Реферат: Э. П. Волкову 119991, г. Москва, Ленинский проспект, 19

Генеральным директорам МРСК, РСК, ОАО «ДВЭУК», ОАО «КЭУК», АО-энерго

ОАО «ЭНИН»


Э.П. Волкову


119991, г. Москва,

Ленинский проспект, 19.









РОССИЙСКОЕ ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО ЭНЕРГЕТИКИ И
ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ
« ЕЭС РОССИИ »

Россия, 119526, Москва, проспект Вернадского, д.101, корп.3

Тел. 710-59-32, факс 928-36-14


от 30.11.2006 № ВП-310


О материалах селекторного

совещания по реактивной мощности


Уважаемые коллеги!

Направляю материалы селекторного совещания, проведенного 22.11.2006 по теме «Решение проблем и задач по нормализации потоков реактивной мощности и уровней напряжения в распределительных электрических сетях».

Прошу проанализировать представленный материал с целью дальнейшего продвижения процесса решения проблем реактивной мощности и задач по оптимизации ее потоков, нормализации уровней напряжения, снижения потерь активной мощности в распределительных электрических сетях и повышения надежности электроснабжения потребителей.

Материалы первого селекторного совещания по данной тематике, разосланные Вам моим письмом от 16.11.2006 № ВП 302, а также материалы данного селекторного совещания необходимо довести до всех соответствующих руководителей и специалистов, ответственных за данное направление. Это серьезная база знаний по проблеме и конкретный бенчмаркинг.

Нам предстоит по данному направлению провести в этом году еще два селекторных совещания 13 и 28 декабря. На селекторном совещании 13 декабря докладчиками назначаются главные инженеры распределительных сетевых компаний регионов с городами-миллионниками: ОАО «Красноярскэнерго», «Омскэнерго», «Екатеринбургэнерго», «Челябэнерго», Самараэнерго», «Волгоградэнерго», «Ростовэнерго».


Приложение: Материалы селекторного совещания, проведенного 22.11.2006.


Заместитель технического директора –

главный технический инспектор В.К. Паули


Приложение

к информационному письму

ОАО РАО «ЕЭС России»

от 30.11.2006 № 310


Тематическое селекторное совещание

ОАО РАО «ЕЭС России» 22.11.2006 года


Решение проблем и задач по нормализации потоков реактивной мощности и уровней напряжения в распределительных

электрических сетях.


Селекторное совещание вел заместитель Технического директора – Главный технический инспектор ОАО РАО «ЕЭС России» ^ Паули ВИКТОР КАРЛОВИЧ.


На совещании выступили

Главный инженер ОАО «МОЭСК» Майоров А.В.

Главный инженер ОАО «Ленэнерго» Силин В.И.

Начальник ЦУС ^ ОАО «Пермэнерго» Романова Н.П.

Главный инженер ОАО «Комиэнерго» Финк В.В.

Технический директор ОАО «Архэнерго» Росавицкий М.С.

Начальник ЦУС ОАО «Нижновэнерго» Недоростков Д.А.


^ Выступление заместителя Технического директора –

Главного технического инспектора ОАО РАО «ЕЭС России»

В.К. Паули.


Уважаемые коллеги! Сегодня мы с Вами проводим второе из намеченных четырех селекторных совещаний по решению проблем и задач по нормализации потоков реактивной мощности и уровней напряжения, что является, в конечном счете, повышением технико-экономической эффективности электросетевого бизнеса. И это не только надежность электроснабжения потребителей, но и снижение потерь, что является на сегодняшний день одной из наиважнейших и эффективнейших задач по энергосбережению.

Сегодняшняя тема – это выявление рисков надежности распределительных электрических сетей, обусловленных высокими потоками реактивной мощности и недостаточными уровнями напряжения, и управление ими.

Сначала напомню некоторые выводы из той же майской аварии 2005 года, уроки которой мы должны помнить и учитывать всегда:

1. Наличие проблем с поддержанием нижних уровней нормально допустимых значений напряжения на шинах подстанций распределительной электрической сети и шинах нагрузок.

2. Возрастание потоков реактивной мощности по системообразующим и распределительным электрическим сетям к шинам нагрузок.

3. Из-за возрастания потоков реактивной мощности существенно увеличилась загрузка по мощности и току линий электропередачи и трансформаторов и, как следствие ограничилась пропускная способность линий электропередачи, что стало опасным не только для послеаварийных режимов или ремонтных схем, но и для нормальных режимов и схем распределительных электрических сетей и энергосистем.

