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 25.12.2006 № ВП-330


О материалах селекторного

совещания по реактивной мощности


Уважаемые коллеги!

Направляю материалы третьего селекторного совещания, проведенного 13.12.2006 по теме «Решение проблем и задач по нормализации потоков реактивной мощности и уровней напряжения в распределительных электрических сетях».

Обращаю внимание на ценность данных материалов, так же как и по первым двум селекторным совещаниям по данной теме (письма от 16.11.2006 № 302 и от 30.11.2006 № 310), как для анализа и сопоставления деятельности коллег в нормализации потоков реактивной мощности, так и для принятия решений по практическим действиям в этом направлении при решении задач компенсации реактивной мощности собственными силами и, что наиболее важно, усилиями потребителей.

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, а также довести до всех соответствующих руководителей и специалистов, ответственных за данное направление. Это серьезная база знаний по проблеме и конкретный бенчмаркинг.


Приложение: Материалы селекторного совещания, проведенного 13.12.2006.


Член Правления,

Заместитель технического директора –

главный технический инспектор В.К. Паули


Приложение

к информационному письму

ОАО РАО «ЕЭС России»

от 25.12.2006 № 330


Тематическое селекторное совещание

ОАО РАО «ЕЭС России» 13.12.2006 года


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

в распределительных электрических сетях

№3


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


На совещании выступили

Главный инженер ОАО «Ростовэнерго»   Лагунов Виктор Валентинович;

Главный инженер ОАО «Волгоградэнерго»   Переяслов Юрий Тихонович;

Технический директор ОАО «Волжская МРК» по Самарской энергосистеме   Бобров Владимир Петрович;

Заместитель главного инженера ОАО «Красноярскэнерго»   Зайцев Юрий Николаевич;

Заместитель главного инженера ОАО «Омскэнерго»   Наумкин Андрей Викторович;

Заместитель главного инженера ОАО «Свердловэнерго»   Овчинников Виктор Яковлевич;

Главный инженер ОАО «Екатеринбургская электросетевая компания»   Мошинский Олег Борисович;

Заместитель главного инженера ОАО «Челябэнерго»   Бондаренко Александр Владимирович.


^ Выступление заместителя Технического директора –

Главного технического инспектора ОАО РАО «ЕЭС России»

В.К. Паули


Уважаемые коллеги! Сегодня мы с Вами проводим третье 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.

Довожу до Вашего сведения, что Председателем Правления РАО «ЕЭС России» А.Б. Чубайсом 11 декабря подписан приказ № 893 «О повышении устойчивости и технико-экономической эффективности распределительных электрических сетей и систем электроснабжения потребителей за счет управления потоками реактивной мощности и нормализации уровней напряжения». Необходимо немедленно приступить к его исполнению. Данный приказ подготовлен мной, также как и приказ от 25.10.2005 №703, с которого мы с Вами начали процесс нормализации напряжения в распределительных электрических сетях.

В целях экономии времени я не буду комментировать приказ, в моих первых двух выступлениях были даны достаточно подробные комментарии по мероприятиям, необходимым для нормализации потоков реактивной мощности и, соответственно, уровней напряжения.

Контроль за исполнением указанного приказа возложен на меня, поэтому мы с Вами обречены общаться на эту тему и поэтому давайте продолжим наше общение.

На сегодняшнее селекторное совещание запланированы выступления технических руководителей распределительных электросетевых компаний регионов с городами-миллионниками: Красноярск, Омск, Екатеринбург, Челябинск, Самара, Волгоград (почти миллионник), Ростовэнерго. По остальным регионам с городами-миллионниками выступления были на предыдущих селекторах, в том числе и по столице.


^ Доклад Главного инженера ОАО «Ростовэнерго» Лагунова В.В.


В соответствии с Приказом РАО ЕЭС России №462 от 27.06.06 «О реализации решений всероссийского совещания в г. Москве 21-22 апреля 2006г» в ОАО «Ростовэнерго» издан Приказ и утверждена программа «Реактивная мощность на 2007-2009 годы», целью которой является снижение потерь электроэнергии путем ограничения перетоков реактивной мощности в сети 35 – 110кВ ОАО «Ростовэнерго», обеспечения требуемого качества напряжения на шинах ПС РСК ОАО Ростовэнерго и поддержания оптимальных значения tg, как на объектах РСК, так и у потребителей.

