Энергосовет - энергосбережение и энергоэффективность
в Яndex
Главная >> Архив номеров >> Электроснабжение >> >> Архив номеров

Анонсы

24.05.17 Круглый стол «Энергетическая и промышленная политика: объединяя усилия, развивая территории» подробнее >>>

24.05.17 V юбилейный Международный инженерный чемпионат «Case-in»:ФИНАЛ в Москве! подробнее >>>

24.05.17 Россия представит достижения отечественной энергетики в рамках ЭКСПО-2017 подробнее >>>

Все анонсы портала

Новое на портале

22.05.17 Энергоэффективность – естественный отбор для рынка окон (статья) подробнее >>>

19.05.17 Роспотребнадзор: Разъяснение о возможности использования светодиодного освещения в школах и детских садах подробнее >>>

15.05.17 Причина краха флагмана немецкой солнечной энергетики (статья) подробнее >>>

15.05.17 Идёт публичное обсуждение Справочника НДТ «Повышение энергетической эффективности при осуществлении хозяйственной и (или) иной деятельности» подробнее >>>

Все новости портала

Эта статья опубликована в журнале Энергосовет № 1 (47) за 2017 г

Скачать номер в формате pdf (4494 kБ)

Энергетическая эффективность и компенсация реактивной мощности в электрических сетях. Проблемы и пути решения



Рубрика: Электроснабжение
Автор: В.Э. Воротницкий

В.Э. ВоротницкийВ.Э. Воротницкий, д.т.н, профессор, главный научный сотрудник АО «НТЦ ФСК ЕЭС», г. Москва

В последней редакции закона № 261-ФЗ «Об энергосбережении…» дано определение термина «энергетическая эффективность». Под этим термином понимаются «характеристики, отражающие отношение полезного эффекта от использования энергетических ресурсов к затратам энергетических ресурсов, произведенных в целях получения такого эффекта применительно к продукции, технологическому процессу, юридическому лицу, индивидуальному предпринимателю».

Что считать под полезным эффектом от использования энергетических ресурсов применительно к технологическому процессу передачи и распределения электроэнергии и юридическому лицу «электросетевая компания» остается только догадываться. В электрических сетях энергетические ресурсы не производятся, а затрачиваются на обеспечение технологического процесса.

В частности, из электротехники известно, что для того, чтобы по электрической сети передать потребителям определенное количество поступившей в сеть электрической энергии, часть ее нужно затратить на преодоление активного сопротивления сети, на собственные нужды подстанций, корону в линиях, потери в стали трансформаторов, компенсирующих устройствах и т.п. Эти затраты называют техническими потерями электроэнергии в сети. В денежном выражении они составляют около 90% от всех затрат на энергоресурсы электросетевой компании, включающих кроме затрат на покупку потерь, расходы на водоснабжение, теплоснабжение и горючесмазочные материалы. Учитывая это, часто под основным показателем энергоэффективности электрических сетей понимают «относительные потери электроэнергии», равные отношению абсолютных потерь к отпуску электроэнергии в сеть.

Но правильно ли это? Можно ли считать энергетически эффективной электрическую сеть, в которой минимальные относительные потери, но не выполняются допустимые требования по качеству и надежности электроснабжения потребителей, по пропускной способности сетей? Не является ли энергетическая эффективность передачи и распределения электрической сети и электросетевой компании более комплексной характеристикой?

Ответ на эти вопросы достаточно четко сформулирован в «Стратегии развития электросетевого комплекса Российской Федерации» (далее Стратегия), разработанной на период до 2030 года во исполнение Указа Президента РФ от 22 ноября 2012 г. №567 и утвержденной распоряжением Правительства РФ от 03 апреля 2013 г. № 511-р. Там, в частности, сказано, что «основной целью (миссией) деятельности электросетевого комплекса является «долгосрочное обеспечение надежного, качественного и доступного энергоснабжения потребителей Российской Федерации путем организации максимально эффективной и соответствующей мировым стандартам сетевой инфраструктуры по тарифам на передачу электрической энергии, обеспечивающим приемлемый уровень затрат на электрическую энергию для российской экономики и инвестиционную привлекательность отрасли через адекватный возврат капитала».

Рис.

Рис.  Последствия повышения перетоков реактивной мощности.

 

Из этой цели следует, что под повышением энергетической эффективности электрических сетей, скорее всего, необходимо понимать не только (а чаще не столько) снижение потерь в сетях, но и повышение надежности и качества электроснабжения, а также повышение пропускной способности сетей для обеспечения недискриминационного доступа потребителей к сетям. Эти показатели технологически тесно связаны между собой. Как правило, их комплексный учет особенно необходим при разработке капиталоемких мероприятий по модернизации и развитию электрических сетей, присоединению к ним новых потребителей и генерирующих источников, внедрению новой техники и технологий по передаче и распределению электроэнергии.