Недавно в Московской энергосистеме было событие, которое еще раз показало, правда, в меньшем размере, влияние на надежность распределительной электрической сети тех же проблем, которые проявились в упомянутой аварии. Об этом сделает доклад главный инженер ОАО «МОЭСК» Андрей Владимирович Майоров.


Доклад главного инженера ОАО «МОЭСК» А.В. Майорова.


Схема до начала инцидента, происшедшего 14.11.2006:

в схеме Западных электрических сетей ОАО «МОЭСК» отклонение от нормальной схемы в части выведенной по неотложной заявке для ремонта масляного выключателя ВЛ 110 кВ Одинцово-Полет.

по заявке № 15060/00 Калугаэнерго отключена ВЛ-110 кВ Обнинск-Русиново (разомкнут транзит по ВЛ-110 кВ Мишуково-Ворсино).




17-35

^ 1. Исходное состояние до технологического нарушения по напряжению на ПС 110 кВ «Галицыно» и ПС 110 кВ «Кубинка»




ПС 110 кВ «Галицино»




на I и II СШ U=98,5




ПС 110 кВ «Кубинка»




на I и II СШ U=99,6







17-36

2. Начало событий – Отключается не связанная напрямую с данными подстанциями двухцепная ВЛ 110 кВ Кедрово-Нарофоминск из-за падения в сторону линии дерева, спиленного сторонними лицами, которых в последствии выявили.







17-37

3. На ПС 110 кВ «Галицино» происходит снижение напряжения, на ПС 110 кВ «Кубинка» остается на прежнем уровне




ПС 110 кВ «Галицино»




на I и II СШ U=95,7




ПС 110 кВ «Кубинка»




на I и II СШ U=99,6




Указанный уровень напряжения остается без изменения до следующего отключения







17-45

4. Диспетчер Московского РДУ:

а) в соответствии с инструкцией по режиму энергосистемы дает команду на разделение с Можайскими электрическими сетями отключением от ПС 110 кВ Кубинка ВЛ 110 кВ Кубинка-Мухино и ВЛ 110 кВ Кубинка-Сухарево;

б) по факту снижения напряжения дает команду диспетчеру Западных сетей ОАО «МОЭСК» ввести в действие аварийно графики временного отключения потребителей на величину 35 МВт с указанием подстанций: Кубинка, Галицино, Полет, Отрадное, Встреча, Нарофоминск, Одинцово. (Сразу отмечу, что команду выполнить не успели), так как через 2 минуты отключается следующая линия.







17-47

5. Действием ДФЗ отключается ВЛ 110 кВ Галицино-Полет (разрывается вторая цепь транзита между ПС 110 кВ «Галицино» и ПС 110 кВ «Чоботы»). На момент отключения:




I=641 А (при допустимом 580 А)

P=106,7 МВт

Q=51,8 МВАр







17-48

6. На ПС 110 кВ «Галицино» и ПС 110 кВ «Кубинка» происходит снижение напряжения




ПС 110 кВ «Галицино»




на I и II СШ U=94,1




ПС 110 кВ «Кубинка»




на I и II СШ U=98,5







17-48

7. Действием ДФЗ отключается двухцепной транзит между ПС 110 кВ «Кубинка» и ПС 110 кВ «Кедрово» - рвется связь между двумя узловыми подстанциями в кольцевой схеме распределительной сети: сначала отключается вторая цепь при I=544 А (при допустимом 580), на которой позднее был обнаружен пережег провода (видимо неудовлетворительное качество шлейфа), затем из-за наброса нагрузки отключается первая цепь при I=612 А (при допустимом 580А).







17-49

8. На ПС 110 кВ «Галицино» и ПС 110 кВ «Кубинка» происходит снижение напряжения




ПС 110 кВ «Галицино»




на I и II СШ U=88,9




ПС 110 кВ «Кубинка»




на I и II СШ U=97,3







17-50

9. Действием ДФЗ отключается ВЛ 110 кВ Вязёмы-Дарьино – рвется первая цепь двухцепного транзита между ПС 110 кВ «Галицино» и ПС 110 кВ «Чоботы» (вторая цепь разорвана ранее в 17-47 отключением ВЛ 110 кВ Галицино-Полет). На момент отключения:




I=841 А (при допустимом 580 А)

P=90 МВт

Q=38,1 МВАр







17-51

10. На ПС 110 кВ «Галицино» и ПС 110 кВ «Кубинка» происходит снижение напряжения




ПС 110 кВ «Галицино»




на I и II СШ U=88,6




ПС 110 кВ «Кубинка»




на I и II СШ U=91,8







17-51

Выполнена команда диспетчера Московского РДУ по отключению от ПС 110 кВ Кубинка ВЛ 110 кВ Кубинка-Мухино и ВЛ 110 кВ Кубинка-Сухарево.