В ходе реализации программы «Реактивная мощность» произведено обследование объектов РСК на предмет состояния источников реактивной мощности, состояния средств учета реактивной энергии и мощности для функции контроля баланса реактивной энергии и мощности. Совместно с ОАО «Энергосбыт Ростовэнерго» составлены графики обследования характера нагрузки потребителей с повышенным потреблением реактивной мощности (tg φ >0,4). После издания «Порядка расчета значений соотношения потребления активной и реактивной мощности для отдельных энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии», в соответствии с Постановлением Правительства РФ № 530, работа с потребителями будет организована в полном объеме. Условия работы с потребителями в соответствии с новым «Порядком…» включены в текст перезаключаемых в настоящее время договоров электроснабжения.


В результате обследования установлено:

Оборудование, требующее разгрузки в часы максимальных нагрузок по условиям загрузки реактивной мощностью не выявлено.

Из 64 БСК общей располагаемой мощностью 153,319 МВАр, расположенных на 60 подстанциях РСК в работоспособном состоянии находятся 57 БСК. 7 БСК не работоспособны.

На 97 подстанциях 35-110 кВ (общее количества подстанций 563), отсутствует учет реактивной мощности и энергии на вводах силовых трансформаторов.

Произведена проверка состояния учета реактивной энергии, используемого для целей контроля балансов реактивной энергии на ПС РСК и составлена многолетняя (до 2011 года) программа восстановления учета, охватывающая 356 подстанций 35-110 кВ (всего 2041 присоединение).

На 175 подстанциях значения tg φ >0,4, что требует как анализа состава нагрузки потребителей, получающих питание от этих ПС, так и проверки приборов учета реактивной энергии и мощности.

Выявлена неисправность устройств РПН и БАР на 9 подстанциях 110 кВ. Составлен график ремонта.

В соответствии с общим балансом активной и реактивной мощности по данным зимнего контрольного замера 2005 года среднее значение tg φ по РСК ОАО «Ростовэнерго» составляет 0,41. При общем активном потреблении 1936 МВт потребление реактивной мощности составляет 801 МВАр.

Напряжение во всей энергосистеме определяется работой генераторов Новочеркасской ГРЭС и Электростанций ТГК-8, расположенных в центре нагрузок, и поддерживается на подстанциях РСК на уровне не ниже 110 кВ регулированием анцапф Автотрансформаторов связи 220/110. Существующие БСК включаются в работу, как правило, в ремонтных и аварийных режимах. Проблемным является север Ростовской Области, имеющий всего 2 ПС 220 кВ с консольным питанием. При выводе одного из источников напряжение в часы максимума снижается до 100 кВ.

В связи с этим в Северных электрических сетях программой «Реактивная мощность» предусматривается ввод новых БСК с расчетной мощностью 26,9 МВАр. Разработан график ввода со сроками выполнения 2008-2009 годы. Целесообразность ввода источников реактивной мощности подтверждается «Схемой развития Региональной Сетевой Компании ОАО «Ростовэнерго» на 2006 – 2010 г.г. с перспективой до 2015 года», выполненной ОАО филиалом «Южный инженерный центр» – Южэнергосетьпроект.

Существующие ИРМ на ПС ОАО «Ростовэнерго» установлены в конце 70-х годов. С тех пор произошло значительное изменение структуры нагрузок энергопотребления, перераспределение нагрузок по энергосистеме. Изменилась технология исполнения ИРМ: вместо БСК используются статические тиристорные компенсаторы с автоматическим регулированием выдаваемой мощности. Поэтому в настоящее время считаем актуальным перераспределение мест размещения ИРМ на ПС 35-110 кВ энергосистемы с расчетом их экономической целесообразности. Программой «Реактивная мощность» на 2007 год предусмотрена работа «Расчет и определение мест размещения источников реактивной мощности на ПС 35-110 кВ ОАО Ростовэнерго и рекомендуемых tg φ по зонам ПС 35-110 кВ». По результатам этой работы будет откорректирован график ввода новых ИРМ.

Следует отметить, что в последней работе «Южного инженерного центра» – Южэнергосетьпроект «Схема развития Региональной Сетевой Компании ОАО «Ростовэнерго» на 2006 – 2010 г.г. с перспективой до 2015 года», рассматривается два режима работы сети ОЭС СК и ОЭС Украины: режим параллельной работы, и режим раздельной работы с ОЭС Украины. При режиме раздельной работы ОЭС СК и ОЭС Украины для обеспечения требуемых уровней напряжения в сети 110 кВ РСК ОАО Ростовэнерго рекомендуется установка 176,4 МВАр новых ИРМ. В режиме параллельной работы ОЭС СК и ОЭС Украины в сети 110 кВ РСК ОАО Ростовэнерго рекомендуется установка всего 5 МВАр ИРМ.

