудования в ремонт и его аварийными отключениями. При выводе оборудования в ремонт, часто было невозможно обеспечить допустимые уровни напряжения в сети 110 кВ и выше без ввода графиков ограничения потребителей. При аварийных отключениях в сети происходило снижение напряжения на 20-30% на головных подстанциях с последующим автоматическим сбросом нагрузки.
Судя по результатам проведенных в 2011-2012 г. энергетических обследований электрических сетей, по результатам исследований ОАО «НТЦ ФСК ЕЭС», ситуация с уровнем компенсации реактивной мощности в электрических сетях в последние годы существенно не изменилась, а кое-где ухудшилась. К сожалению, в настоящее время отсутствует полная и достоверная информация о фактическом уровне компенсации реактивной мощности по стране в целом, по отдельным регионам и уровням напряжения электрических сетей. Но и та ограниченная информация, которой мы располагаем сегодня, свидетельствует о значительных проблемах, которые требуют безотлагательного решения.
В частности, значительной число линий и автотрансформаторов в магистральных электрических сетях 220-500 кВ работает с повышенными перетоками реактивной мощности (tg?>0,5), что характеризуется табл.1
Таблица 1
ОЭС
Количество подстанций и линий электропередачи, шт., работающих с tg?>0,5 подстанций линий
Юга 38 280
Северо-Запада 6 19
Центра 70 138
Средней Волги 45 51
Урала 38 78
Наиболее подробный анализ режимов реактивной мощности по данным телеизмерений был проведен в ОЭС Сибири в 2011 году. Из 266 обследованных автотрансформаторов 220-550 кВ на 137 (более 50%) tg? их нагрузки превышал допустимое значение 0,5. При этом фактические значения tg? на отдельных АТ достигали значений от 6 до 14, а на АТ 500/220 кВ Беловской ГРЭС он составил 124,4 (Р=2,5 мВт, Q= 311,4 Мвар).По нормативным документам ОАО «ФСК ЕЭС» компенсация зарядной мощности ВЛ 500 кВ должна составлять 80-100%. Тем не менее по той же ОЭС Сибири, она составляет 0,67. По отдельным энергосистемам этой ОЭС степень компенсации находится в пределах 0,35-3,95, что видно из табл.2.
Не лучше ситуация и в других ОЭС. Степень использования установленных в магистральных электрических сетях 220-500 кВ компенсирующих устройств находится в пределах 40?50%
Таблица 2
Энергосистема Qку/Qзар
Алтайская 1,20
Кузбасская 0,35
Новосибирская 0,66
Омская 1,26
Томская 3,95
Западная Сибирь 0,78
Иркутская 0,44
Красноярская 0,48
Хакасская 0,45
Восточная Сибирь 0,46
ОЭС Сибири 0,67
Отмеченное безусловно сказывается на уровнях напряжения в электрических сетях. На ряде линий в режимах минимальных нагрузок имеет место избыток реактивной мощности и повышенное напряжение, на ряде перегруженных линий в часы максимума нагрузки наблюдаются пониженное напряжение. И в том и в другом случае, как было сказано выше, это создает трудности при выводе оборудования в ремонт и при ликвидации аварий, а также приводит к дополнительным потерям мощности и электроэнергии в сети.
Недопустимые отклонения напряжения в контрольных точках сети вызваны не только недостаточными степенями компенсации реактивной мощности и использования средств компенсации, но и низкой оснащенностью автотрансформаторов 220-750 кВ средствами АРНТ и степенью использования РПН и АРНТ, что видно из табл. 3. Из этой таблицы, в частности, следует, что число неиспользуемых РПН от общего количества АТ, оборудованных РПН, составляет в сетях 220?330 кВ – 41%, в сетях 500?750 кВ – 79%. С использованием средств автоматического регулирования напряжения вообще катастрофа. Только около 50% АТ оборудовано этими средствами, а используется для регулирования напряжения в сетях 220-330 кВ – 4,9%, а в сетях 500-750 кВ – 1% от общего количества АТ.
Таблица 3
Оснащенность автотрансформаторов 220-750 кВ устройствами РПН и АРНТ и степень их использования, по состоянию на 2011 г.
Характеристики оснащённости и степени использования
Численное значение для номинального напряжения автотрансформаторов, кВ
220-330
500-750
Общее количество автотрансформаторов (АТ), шт.
1639
306
Число АТ, оборудованных РПН
шт.
1536
277
% от общего кол-ва АТ
94
90
Число РПН, использование которых запрещено руководством
шт.
116
48
% от общего кол-ва АТ
7
16
Общее число не используемых РПН
шт.
640
219
% от общего кол-ва АТ, оборудованных РПН
41
79
Общее число АТ, оборудованных АРНТ
шт.
802
169
% от общего кол-ва АТ
49
55
Общее количество АТ, оборудованных АРНТ и работающих
шт.
81
3
% от общего кол-ва АТ
4,9
1
2. Действующая нормативно-правовая основа компенсации реактивной мощности.
На сегодняшний день создана нормативная база для определения мест и установленной мощности компенсирующих устройств при разработке схем развития электрических сетей, проектов их реконструкции и присоединения новых потребителей электроэнергии, а также для стимулирования к установке средств компенсации в системообразующих и распределительных электрических сетях и в сетях потребителей. При этом необходимо отметить, что эта база распространяется в основном на взаимодействие потребителей и сетевых компаний и в существенно меньшей степени относится к генерации.