17-52

11. На ПС 110 кВ «Галицино» и ПС 110 кВ «Кубинка» происходит снижение напряжения




ПС 110 кВ «Галицино»




на I и II СШ U=73,2




ПС 110 кВ «Кубинка»




на I и II СШ U=82,0







17-55

12. Рвется двухцепной транзит между ПС 110 кВ «Кубинка» и ПС 110 кВ «Манихино» отключением от ДФЗ ВЛ 110 кВ Кубинка-Манихино при I=1150 А (при допустимом 580А) и ВЛ 110 кВ Кубинка - Ивановская при I=980 А (при допустимом 580А) – на обеих линиях обнаружен позднее пережог проводов.

Это приводит к полному погашению ПС 110 кВ «Кубинка», «Галицино» и дальнейшим отключениям – в результате отключено 24 ВЛ 110 кВ, 4 ВЛ 35 кВ, 23 ПС 110 и 35 кВ и потребители общей мощностью 218 МВт.



1. Выводы.

а) Все началось с дерева, спиленного сторонними лицами, которых в последствии выявили.

б) Отключение линий приводило к росту тока по оставшимся в работе ВЛ и их аварийному отключению действием ДФЗ из-за перекрытий и из-за пережога проводов и шлейфов с последующим коротким замыканием на землю.

в) Команду диспетчеров Московского РДУ по вводу аварийно графиков временного отключения реализовать не успели из-за быстрого развития инцидента.

г) На ПС 110 кВ «Галицино», «Кубинка» и ряде др., где происходило снижение напряжения был дежурный персонал, однако активных мер по нормализации ситуации не мог предпринять в силу отсутствия в инструкциях конкретных указаний и недостатка времени для анализа.


^ 2. Системные решения.

а) Необходимо проанализировать «Инструкции по применению графиков отключения потребителей при локальных технологических нарушениях (местных авариях)», обратив особое внимание на действия персонала при перегрузе линий и снижения напряжения на шинах подстанций. Внести изменения в эти инструкции, предоставив право оперативному персоналу самостоятельно применять графики разгрузки с учетом местных условий.

б) Проанализировав развитие инцидента, мы приходим к выводу, что в регионах с высоким насыщением нагрузок необходимо вводить средства противоаварийной автоматики, чтобы исключить человеческий фактор. В 2007 году планируется установка устройств АОСН и АРО на ПС Западных сетей «Немчиновка» и «Передельцы», Октябрьских ЭС – «Тушино» и «Эра» на сумму 500 млн. рублей

в) Для повышения наблюдаемости требуется установка сигнализаций ненормальных режимов на ПС (отклонения напряжения на шинах, и токов нагрузки на линиях) с громким аварийным оповещением.

г) Установка регулируемых источников реактивной мощности. В МОЭсК планируется на эти работы 500 млн. рублей в 2007 году. ОАО «МОЭСК» планирует установить ИРМ (СТК – статические тиристорные компенсаторы с автоматическим регулированием) на следующих подстанциях: ПС: «Луговая», «Кр.Горки», «Н.Братцево», «Пушкино», «Егорьевск», «Бронницы», «Омега», «Алабушево», «Лебедево».

д) Перевод узловых подстанций на напряжения более высокого класса. В районе, где произошли массовые отключения, в МОЭСК планируется перевод ПС «Встреча» (включение в декабре 2006 года) и «Слобода» (декабрь 2007 года) на напряжение 220 кВ. Ввод их в работу исключит возможность таких массовых отключений.


^ Комментарий В.К. Паули к докладу Главного инженера ОАО «МОЭСК» Майорова А.В.

Спасибо, Андрей Владимирович, за доклад, по которому видна не только тщательность расследования, но и понимание менеджментом компании мер и мероприятий, которые необходимо выполнить с целью недопущения повторения подобных инцидентов. Уверен, что ваша информация полезна для всех распределительных электросетевых компаний, которые, безусловно, проработают данный материал и учтут его в своей работе по обеспечению надежности и устойчивости распределительных электрических сетей.

Уважаемые коллеги, данное технологическое нарушение еще раз подтвердило ряд системных выводов и решений, которые в равной степени относятся ко всем нашим распределительным электросетевым компаниям:

1. Высокую значимость в обеспечении надежности играет качество инструкций, а также от того, насколько персонал приучен к неукоснительному соблюдению требований инструкций.