На Ваше имя нами направлено письмо с просьбой разъяснения режима работы с ОЭС Украины, так как сама установка 176,4 МВАр новых ИРМ достаточно затратна, а так же потребует дополнительных затрат на их обслуживание, а в режимах параллельной работы ОЭС СК и ОЭС Украины, 171 МВАр ИРМ будут не востребованы. Просим определить это направление работы.

До настоящего времени проблема роста нагрузок по ОАО «Ростовэнерго» не вызывала опасений по вопросу дефицита реактивной мощности. Так спад общего потребления с 1990 года по 1998 год составил 62,9 %. А с 1998 года отмечается уверенный рост нагрузок (в среднем по 2% в год). В настоящее время общее потребление электроэнергии по Ростовской области составляет 80 % от уровня 1990 года. В ближайшие годы ожидается ввод новых промышленных мощностей, что определит рост потребления до 3 и более % в год. Это выдвигает задачу по балансу реактивной мощности в одно из приоритетных направлений, которому будет уделяться повышенное внимание.


^ Доклад Главного инженера ОАО «Волгоградэнерго» Переяслова Ю.Т.


Во исполнение приказа РАО №462 от 27.06.2006 «О реализации решений всероссийского совещания в г. Москва 21-22 апреля 2006» в ОАО «Волгоградэнерго» выпущен приказ №70-П/293 от 27.10.2006 «О разработке программы реактивная мощность». В рамках данного приказа:

Проведен анализ потребления реактивной мощности по ОАО «Волгоградэнерго» на основании данных режимных дней зимнего 2005 и летнего 2006 годов;

Проведена инвентаризация источников реактивной мощности в сетевой компании и у потребителей.

Организовано взаимодействие с Волгоградским РДУ по проведению анализа баланса реактивной мощности по территории Волгоградской области.


Существующее положение:

На территории Волгоградской области источниками реактивной мощности являются:

Волжская ГЭС.

Тепловые электростанции – 6 объектов (Волгоградские ТЭЦ-2, ТЭЦ-3, Волгоградская ГРЭС, Волжские ТЭЦ-1, ТЭЦ-2, Камышинская ТЭЦ).

Блок-станции – 5 объектов (ТЭЦ ВГТЗ, Михайловская ТЭЦ, Шлюзовая ГЭС, КС Жирновская, ГПЗ).

Собственные генерирующие источники реактивной мощности потребителей (БСК и синхронные электродвигатели).

ВЛ 110-500 кВ.

Анализ зимнего 2005 года и летнего 2006 года режимных дней, позволил сделать следующие выводы.

Среднее значение tg φ по ОАО «Волгоградэнерго» за зимний режимный день 2005 года составил 0,46.

Среднее значение tg φ за летний режимный день 2006 года составило 0,44.

При этом на трансформаторах ПС 35-110-220 кВ ОАО «Волгоградэнерго» (588 шт.)

за зимний режимный день зафиксировано:

tg φ<0,4 на 144 трансформаторах (25%);

0,4
tg φ>0,6 на 123 трансформаторах (21%).

за летний режимный день:

tg φ<0,4 зафиксирован на 105 трансформаторах (18%);

0,4
tg φ>0,6 на 207 трансформаторах (35%).

Перегрузки линий электропередачи 35-110-220 кВ нет.

Детальное рассмотрение показало, что около 60% трансформаторов, на которых зафиксирован tg φ>0,4 имеют загрузку 14-20% номинальной мощности из-за снижения нагрузки потребителей.

В целом баланс реактивной мощности в Волгоградской области выражается следующим образом. Внутренняя генерация реактивной мощности зимой составляет 2640 МВАр, летом - 2770 МВАр при потреблении 3188 МВАр и 2841 МВАр соответственно. То есть, энергосистема Волгоградской области является дефицитной по реактивной мощности, впрочем, как и по активной мощности.

Для выявления очагов дефицита энергосистема была разбита на 27 районов, при этом 17 районов оказались дефицитными и 10 избыточными по реактивной мощности, а перетоки реактивной мощности легли в основном на сети ЕНЭС. Такой подход при расчетах позволит, на наш взгляд, произвести предварительную расстановку компенсирующих устройств для подготовки технического задания проектной организации.