Именно при таком комплексном учете можно получить объективную оценку технико-экономической и энергетической эффективности внедрения этих мероприятий. Наглядным примером наиболее эффективного и универсального мероприятия, одновременно влияющего на все четыре показателя, является компенсация реактивной мощности.

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.

 

Зарубежный и отечественный опыт компенсации реактивной мощности

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 tgφ в режиме максимальных нагрузок, то в США, Японии, большинстве европейских стран его оптимальное значение в зависимости от номинального напряжения сети должно поддерживаться на уровне tgφ =0,2-0,4, что соответствует cosφ=0,98-0,92.

В ряде стран, в системе расчета тарифов на мощность или электроэнергию с целью стимулирования установки компенсирующих устройств введены поправочные коэффициенты, зависящие от коэффициента мощности нагрузки. В частности, в Индии, при cosφ>0,995 вводится скидка 7%, при cosφ<0,9 вводится штраф 2%. Кроме этого существуют две составляющие тарифа – за активную и полную потребленную энергию. Чем ближе cosφ к единице, тем меньше полная потребляемая мощность при той же активной мощности и, соответственно, плата за нее.

В Италии и Великобритании введены тарифы за потребление реактивной энергии в соответствии с таблицами 1 и 2.

Табл. 1. Тарифы за потребление реактивной энергии в Италии.

cos φ

Больше 0,9

0,9 … 0,8

Меньше 0,8

tg φ или Q/P

Меньше 0,5

0,5 … 0,75

Больше 0,75

Тариф за потребление реактивной энергии (евро/квар·час )

Низкое напряжение

0

0,032

0,042

Среднее напряжение

0

0,015

0,019

 

Табл. 2. Тарифы за потребление реактивной энергии в Великобритании.

cos φ

Больше 0,9

Меньше 0,9

tg φ или Q/P

Меньше 0,5

Больше 0,5

Тариф за потребление реактивной энергии ( фунт / квар · час )

Низкое напряжение

0

0,0056

Среднее напряжение

0

0,0036

 

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 еще 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 электростанций – 50 [2], в зоне управления их может быть от одной до пяти. В функции зонального регулирования напряжения входит управление коммутациями батарей статических конденсаторов (БСК), шунтирующими реакторами, средствами регулирования под напряжением (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 2000 г.) взаимоотношения энергоснабжающих организаций и потребителей электроэнергии в части реактивной мощности также регулировались скидками (надбавками) к тарифам на электроэнергию. Главгосэнергонадзором велся ежегодный учет 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 гг. 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 10.01.2000 г. № 2, 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.

 

Ситуация с компенсацией реактивной мощности в последние годы

Судя по результатам проведенных в 2011-2012 гг. энергетических обследований электрических сетей, по результатам исследований АО «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 фактической степени 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, значительное число линий и автотрансформаторов в магистральных электрических сетях 220-500 кВ работает с повышенными перетоками реактивной мощности (tgφ>0,5), что характеризуется табл. 3.

Табл. 3. Количество подстанций и линий электропередачи, работающих с повышенными перетоками реактивной мощности

ОЭС

Количество подстанций и линий электропередачи, шт., работающих с tgφ>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%) tgφ их нагрузки превышал допустимое значение 0,5.

По нормативным документам ПАО «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. 4.

Табл. 4. Степень компенсации реактивной мощности по отдельным энергосистемам ОЭС Сибири

Энергосистема

Отношение мощности компенсирующих устройств (Qку) к зарядной мощности линий (Qзар)

Qку/Qзар, о.е

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

Не лучше ситуация и в других ОЭС. Степень использования установленных в магистральных электрических сетях 220-500 кВ компенсирующих устройств находится в пределах 40-50%.

Отмеченное выше, 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 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 автоматического регулирования на трансформаторах (АРНТ) и степенью использования РПН и АРНТ, что видно из табл. 5.

Табл. 5. Оснащенность автотрансформаторов 220-750 кВ устройствами РПН и АРНТ и степень их использования, по состоянию на 2011 г.

Характеристики оснащенности 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

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 ситуация еще хуже. 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.