2. Высокую значимость в обеспечении своевременности, правильности, оперативности и четкости действий оперативно-диспетчерского и дежурного персонала играет отношение менеджмента энергокомпаний и их структурных подразделений (филиалов) к инструкциям и к их качеству.

3. Высокую значимость в обеспечении надежности играет отношение менеджмента энергокомпаний к взаимоувязыванию причин, приводящих к технологическим нарушениям, с собственным действием или бездействием в том или ином проблемном направлении. Точнее – способность производить это взаимоувязывание, способность делать правильные выводы и принимать соответствующие меры, устраняя, прежде всего, внутренние причины, потому, что они носят менее затратный характер.

4. Высокую значимость в обеспечении надежности распределительных электрических сетей имеет обеспечение критерия устойчивости «N-1» для линий электропередачи, не оснащенных устройствами противоаварийной автоматики. Тогда отключение одних линий не будет приводить к перегрузкам оставшихся и их аварийному отключению.

5. Учитывая скоротечность электрических процессов, при которых оперативно-диспетчерский и дежурный персонал в большинстве случаев является просто созерцателем, а не активным участником процесса, высокую значимость в надежности играет оснащение системами автоматики, отключающими нагрузку потребителей при перегрузке линий электропередачи и трансформаторов (автотрансформаторов) и при снижении напряжения.

6. Я не перестаю говорить, что важнейшим фактором в обеспечении надежности распределительных электрических сетей играет уровень напряжения в нормальных условиях, потому что от этого, в первую очередь, зависит – опустится ли напряжение до опасного уровня в послеаварийных режимах.

Безусловно, в задаче поддержания напряжения на необходимом уровне играет роль множество факторов, в том числе:

схемно-режимные решения и состояния сетей, техническое состояние устройств регулирования коэффициентов трансформации трансформаторов, в том числе и под напряжением и под нагрузкой;

темпы развития сетей, соответствующие темпам прироста потребления, и, конечно же, соответствующие изменениям структуры потребления;

достаточность средств и устройств регулирования напряжения и в том числе автоматических, а также систем автоматики, обеспечивающей расчетные действия, не допускающие снижения напряжения при аварийных отключениях в энергосистеме или распределительной электрической сети;

участие потребителей в поддержании напряжения на шинах нагрузок за счет компенсации потребляемой реактивной мощности и непревышения заявленного уровня потребления активной мощности.

Но я хочу обратить Ваше внимание на один из наиважнейших факторов – неукоснительное выдерживание параметров нижних уровней напряжения на шинах 110 кВ подстанций распределительных электрических сетей на уровне не ниже 100 кВ.

Такая задача уже установлена Системным оператором для Московского РДУ «Инструкцией по предотвращению и ликвидации технологических нарушений в электрической части Москвы и Московской области», которая в качестве аварийно допустимого значения снижения напряжения для шин 110 кВ контрольных пунктов по напряжению диспетчера Московского РДУ определила уровень напряжения 100 кВ.

Теперь необходимо данное требование распространить на все шины 110 кВ всех распределительных электрических сетей, для чего требуется внести в инструкции оперативно-диспетчерского и дежурного персонала РДУ, ЦУСов (по мере их создания), ОДС, РДС и подстанций указание, которое в качестве аварийно допустимого значения снижения напряжения для всех шин 110 кВ устанавливает уровень напряжения 100 кВ.

Безусловно, правы те руководители РСК, которые на такие мои слова отвечают вопросом: «ну и что, что мы установим такие требования, но ведь будет целый ряд подстанций, на которых напряжение не возможно при нынешних условиях поднять выше 100 кВ?». Вопрос правильный, но на него есть конкретный ответ, который задает соответствующий алгоритм действий:

1. Необходимо все такие точки выявить, принять меры по немедленной нормализации напряжения с обеспечением уровня не ниже 100 кВ;

2. Там, где состояние сетей, уровни загрузки трансформаторов и линий электропередачи, потоки реактивной мощности и ограниченность возможностей по ее компенсации, а также другие факторы не позволяют обеспечить уровень напряжения не ниже 100 кВ необходимо зажечь «красные фонари».

3. Там, где зажжены «красные фонари» необходимо реализовать программу, которая включает в себя комплекс специальных мер, определяющих действия дежурного персонала ОДС, РДС и подстанций РСК, оперативные меры по компенсации реактивной мощности и мероприятия по развитию сети.

Комплекс специальных мер, определяющих действия дежурного персонала ОДС, РДС и подстанций РСК, направленных на недопущение развития аварийных событий в распределительной электрической сети, как раз и следует из доклада Андрея Владимировича Майорова, - это задача обеспечения своевременности и адекватности действия дежурного персонала ОДС, РДС и подстанций РСК при перегрузках линий электропередачи и трансформаторов (автотрансформаторов) и снижениях напряжения на шинах 110 кВ подстанций.