При общем снижении потребления электроэнергии по области, в городах идет выраженный рост нагрузок связанный, прежде всего с увеличением бытовой нагрузки и строительством крупных объектов социально - культурного назначения. Прошедший ОЗМ 2005-2006гг. определил необходимость увеличения трансформаторной мощности на ряде ПС г. Волгограда и г. Волжского (рост потребления по бытовому сектору из-за снижения температуры теплоносителя).

Для снижения загрузки единичной мощности трансформаторов выполнена установка третьих трансформаторов 16 МВА на ПС 110 кВ «Фестивальная», «Сибирь-Гора», «Курганная», завершается строительство ПС 110 кВ «Вилейская», выполнена замена трансформаторов на большую мощность на ПС 110 кВ «Олимпийская», «Центральная», «Красная Слобода», введен в работу Т-2 на ПС 110 кВ «Городская-3», в 2007-2008 г.г. намечено строительство ПС 110 кВ « Городская-4».

Установка БСК на ПС ОАО «Волгоградэнерго» велась в период роста нагрузок, связанных в первую очередь с развитием мелиорации и добычи нефти и газа. Назначением БСК было поддержание необходимого уровня напряжения на шинах ПС. При этом потребитель собственными источниками реактивной мощности поддерживал требуемый коэффициент мощности в соответствии с Правилами пользования электрической и тепловой энергией.

В ОАО «Волгоградэнерго» БСК установлены на 34 ПС установленной мощностью 110,8 МВАр, рабочая мощность составляет 86,1 МВАр, из них включены по режиму 19,5 МВАр, остальные БСК находятся в отключенном состоянии. Режим работы БСК для ОАО «Волгоградэнерго» задает Волгоградское РДУ. В настоящее время большинство БСК вводятся в работу только в ремонтных или в аварийных режимах при снижении уровня напряжения в конкретных узлах.

По запросу ОАО «Волгоградэнерго» потребители ОРЭМ, (за исключением ООО «Каустик»), и ОАО «Волгоградэнергосбыт» предоставили данные по источникам реактивной мощности.

Данные по потребителям:

ОРЭМ: установленная суммарная мощность БСК -293,3 МВАр, располагаемая -215,6 включенная- 102 (Трубный завод и только на ЭМК). Среди потребителей с положительной стороны особо выделяется ООО «Транснефтьсервис С», соотношение потребляемой реактивной/активной мощности таково 0,7 МВАр/34,1 МВт т.е. tg φ=0,02 (основная нагрузка - синхронные электродвигатели). Остальные потребители имеют tg φ>0,6 (Себряковцемент - tg φ=0,68 (22-28 МВАр), Волга-Фест – tg φ=0,75(9-20 МВАр), РЖД tg φ=1 и более (18-28 МВАр), ХБК – tg φ=0,9 (4,7-5,7МВАр).

По ОАО «Волгоградэнергосбыт»: установленная суммарная мощность БСК -180,2 при этом включены по режиму БСК- 63,5 МВАр.

В нормальном режиме уровни напряжения на шинах ПС Общества находятся в пределах допустимых, как в летний, так и зимний период работы, исключением является филиал УЭС, в котором напряжения повышенные (122-125 кВ) из-за повышенных напряжений на ПС 500 «Балашовская». (ВЛ 500 кВ «Балашовская-Западная» и «Балашовская-Восточная» из-за малой активной нагрузки и отсутствия на ПС «Балашовская» шунтирующих реакторов являются мощными источниками реактивной мощности. Для поддержания уровня напряжения на шинах ПС 500 кВ «Балашовская» и в Урюпинском энергоузле в нормируемых значениях, ВЛ 500 кВ «Балашовская-Восточная» отключена по режиму, это снижает надежность сети 500 кВ, однако других методов поддержания уровня напряжения нет. Но и при этом режиме регулярно фиксируются значения напряжения 125-126 кВ. В связи с этим, оптимальное значение напряжения на шинах 110 кВ ПС 500 кВ «Балашовская», заданное РДУ, составляет 120 кВ).

Чтобы оценить эффективность мероприятий по компенсации потребления реактивной мощности нами была проведены расчеты с условным tg φ=0,4 для присоединений, имеющих в настоящее время tg φ>0,4. Потери в сети 110 кВ при этом снижаются на 7,5% (500 кВт) и на 4% (520 кВт) в характерные периоды летнего и зимнего максимума соответственно, при этом энергосистема из дефицитной по реактивной мощности становится избыточной особенно в часы min нагрузок.

Расчетные данные показывают для приведения tg φ к значению равному 0,4 необходима генерация порядка 300 МВАр.