 

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, утвержденные приказом Минпромэнерго России от 19.06.2003 № 229.
  2. Методические указания по проектированию развития энергосистем, утвержденные приказом Минпромэнерго России от 30.06.2003 № 281.
  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 № 422).
  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, № 422.
  5. Приказ Минпромэнерго РФ от 22.02.2007 № 49 «Порядок расчета значений соотношения потребления активной и реактивной мощности для отдельных энергопринимающих устройств) …».
  6. Приказ Федеральной службы по тарифам России от 31.08.2010 № 219-Э/6 «Об утверждении методических указаний по расчету повышающих (понижающих) коэффициентов к тарифам на услуги по передаче электрической энергии в зависимости от соотношения потребления активной и реактивной мощности…». В настоящее время действие приказа фактически приостановлено.
  7. Методика расчета технико-экономической эффективности применения устройств FACTS в ЕНЭС России (СТО 56947007-29.240.019-2009).
  8. Методические указания по проведению расчетов 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 средств компенсации реактивной мощности (СКРМ) следует рассматривать:

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:

При этом ничего не сказано об управлении перетоками реактивной мощности и необходимости оптимизации потерь в сетях.

Различия в подходах к управлению потоками реактивной мощности

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 надежности, устойчивости, гибкости управления единой энергетической системой, пропускной способности магистральных линий электропередачи, поддержания заданных диспетчером уровней напряжения в контрольных 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, жестче ограничения по подключению к сетям новых потребителей и т.п. С другой стороны, чем хуже оптимизированы режимы в питающей сети 220-750 кВ, тем больше проблем возникает с обеспечением необходимого качества электроэнергии в присоединенных распределительных сетях в точках поставки электроэнергии.

Участниками процесса оказания услуг по компенсации реактивной мощности в распределительных сетях являются, как правило, три субъекта: электросетевая компания, энергосбытовая компания – гарантирующий поставщик и потребитель электроэнергии. Взаимоотношения между этими субъектами по оказанию услуг по компенсации реактивной мощности регламентированы перечисленными выше нормативными документами.

Что касается оптимизации реактивной мощности и уровней напряжения в замкнутых электрических сетях 220-750 кВ, здесь участников этой оптимизации значительно больше. К ним относятся: ПАО «ФСК ЕЭС», ПАО «СО ЕЭС», генерирующие компании и принадлежащие им электрические станции, крупные потребители оптового рынка электроэнергии, подключенные к шинам подстанций 220-750/6 -10 кВ. Взаимоотношения между этими участниками в части оказания услуг по компенсации реактивной мощности в действующих нормативных документах практически не урегулированы. Более того, в силу различных целей и задач, определенных коммерческими правилами оптового рынка, цели и задачи по оптимизации реактивной мощности в электрических сетях 220-750 кВ не только не совпадают, но часто противоречат друг другу, В результате эффективность этой оптимизации оказывается явно недостаточной. В частности, анализ отчетных данных ПАО «ФСК ЕЭС» показывает, что достигнутый за 2011 год эффект от снижения потерь электроэнергии в ЕНЭС за счет оптимизации установившихся режимов по реактивной мощности и уровням напряжения составил 42,067 млн кВт⋅ч при объеме переменных (нагрузочных) потерь электроэнергии 13283,7 млн кВт⋅ч. – т.е. всего 0,31% от этих потерь. Из многочисленных расчетов следует, что указанный эффект при определенных условиях мог бы быть увеличен как минимум в 10-15 раз, т.е. до 400-600 млн кВт⋅ч. в год или до 3-5%, от суммарных переменных потерь электроэнергии в ЕНЭС [3].

По укрупненным оценкам технико-экономической эффективности КРМ в распределительных электрических сетях 0,4-10 кВ России, повышение коэффициента мощности с cosφ=0,8-0,85 до cosφ=0,93 (tgφ=0,4) позволило бы снизить технические потери электроэнергии в этих сетях на 25-35%, или на 7-10 млрд кВт⋅ч в год (10-15% от суммарных потерь) со сроком окупаемости от одного до пяти лет [4].

Основные причины недостаточной эффективности оптимизации режимов по реактивной мощности и уровням напряжения в действующих
электрических сетях

Генерирующие компании и их электрические станции, на которые могло бы приходиться до 70% эффекта от оптимизации реактивной мощности и уровней напряжения, сегодня ни технически, ни экономически не заинтересованы в этой оптимизации [5].

При существующей конструкции рынка электроэнергии доход генерирующих компаний определяется лишь производимой ими электрической энергией и поставляемой активной мощностью, несмотря на то, что в балансах российских электроэнергетических систем по реактивной мощности 60-70% составляет реактивная мощность генераторов электростанций, что обусловливает их доминирующую роль в регулировании напряжения в ЕЭС России.