Для этого необходимо внести в «Инструкции по предотвращению и ликвидации технологических нарушений …» дежурного персонала ОДС, РДС и подстанций РСК неукоснительно соблюдаемое требование по незамедлительному принятию собственных мер и осуществлению немедленных собственных действий по вводу в действие по телеканалам, дистанционно или вручную местных графиков аварийного отключения потребителей. Пора прекращать жить по принципу – «авось пронесет?». Как показывают результаты расследования – «не проносит»!

И, безусловно, персонал должен быть не только ознакомлен с требованиями, вносимыми в инструкции, но и натренирован и соответствующей подготовкой адаптирован к решению важной оперативной и одновременно психологической задачи – немедленного принятия решения, взятия на себя ответственности за действие и осуществления действия по отключению потребителей.

Вот такие выводы следуют из анализа событий происшедших в Московской энергосистеме, как 25 мая 2005 года, так и 14 ноября 2006 года, хотя они и неравнозначны по объемам отключений и последствиям. Аналогичные выводы следуют и из анализа причин многих других технологических нарушений, происходящих в распределительных электрических сетях.


^ Доклад Главного инженера ОАО «Ленэнерго» В.И. Силина


Выполнение ранее определенных задач (08.11.2006г.) по состоянию на 21.11.2006:

Проанализированы типовые договоры энергоснабжения потребителей и проект договора на 2007 г. на предмет включения требований по компенсации реактивной энергии.

Выполнено, в действующем и уточнены требования в типовом договоре энергоснабжения на 2007 год.

Подготовлены и до 10.11.2006 года находятся на внутреннем согласовании предложения по дополнениям (изменениям) в типовой договор, который с 10 по 15 ноября 2006 года будет обсуждаться в Президиуме Союза Промышленников и Предпринимателей г. Санкт-Петербург с нашим участием.

Согласование в части дополнений в типовой договор по компенсации реактивной мощности внутри ОАО «Ленэнерго» проведено. Предложения направлены в ОАО «Петербургская сбытовая компания» для включения в договор, который будет обсуждаться в Президиуме Союза Промышленников и Предпринимателей г. Санкт-Петербург с нашим участием

Отправлен запрос в ОАО «Петербургская сбытовая компания» для получения Перечня и характеристик установленных компенсирующих устройств у потребителей.

^ Получен Перечень установленных компенсирующих устройств у потребителей, подключенных к центрам питания 110 кВ на величину – 854,8 МВАр.

ОАО «Петербургская сбытовая компания» производит уточнение данных (инвентаризацию) по компенсирующим устройствам у потребителей, подключенных к центрам питания 6-35 кВ, в течение недели информация будет представлена в ОАО «Ленэнерго».

Проведено совещание у ЗГД по маркетингу и транспорту электроэнергии по разработке организационно-технических мероприятий по составлению и реализации программы «реактивная мощность» (рабочее название).

Подготовлен проект приказа по созданию и организации деятельности специальной рабочей группы для осуществления управления процессом планирования и реализации мероприятий по улучшению показателей технико-экономической эффективности распределительных сетей и систем электроснабжения потребителей на основе компенсации реактивной мощности и нормализации уровней напряжения с участием в ней всех субъектов параллельной работы в энергосистеме, включая наиболее значимых потребителей. Разослан, с 09.11.2006 на согласовании в отделах и службах ОАО «Ленэнерго».

По состоянию на 21.11.2006 года проект приказа согласован блоками главного инженера, а также блоком маркетинга и транспорта электроэнергии.


Выполняемые мероприятия по состоянию на 21.11.2006 года.

Подготовлен План организационно-технических мероприятий по компенсации реактивной мощности. Утверждение Плана будет произведено 23.11.2006 года.

Определен перечень ПС, которые перегружены и на которых в ОЗП наиболее вероятен ввод ограничений потребления электрической энергии потребителей. Таких ПС - 6 шт.: это - ПС-13, 101, 103, 109, 124, 369.

Отправлен запрос 21 ноября 2006 года в ОАО «Петербургская сбытовая компания» для получения информации по режимам нагрузок и характеристик установленных компенсирующих устройств у потребителей, запитанных от указанных ПС.