Все устройства РПН и ПБВ на трансформаторах установленных в ОАО «Волгоградэнерго» находятся в рабочем состоянии. Исключением являются 6 трансформаторов из-за дефектов приводов:

- Т-2 ПС «Гидролизная»;

- Т-1,Т-2 ПС «Баррикадная-2»;

- Т-1 ПС «Рынок»;

- Т-2 ПС «Островная»;

- Т-1 ПС «Карповская».

Анализ рабочих ступеней РПВ и ПБВ трансформаторов ОАО «Волгоградэнерго»:

На средних ступенях находятся около 60%;

На высших ступенях, т.е. понижение коэффициента трансформации около 10%;

На низших ступенях, т.е. повышение коэффициента трансформации около 30%.

Как видно из анализа имеется значительный запас по регулированию уровня напряжения на ПС ОАО «Волгоградэнерго».

В связи с отменой Правил пользования электрической и тепловой энергией приборы учета реактивной мощности на ПС ОАО «Волгоградэнерго» (использовались индукционные счетчики) для снижения нагрузки на ТТ и ТН, были демонтированы или исключены из схемы токовых цепей и цепей напряжения. Что позволило перевести ТН из класса точности 1-3 в класс точности 0,5. Установка современных средств учета позволяет без увеличения нагрузки на ТН и ТТ производить учет как активной, так и реактивной энергии. В настоящее время установлено более 50% счетчиков (Меркурий) от необходимого количества. В 2007 году данная работа будет продолжена. Приборы контроля реактивной мощности (варметры) установлены в объеме 95% от требуемого количества, согласно ПУЭ, но из-за низких нагрузок съем показаний затруднителен и недостоверен. В филиале «Левобережные электрические сети» успешно функционирует система САТКОН. С помощью GSM модемов данные с присоединений (30 ПС) транслируются на диспетчерский щит предприятия, где имеется возможность в реальном времени проводить оценку потребления как активной, так и реактивной мощности.

Понимая актуальность вопроса по регулированию реактивной мощности ОАО «Волгоградэнерго» в 2005 г. выдало техническое задание проектной организации на разработку «Схемы развития электрических сетей 110-220 кВ ОАО «Волгоградэнерго» на период до 2015 г.», в одном из пунктов которого необходимо обосновать и выполнить «составление баланса по реактивной мощности, выявление условий регулирования напряжения сети, обоснование пунктов размещения компенсирующих устройств их типа и мощности». В настоящее время часть проекта выполнена и находится на согласовании, другая часть находится в стадии доработки.

На совещании технических руководителей филиалов ОАО «Волгоградэнерго» и всех заинтересованных лиц было проведено обсуждение состояния дел по необходимости и возможности регулирования реактивной мощности, намечены первоочередные задачи. Конечной целью было обозначено максимальное снижение перетоков реактивной мощности по линиям электропередачи.

Основные задачи по регулированию реактивной мощностью и в конечном итоге возможность планирования и управление потерями в сети ОАО «Волгоградэнерго» следующие:

Оснащение ПС приборами контроля и учета реактивной мощности. Определить перечень ПС подлежащих первоочередному оснащению (ПС с tg φ>0,6 с отсутствием у потребителей источников реактивной мощности). При реконструкции и новом строительстве ПС в обязательном порядке выполнять оснащение приборами контроля и учета реактивной мощности и передачу данных телеизмерения на диспетчерские пункты.

Работа с потребителями по необходимости включения собственных источников реактивной мощности и согласованному управлению ими. Включение в проекты договоров обязанности и ответственности потребителей в регулировании потребления реактивной мощности.

Обоснованная установка БСК на ПС ОАО «Волгоградэнерго». Это, прежде всего актуализация размещения имеющихся в наличие БСК и монтаж новых.

При выдаче технических условий на присоединение потребителей включать пункты по компенсации потребления реактивной мощности и оснащение соответствующими приборами контроля и учета.

В настоящий момент готовится техническое задание для проектной организации по оптимизации установки компенсирующих устройств в сети ОАО «Волгоградэнерго».

В заключение считаю целесообразным обратить внимание на необходимость обеспечения согласованных действий по разработке и реализации мероприятий по рассматриваемой проблеме распределительных сетевых компаний и ФСК ЕЭС с учетом влияния сетей ЕНЭС на перетоки реактивной мощности. К данной проблеме должны быть подключены и Энергосбытовые компании, как имеющие договорные отношения с потребителями.


^ Доклад Технического директора ОАО «Волжская МРК» –

по Самарской энергосистеме Боброва В.П.