Требования к выбору компенсирующих устройств, режимов их работы, стимулированию к их установке и эффективному использованию изложено в целом ряде нормативных документов. К основным из них относятся:
1. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ, утверждённые приказом Минпромэнерго России от 19.06.2003 N229.
2. Методические указания по проектированию развития энергосистем, утверждённые приказом Минпромэнерго России от 30.06.2003 N281.
3. Инструкция по проектированию городских электрических сетей. РД 34.20.185-94 (СО 153-34.20.185-94, приказ ОАО РАО «ЕЭС России» от 14.08.2003 N422).
4. Руководящие материалы по проектированию электроснабжения сельского хозяйства. Указания по выбору средств регулирования напряжения и компенсации реактивной мощности при проектировании сельскохозяйственных объектов и электрических сетей сельскохозяйственного назначения (СО 153-34.20.112 (РД 34.20.12) приказ ОАО РАО «ЕЭС России» от 14.08.2003, N422.
5. Приказ Минпромэнерго РФ от 22.02.2007 N49 «Порядок расчёта значений соотношения потребления активной и реактивной мощности для отдельных энергопринимающих устройств) ...».
6. Приказ Федеральной службы по тарифам России от 31.08.2010 N219-Э/6 «Об утверждении методических указаний по расчёту повышающих (понижающих) коэффициентов к тарифам на услуги по передаче электрической энергии в зависимости от соотношения потребления активной и реактивной мощности...».
7. Методика расчёта технико-экономической эффективности применения устройств FACTS в ЕНЭС России (СТО 56947007-29.240.019-2009).
8. Методические указания по проведению расчётов для выбора типа, параметров и мест установки устройств компенсации реактивной мощности в ЕНЭС (СТО 56947 007-29.180.02.140-2012, введен в действие 20.12.2012, согласован с ОАО «СО ЕЭС»)
В соответствии с последним стандартом «... в качестве факторов технического и экономического эффекта от применения СКРМ следует рассматривать:
- увеличение пропускной способности существующих электрических сетей и связанную с этим экономию за счёт вытеснения в приёмной части энергосистемы замыкающих генерирующих мощностей с высокими удельными показателями;
- снижение потерь мощности и электроэнергии в электрическом оборудовании и уменьшение расхода электроэнергии на собственные нужды ПС;
- снижение недоотпуска электроэнергии потребителям;
- повышение качества электроэнергии и связанную с этим экономию за счёт уменьшения платежей по штрафным санкциям;
- улучшение условий работы и уменьшение частоты срабатывания коммутационных аппаратов некоторых СКРМ (прежде всего ШР и БСК) и связанное с этим снижение затрат на планово-профилактические и восстановительные ремонты этого вида оборудования...» (конец цитаты)
Как количественно оценить перечисленные факторы эффективности СКРМ в Методических указаниях не сказано.
Большинство перечисленных документов требует актуализации и взаимной увязки.
Следует заметить, что проекты некоторых новых документов не в полной мере согласуются с действующими. В первую очередь это относится к проекту Правил технического функционирования электроэнергетических систем. В разделе 2 этих Правил сказано: «...регулирование напряжения осуществляется для обеспечения:
- уровней напряжения, допустимых для оборудования электрических станций и сетей;
- устойчивости генерирующего оборудования, энергосистем и нагрузки потребителей электрической энергии;
- качества электрической энергии в соответствии с обязательными требованиями...» (конец цитаты).
При этом ничего не сказано об управлении перетоками реактивной мощности и необходимости оптимизации потерь в сетях.
3. Различия в подходах к управлению потоками реактивной мощности в распределительных и системообразующих электрических сетях.
Следует различать подходы к управлению потоками реактивной мощности и управлению напряжения в разомкнутых распределительных электрических сетях 0,4-35 кВ и в замкнутых сетях напряжения 110-750 кВ. В первом случае ставится задача оптимизации загрузки электрических сетей реактивной мощностью с целью минимизации потерь активной мощности и электроэнергии и обеспечения нормированных уровней напряжения в точках поставки электроэнергии. Здесь, чем ближе к точкам потребления электроэнергии будут устанавливаться компенсирующие устройства, тем, как правило, выше их экономическая эффективность.
В замкнутых электрических сетях напряжением 110, и особенно, 220 кВ и выше, средства компенсации реактивной мощности используются в основном для обеспечения системной надёжности, устойчивости, гибкости управления единой энергетической системой, пропускной способности магистральных линий электропередачи, поддержания заданных диспетчером уровней напряжения в конкретных точках, а также для соответствующей оптимизации потерь мощности и электроэнергии системообразующей электрической сети при условии выполнения всех технологических и диспетчерских требований и режимных ограничений .
Очевидно, что задачи компенсации реактивной мощности в распределительных и системообразующих электрических сетях в значительной степени связаны между собой. Чем меньше уровень компенсации в распределительных электрических сетях, тем больше реактивной мощности необходимо доставлять из сетей более высокого напряжения потребителям. Тем выше потери мощности в сетях, ниже уровни напряжения, пропускная способность линий и трансформаторов, жёстче ограничения по подключению к сетям новых потребителей и т.п. С другой стороны, чем хуже соптимизированы режимы в питающей сети 220-750 кВ, тем больше проблем возникает с обеспечением необходимого качества электроэнергии в присоединённых распределительных сетях в точках поставки электроэнергии.
......
Продолжение http://leo-mosk.narod.ru/works1/14_12_02.htm