^ Доклад начальника ЦУС ОАО «Пермэнерго» Н.П. Романовой


На основании ранее выпущенного приказа ОАО «Пермэнерго» от 17.10.2006 № 361 «О компенсации реактивной мощности в распределительных сетях ОАО «Пермэнерго» в настоящее время продолжается аналитическая работа:

исследуется ситуация в сети 35 кВ и ниже;

анализируется состояние приборов учета и измерения реактивной энергии;

поэтапно разрабатывается комплексная программа мероприятий по компенсации реактивной мощности. Срок разработки полной программы – 31.03.2007 г.

Кроме того, в соответствии с указанным выше приказом выполнена следующая работа:

Проведен анализ существующего режима сети 110 кВ по результатам предыдущих контрольных замеров.

Собрана информация о наличии и техническом состоянии компенсирующих устройств у потребителей.


В докладе, подготовленном к первому селекторному совещанию, мы указали четыре проблемных узла ОАО «Пермэнерго» и в части поддержания уровней напряжения, и в части имеющегося дефицита по активной и реактивной мощности:

Березниковско-Соликамский (далее – БСУ);

Пермско-Закамский (далее – ПЗУ);

район ПС 110 кВ Чернушка Чайковских электрических сетей;

тяговый транзит 110 кВ Оверята-Григорьевская-Зюкай-Кузьма-Балезино.

Кроме узлов с пиковыми нагрузками - ПЗУ и БСУ к числу «проблемных» отнесены два транзита 110 кВ, связывающих ПЭ с БЭ и УЭ. Хотелось бы кратко сказать о причинах отнесения этих транзитов к категории неблагополучных. Тяговый транзит 110 кВ Оверята-Григорьевская-Зюкай-Кузьма имеет протяженность 140 км. Нагрузка по транзиту в зимний максимум достигает 180 МВт. В нормальной схеме на шинах ПС транзита напряжение составляет 106-109 кВ. Вывод в ремонт одной из ВЛ транзита приводит к снижению напряжения на шинах ПС «Зюкай» до 102 кВ в летний период и до 101 кВ - в зимний. В аварийных режимах (аварийное отключение одной из ВЛ, отходящих с ПС «Оверята» при ремонте другой или отключение одного АТ1(2) ПС «Балезино» при ремонте другого) уровень напряжения снижается до 96-92 кВ. Поэтому одной из важнейших задач является принятие решения об установке компенсирующих устройств мощностью не менее 55 МВАр на одной из тяговых ПС транзита, принадлежащих ОАО «РЖД» – «Зюкай» (в зоне обслуживания Пермэнерго) или «Кузьма» (в зоне обслуживания Удмуртэнерго) для поддержания допустимых уровней напряжения на ПС тягового транзита. В настоящее время ОАО «Пермэнерго» ведутся переговоры с Пермской дистанцией электроснабжения Свердловской железной дороги, конечной целью которых должна быть организация совместного технического совещания, направленного на решение обозначенной выше проблемы.

Пока остается недостаточно надежной схема электроснабжения Чернушинско-Куединского района Пермского края. Так, в послеаварийном режиме по транзиту 110 кВ Янаул-Татышлы и Янаул-Сандугач, связывающих ПЭ и БЭ, возможно снижение напряжения на 10 кВ, а замена грозозащитного троса на двухцепной ВЛ-110кВ Янаул-Татышлы потребует ограничения потребителей до 25 МВт, что составляет 30% потребления района. В настоящее время ведется реконструкция сети указанного узла, в результате которой до конца года будут соединены ПС «Чернушка» и «Чернушка-Тяга», что позволит поддерживать необходимые уровни напряжения в ремонтных и послеаварийных режимах.

Одной из причин возникающих трудностей при поддержании необходимых уровней напряжения в узлах системы в ремонтных режимах и увеличения загрузки транзитных ВЛ 110-220 кВ в ПЗУ остается в настоящее время снижение располагаемой мощности двух СК-50 МВАр на ПС 220 кВ ЕНЭС – «Владимирская» из-за их технического состояния.

Принятие срочного решения по капитальному ремонту или замене СК на указанной ПС ЕНЭС продолжает оставаться одной из первоочередных задач на сегодняшний день.

Из-за большой загрузки АТ-1 и 2 на ПС 220 кВ ЕНЭС «Владимирская», «Титан» и «Бумажная» невозможно произвести их ремонты в рабочие дни недели, а наложение на эти ремонтные режимы аварийных отключений приведет к необходимости отключения потребителей соответственно ПЗУ и БСУ. Аналогично, выполнение ремонта СШ-220 кВ ПС «Владимирская» возможно только в выходные дни или при ограничении потребителей на величину до 250 МВт по условию недопустимости перегрузки внутренних и внешних ВЛ-110-220 кВ в послеаварийном режиме. Режимные проблемы могут исчезнуть только после строительства новых ПС-220 кВ «Космос» и «Соболи» и ВЛ-110-220 кВ, начало которого запланировано в 2007 году. А до этого в узлах с пиковой нагрузкой – ПЗУ и БСУ сохранится ситуация, при которой производство ремонтов оборудования и ВЛ остается возможным только в периоды снижения потребления.