Материалы ОАО РАО «ЕЭС России» по первому и второму селекторным совещаниям по теме нормализации потоков реактивной мощности и уровней напряжения в распределительных сетях, проработаны с руководителями и специалистами Компании.

О ходе выполнения приказа ОАО «Волжская МРК» № 450 от 30.10.2006 г. «О компенсации реактивной мощности», направленного в Ваш адрес 30.11.2006 г., по Самарскому региону сообщаю:

1. В части организационных мероприятий:

- созданы центральная рабочая группа в Компании и рабочие группы в каждом из 4-х филиалов Самарского региона под руководством первых технических руководителей для осуществления планирования и контроля за выполнением разработанных мероприятий по компенсации реактивной мощности и улучшением технико-экономических показателей;

- совместно с ОАО «Самараэнерго» разработаны графики проведения ревизии установленных у потребителей источников реактивной мощности;

- во всех сетях проводится проверка оснащенности приборами контроля и учета реактивной мощности, разработаны графики по их доукомплектованию;

- для возможности выполнения расчетов балансов реактивной мощности и определения необходимой потребности в применении регулируемых средств реактивной мощности на подстанциях основной сети для быстрого и непрерывного регулирования напряжения организованы ежечасовые замеры P и Q на ВЛ 6-35-110 кВ.

2. В части необходимости выполнения технических мероприятий по компенсации реактивной мощности:

- в настоящее время на ПС Самарского региона не установлены устройства по компенсации реактивной мощности;

- по расчетам потокораспределения Р и Q, проведенным Самарским РДУ на ОЗП 2006-2007 г. определено, что перегруза элементов основной сети 220-110 кВ не ожидается. Энергоузлов по ожидаемому снижению уровней напряжения ниже 100 кВ нет.

Дефицит активной и реактивной мощности покрывается за счет перетоков из сети 500 кВ ЕНЭС через ПС-500/220 кВ «Куйбышевская», «Азот», 6,7,8 АТГ Жигулевской ГЭС. Из-за сложившейся топологии основной сети 220-110 кВ дефицит активной и реактивной мощности покрывается в основном за счет перетоков через 2 автотрансформаторные группы (2х801МВА) ПС «Куйбышевская» Рфакт. = 850-900 МВт, Q = 450 MВАр, tg = 0,5 что делает практически невозможным вывод в плановый ремонт одного из автотрансформаторов в рабочие дни без проведения значительных ограничений потребителей в Самарском, Новокуйбышевском и Чапаевском энергорайонах.

Решением данной проблемы является возобновление строительства ПС «Красноармейская 500/220/110 кВ».


Об участии «Волжская ТГК» в регулировании реактивной мощности.

Самарская энергосистема характеризуется следующими показателями:

8 ТЭЦ с суммарной установленной мощностью = 3500 МВт;

Жигулевская ГЭС- установленная мощность = 2300 МВт;

Максимум потребления активной мощности на ОЗП 2006-2007г. = 3500 МВт;

Максимум потребления реактивной мощности = 1600-1700 МВАр;

tg в среднем по энергосистеме = 0,486.

Генерация реактивной мощности на ТЭЦ Q = 900-1000 МВАр.

Сальдо-переток реактивной мощности = 700-800 МВАр.


Анализ режимов работы распределительных сетей выявил возможность снижения перетоков реактивной мощности по сетям 110 кВ «Волжская МРК» за счет оптимизации загрузки ТЭЦ по Q. Так например:

- Новокуйбышевская ТЭЦ-1

Рфакт=90-100 МВт

Qфакт=20 МВАр

tg =0,2

при этом для покрытия потребности в Q потребителей, подключенных к шинам ТЭЦ переток Q из сети 110 кВ равен 40 МВАр, резервы Q на генераторах ТЭЦ =50-70 МВАР.

- Тольяттинская ТЭЦ

Р=450 МВт Q=120 МВАр

tg=0,27

прием из сети 110 кВт «Волжская МРК», для покрытия потребности, в Q подключенных к шинам Тольяттинской ТЭЦ = 40-50 МВАр, резервы Q на генераторах ТЭЦ=150-200 МВАр. Использование регулировочной способности ТЭЦ по Q для снижения перетоков Q в сетях-110 кВ не требует дополнительных денежных и временных затрат. Для этого РДУ при расчете графиков напряжения в контрольных точках энергосистемы должно учитывать не только необходимость обеспечения статической (динамической) устойчивости в узлах и отсутствие перегруза ВЛ и трансформаторов основной сети эергосистемы, но и возможность снижения потерь на транспорт Q по сетям.