Конечно же, самым быстро и реально выполнимым мероприятием, направленным на облегчение режима работы узлов с пиковыми нагрузками в ОЗП, несомненно, является задача включения всех имеющихся средств компенсации реактивной мощности у потребителей.

В результате проведенного в ОАО «Пермэнерго» анализа выявлены 36 (тридцать шесть) ВЛ-110 кВ, имеющих наибольшую загрузку реактивной мощностью и 190 ПС 110 кВ с потребителями, имеющими tgφ> 0,4. Потребителей, имеющих tgφ> 0,5, выявлено 26. В их числе такие крупные потребители, как ОАО «Сильвинит», ОАО «Уралкалий», ОАО «Соликамскбумпром», ОАО «Камкабель», ООО «Лукойл-Энергогаз», АО «Соликамский магниевый завод» и др.

В результате нашего запроса от потребителей получена информация о наличии и фактическом техническом состоянии источников компенсации реактивной мощности и приборов учета реактивной электроэнергии.

15 ноября 2006 года ОАО «Пермэнерго» проведено техническое совещание с участием 40 крупных потребителей, имеющих на балансе средства компенсации реактивной мощности и работающих в основном с tgφ> 0,4. Кроме того, в совещании приняли участие представители филиала ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» - Пермское РДУ, ОАО «Пермская энергосбытовая компания», межрегионального управления по техническому и экологическому надзору, были приглашены и представители исполнительной власти Пермского края. Состоялся конструктивный разговор о причинах необходимости включения в работу на зимний период всех находящихся в резерве в электроустановках потребителей средств компенсации реактивной мощности и разработки мероприятий снижения потребителями tgφ до величины 0,4. Принято совместное решение включить средства компенсации у потребителей до начала декабря.

На сегодняшний день в электроустановках потребителей включены в работу средства компенсации мощностью 163 МВАр. По результатам проведенного на совещании анкетирования и информации, полученной на наши запросы, рассчитываем на включение потребителями средств компенсации такой же мощности до начала декабря. Это, несомненно, должно привести к частичной разгрузке как транзитных ВЛ-110-220 кВ, так и трансформаторов и автотрансформаторов. Результаты изменения режима мы сможем увидеть при анализе единовременных зимних контрольных замеров в декабре месяце.

20 ноября 2006 года состоялось совещание постоянной рабочей группы по Пермскому краю в составе руководителей субъектов энергетики, на котором в числе принятых решений были и решения, направленные на ускорение включения СК на ПС Владимирская на номинальную мощность, на эффективную организацию работы с потребителями ОАО «Пермская энергосбытовая компания» по нормализации cos φ. Кроме того, принята к сведению готовность ОАО «Камская ГЭС» и ОАО «Воткинская ГЭС» при необходимости, по команде Пермского РДУ, перевести гидрогенераторы в режим синхронных компенсаторов.


Доклад Главного инженера ОАО «Комиэнерго» В.В. Финка


Общие положения.

Инструкция Министерства топлива и энергетики от 30.11.1993 №ВК-7539 «О порядке расчетов за электрическую и тепловую энергию», регламентирующая применение скидок и надбавок за потребление (генерацию) реактивной энергии потребителям, имеющим среднемесячное потребление более 30 тыс.кВтч, отменена с 01.01.2001 Приказом министерства энергетики от 28.12.2000 г. №167.

На данный момент времени участие потребителей в регулировании перетоков реактивной энергии (мощности) не определено никакими нормативными документами. Исключение – выдаваемые сетевой компанией ТУ, выполнив которые и получив акт технологического присоединения потребитель может даже не включать КУ в работу.

У ряда крупных потребителей (ОАО «Российские Железные Дороги», ОАО «СМН» (ООО «Транснефтьсервис С»), ОАО «Воркутауголь») в связи с отсутствием нормативной базы и по их требованию были исключены из договоров энергоснабжения пункты, регламентирующие оплату реактивной энергии (мощности), потребленной свыше экономических значений.

Отсутствует утвержденный порядок расчета экономических значений потребляемой реактивной энергии (мощности).