На 12.12.2006 г. в Самарском регионе на объектах потребителей установлены батареи СК суммарной мощностью 760 МВАр, в том числе в работе 731 МВАр, в резерве 29 МВАр.

На крупных предприятиях Самарской области таких как ООО «Тольяттикаучук» установлено 40 батарей СК мощностью 7 МВАр, из них 62,5 % в работе и ОАО «Куйбышевазот» 139 батарей СК мощностью 6,95 МВАр, из них 28 % в работе.

При этом на ПС «Левобережная» -220/110 кВ, ПС «Васильевская»- 220/110 кВ к шинам 110 кВ которых, подключены эти предприятия, загрузка автотрансформаторов составляет Р=100 МВт, Q=200 МВАр, tg=2,0 и Р=125 МВт, Q=60 МВт, tg=0,48 соответственно. Для решения этой проблемы нами предпринимается следующее:

Приказом «Волжская МРК» от 30.10.2006 г. №450 Управлению перспективного развития при рассмотрении и согласовании технических условий на присоединение потребителей 50 кВт и более, включаются условия выполнения требований по выдерживанию tg нагрузки не выше 0.4 за счет установки собственных средств потребителя компенсации Q;

Внесения в договора электроснабжения условий о выдерживании потребителями значений tg не более 0,4 или cos не менее 0,93 в соответствии с требованиями Постановления Правительства РФ от 31.08.2006г. №530;

организованы проверки выполнения потребителями ранее выданных (до 2006 г.) технических условий по компенсации реактивной мощности.


В ходе проведения ревизии котельных с замерами напряжения на шинах распределительных устройств замечаний, касающихся пониженного напряжения, при которых возможно отключение асинхронных двигателей или неуспешный их самозапуск, не выявлено.

Направлены запросы потребителям о наличии на котельных резервных источников питания и схем присоединения к электрическим сетям «Волжская МРК». По предварительным данным котельные являются потребителями 3 категории, резервные источники единичны.

Оснащенность приборами учета реактивной мощности по основной сети 35-110 кВ составляет 70 %. В настоящее время составляется график калибровки реактивных счетчиков (индукционных) на 2007 г.

Установленные приборы имеют класс точности 1,5 с нелинейной шкалой измерения и их показания достоверны в пределах измерения более 20 МВАр.

До полной комплектации приборами учета реактивной мощности определить места установки регулируемых средств компенсации реактивной мощности не представляется возможным.

В соответствии с договором № 06-1727/Сар от 01.08.2006 г., заключенным с органом по сертификации АНО «УМИТЦ» (г.Саратов), с 11.09.2006 г. в центрах питания ОАО «Волжская МРК» Самарской, Саратовской и Ульяновской областей проводятся сертификационные испытания.

На 11.12.2006 г. получены 12 сертификатов соответствия качества электроэнергии для 148 ЦП трех регионов, что составило 74,7 % плана 4 кв.2006г.

Из них:

В филиалах Саратовского региона – 6;

В филиалах Ульяновского региона – 4;

В филиалах Самарского региона – 2.

Первоначальное отставание работ по сертификации электроэнергии в филиалах Самарского региона было вызвано отсутствием должного взаимопонимания по синхронизации испытаний на ТП 6-10 кВ, находящихся на балансе Горэлектросетей (на их ТП не были своевременно приняты меры по соответствующему регулированию уровней напряжения), что привело к ряду браковок результатов испытаний. Сейчас ситуация исправлена, достигнута согласованная работа персонала сетевых филиалов с персоналом энергосбытовых организаций по мерам обеспечения требований допустимых отклонений напряжения в пределах + 5%.

Руководством ОАО «Волжская МРК» поставлена задача перед филиалами Самарского региона получить до конца года еще не менее 4-х сертификатов.


^ Доклад заместителя главного инженера ОАО «Красноярскэнерго»

Зайцева Ю.Н.


В целях повышения технико-экономических показателей работы электрических сетей 6-35-110 кВ, снижения потерь электрической энергии, увеличения пропускной способности электрических сетей за счет оптимизации потоков реактивной мощности в ОАО «Красноярскэнерго» выпущен приказ от 27.10.2006 года № 443.

Приказом создана Рабочая группа под председательством главного инженера для организации планирования и реализации филиалами мероприятий по уменьшению влияния потоков реактивной мощности на режим работы электрических сетей. В состав рабочей группы входят специалисты технических служб, дирекции по развитию и инвестициям, дирекции по транспорту электроэнергии.

Приказом определены первоочередные задачи по организации работы по нормализации уровней напряжений в распределительных электросетях за счет снижения потоков реактивной мощности:

Выполнить анализ электрической сети 6-35-110 кВ для определения проблемных по мощности и напряжению узлов.

Выполнить оценку баланса активной и реактивной энергии в проблемных узлах энергосистемы.

Разработать план мероприятий для уменьшения влияния потоков реактивной мощности на режим работы электрических сетей ОАО «Красноярскэнерго».

Проведены работы по анализу потоков активной и реактивной мощности в сетях 6-35-110 кВ. 1 декабря 2006 года проведено заседание рабочей группы совместно со специалистами Красноярского РДУ. На нем были определены участки сетей с дефицитом и избытком реактивной мощности:

ПС 110 кВ:

«Канская- опорная» - дефицит 50 МВАр;

«Богучаны» - дефицит 10 МВАр;

«Карабула» - дефицит 30 МВАр;

«Нагорная» - избыток 10 МВАр;

«Агинская», «Унер», «Партизанская» - избыток (суммарный) 50 МВАр.

Необходимо отметить, что подстанций с уровнем напряжения ниже 100 кВ нет.

Иркутский филиал Сибирского научно-технического центра по заданию ОАО «Красноярскэнерго» выполняет работу «Корректировка схемы развития электрических сетей 6, 10, 35, 110, 220 кВ Красноярского энергоузла до 2010 года с перспективой до 2015 года». Указанная схема развития сетей будет разработана с учетом роста нагрузок. Этой схемой развития электрических сетей будут дополнительно определены узлы с дефицитом или избытком реактивной мощности и предложены мероприятия по использованию компенсирующих устройств, с расчетом капитальных вложений на их установку.

При проведении анализа потоков мощностей выявлена необходимость в установке дополнительных счетчиков реактивной энергии для составления более точного баланса мощностей. В стадии разработки находится график дооснащения приборами учета реактивной мощности подстанций 110, 35 кВ.

Разработан «План мероприятий по оптимизации потоков реактивной мощности в распределительных сетях ОАО «Красноярскэнерго». Основные направления плана мероприятий:

обеспечение достоверного учета реактивной энергии на подстанциях;

выявление узлов нагрузки, центров питания и распределительных подстанций, в которых не выдерживаются нормированные уровни напряжения в послеаварийных режимах;

снижение потоков реактивной мощности за счет ввода имеющихся у потребителя устройств компенсации реактивной мощности;

Составлен перечень потребителей, имеющих установки по компенсации реактивной мощности. Таких потребителей – 41, установленная мощность компенсирующих устройств 197 МВАр, в том числе 111,5 МВАр установлено по подстанциях тягового транзита железной дороги. Направлены запросы потребителям о предоставлении информации о техническом состоянии устройств компенсации реактивной мощности.

В течение ряда лет в нашем регионе наблюдался спад промышленного производства и, как следствие, снижалось потребление электроэнергии промышленными предприятиями. В последнее время наметилась устойчивая тенденция роста потребления электроэнергии предприятиями, связанными с добычей полезных ископаемых, том числе и золотодобывающими предприятиями. В качестве примера успешной работы с потребителями по компенсации реактивной мощности можно привести ЗАО «Полюс». При выдаче технических условий на расширение Олимпиадинского горно-обогатительного комбината оговаривалась установка устройств компенсации реактивной мощности на подстанциях «Соврудник», «ЗИФ», «ЗИФ-3». В апреле 2005 года ЗАО «Полюс» технические условия выполнили, были установлены БСК суммарной мощностью 17,1 МВАр. Сейчас на ПС 110 кВ «Новая Еруда» мы имеем нулевой переток реактивной мощности.

На собственных подстанциях ОАО «Красноярскэнерго» установлены 2 батареи статических конденсаторов на ПС 110 кВ «Богучаны» мощностью 3,2 МВАр. На ПС 220 кВ «Абалаковская», находящейся на техническом обслуживании филиалом «Северные электрические сети» ОАО «Красноярскэнерго», установлены 2 БСК суммарной мощностью 78 МВАр.

В связи с началом подготовительных работ по реализации проекта строительства алюминиевого завода в районе поселка Таежный Богучанского района мы ожидаем значительный рост потребления электрической энергии. Проблему по компенсации реактивной мощности и повышения напряжения на подстанциях, подключаемых к тупиковой ВЛ 110 кВ, мы предполагаем решить установкой БСК на подстанциях 110/10 кВ «Богучаны», «Карабула». Ориентировочная стоимость оборудования и монтажных работ составляет порядка 25 млн.руб