В данный момент времени ОАО «АЭК «Комиэнерго» не может участвовать и не участвует в разработке типовых форм договоров энергоснабжения, которые энергосбытовая компания заключает (перезаключает) с потребителями. Соответственно, в договорах отсутствуют пункты, регламентирующие оплату реактивной энергии (мощности), т.к. потребители в отсутствие нормативной базы отказываются подписывать перезаключаемые договора, а отключить за отсутствие договора не можем, потому что это в основном бюджетники и жилкомхозы.

Проводимая работа.

Приказом ОАО «АЭК «Комиэнерго» от 13.11.2006 №394 «О решении проблем и задач по нормализации перетоков реактивной мощности» создана рабочая группа с участием представителей ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» «Коми РДУ», ОАО «МБП - Сыктывкарский ЛПК», ОАО «Коми энергосбытовая компания», ОАО «ТГК-9».

Персоналом служб технического аудита ОАО «АЭК «Комиэнерго» проведен предварительный анализ о наличии установленных в границах балансовой принадлежности потребителей компенсирующих устройств.




^ Сводные данные о наличии, мощности и использовании КУ у потребителей.

Потребитель и место установки БСК

Фактическая мощность, МВАр

СК

БК

На каком напряжении установлены, кВ




РУ-10

РУ-6

РУ-0,4

Воркутинский энергоузел

0,0

4,4

61,4

0,4

Интинский энергоузел

0,0

0,0

20,9

2,4

Печорский энергоузел

0,0

1,6

28,8

9,7

Ухтинский энергоузел

0,0

4,5

12,8

25,6

Южный энергоузел

0,0

0,0

1,8

39,2

^ Итого у потребителей в энергосистеме Республики Коми

0,0

10,5

125,7

77,3

В ОАО «АЭК «Комиэнерго» проведена работа по определению зон риска в Энергосистеме Республики Коми. Такой зоной в Энергосистеме РК можно признать Южный энергоузел, включенный также согласно приказу РАО от 05.10.2006 №695 в перечень регионов с пиковыми нагрузками.

Критерием отнесения к зонам риска Южного энергоузла может служить и недостаточное взаимодействие филиала «СО-ЦДУ ЕЭС» «Коми РДУ» и оперативных служб единственного в энергоузле генерирующего источника ТЭЦ ОАО «МБП – Сыктывкарский ЛПК» в части регулирования уровней напряжения на шинах 110 кВ ТЭЦ посредством РПН на трансформаторах связи ТЭЦ и генерации реактивной мощности. В летний период при выводе в ремонт АТ-3 и отключенном ШСВ-110 на ПС «Микунь» напряжение на шинах 110 кВ ПС «Микунь» составляло 106 кВ при норме 116-121 кВ. При этом в адрес РСК поступали жалобы потребителей на недопустимо низкие уровни напряжения в распределительных сетях. После направления ряда официальных писем по имеющимся фактам в адрес Коми РДУ напряжение было отрегулировано.

До 2006 года были проблемы по поддержанию уровня напряжения в ремонтных режимах в сети 35 кВ от ПС «Северный Возей». После перевода питающей сети на напряжение 220 кВ (ПС «Харьяга») данной проблемы не стало.

В остальных частях энергосистемы Республики Коми напряжение находится в пределах, нормируемых ГОСТом, как при нормальных, так и при ремонтных схемах. Отсутствие проблем в северных и центральных районах Республики Коми подтверждается и тем, что турбогенераторы Печорской ГРЭС (ОГК-3) работают в режиме недовозбуждения с потреблением реактивной энергии (мощности) даже в зимний период.

Есть проблемы противоположного плана. В летний период в Корткеросском, Сысольском, Прилузском районах (сельхозпотребители и население) из-за повышенных напряжений в сети 110 кВ завышено напряжение в сетях 10 кВ, из-за чего приходится массово производить переключение ПБВ на трансформаторах 10/0,4 кВ.

Ежегодно совместно с Коми РДУ и сбытовой компанией в периоды повышенных напряжений проводится работа с потребителями по отключению части потребительских КУ для поддержания уровней напряжения в установленных пределах. Коми РДУ выдает распоряжение сетевой компании о периоде повышенных напряжений. Сетевая компания проанализировав уровни напряжений на шинах подстанций РСК, выдает предписание конкретным потребителям отключить БСК, и согласовывает с энергосбытовой компанией не выставление счетов за превышение потребления реактивной энергии выше экономических значений конкретным потребителям (пример отключение 10 МВАр летом на ПС «Харьягинская» ООО «Лукойл Коми).

Ранее были выполнены расчеты по оптимизации потерь в электрических сетях и нормализации напряжений в узловых ПС «Микунь, ПС «Синдор» (220 кВ). Согласно этих расчетов необходима установка БСК н