Регулирование же реактивной мощности считается побочной технологической обязанностью для электростанции, не приносящей ей доход. Единственное исключение сделано для электростанций, не производящих активную электроэнергию, т.е. для электростанций, генераторы которых работают только в качестве синхронных компенсаторов, что явно недостаточно, т.к. доля этих электростанций в общем количестве электростанций незначительна.

Сложившаяся ситуация приводит к тому, что генерирующие компании заинтересованы лишь в производстве максимального количества электроэнергии и выдачи активной мощности и по этой причине стремятся сократить фактический диапазон изменения реактивной мощности, доступный для регулирования. Вследствие этого сетевые компании вынуждены нести дополнительные затраты по установке в сетях источников реактивной мощности с целью обеспечения требуемых уровней напряжения, тогда как те же результаты в ряде случаев могли быть достигнуты при существенно меньших затратах или даже без дополнительных затрат, если бы эти функции выполнялись генераторами электростанций.

Отсутствие экономических стимулов по участию генерирующих компаний и потребителей в регулировании реактивной мощности приводит также к тому, что не удается создать полноценную многоуровневую систему регулирования реактивной мощности в электроэнергетических системах, предназначенную, прежде всего, для снижения потерь электроэнергии.

Практическим выводом из изложенного является необходимость введения полноценной системной услуги по регулированию реактивной мощности, которая окажется выгодной для всех субъектов электроэнергетического рынка, позволит снизить суммарные затраты по регулированию реактивной мощности и потери электрической энергии в ЕНЭС России [6].
 

По некоторым оценкам оптимизация размещения, мощности и степени использования компенсирующих устройств и распределенных источников активной мощности в распределительных электрических сетях позволила бы снизить технические потери мощности и электроэнергии в них до 50% от существующего уровня. Для достижения этого результата следует учесть ряд особенностей компенсации реактивной мощности в распределительных сетях.
Главная из них – отсутствие достоверной информации о потоках реактивной мощности в этих сетях, особенно в сетях 0,4 кВ, где установка БСК в ряде случаев особенно эффективна и где доля потерь особенно высока. Отсутствует также достоверная и полная информация о графиках нагрузки реактивной мощности, необходимая для выбора законов регулирования напряжения и мощности конденсаторных батарей.

В последнее время ситуация усложнилась с ростом высших гармоник напряжения и тока в связи с развитием силовой электроники и ростом доли нелинейных нагрузки. В результате участились случаи резонансов напряжений в электрических сетях при установке в них компенсирующих устройств с выходом их из строя по этой причине. Возникла необходимость установки в таких случаях фильтро-компенсирующих устройств [7], специальных антирезонансных дросселей.
 

Основной причиной существующих проблем с внедрением и использованием средств компенсации реактивной мощности и регулирования напряжения в электрических сетях является существенное отставание от современного уровня методической и нормативно правовой базы, централизованной системы управления реактивной мощностью и уровнями напряжения в электроэнергетической системе России. В частности, кроме уже перечисленного, отсутствуют:

Требуют актуализации и приведения в соответствие с современными требованиями, международными нормами и с учетом передового отечественного и зарубежного опыта:

 

Выводы

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, представляется целесообразным:

  1. Внести в соответствующие разделы Правил оптового 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;

  2. ПАО «Россети» по согласованию с ПАО «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;

  3. ПАО «СО ЕЭС», ПАО «Россети» и ОАО «Совет рынка» разработать, согласовать и внедрить единую математическую модель ЕЭС – ЕНЭС России для расчетов и оптимизации текущих и перспективных режимов работы, выбора мест и мощности средств компенсации реактивной мощности;

  4. ПАО «СО ЕЭС» совместно с ПАО «Россети» ускорить разработку программы, обеспечить финансирование и поэтапное внедрение многоуровневой автоматизированной системы управления потоками реактивной мощности и уровнями напряжения в электрических сетях;

  5. Минэнерго России в составе Государственной информационной системы предусмотреть систему государственной отчетности и мониторинга объемов внедрения компенсирующих устройств, степени и эффективности их использования в электрических сетях и у потребителей;

  6. ПАО «СО ЕЭС» в раздел 2 проекта «Правил технологического функционирования электроэнергетических систем» внести дополнение «-оптимизации потерь мощности и электроэнергии в электрических сетях»;

  7. ПАО «Россети» провести инвентаризацию и анализ точности средств измерения реактивной мощности на границах балансовой принадлежности, подготовить и внедрить поэтапную программу приведения системы измерения реактивной мощности в соответствие с современными требованиями. Особое внимание при этом обратить на необходимость учета несинусоидальных и несимметричных режимов при измерении реактивной мощности;

  8. Минэнерго России 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;

  9. 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;

  10. ПАО «Россети» и ПАО «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.

  11. Разработать и внедрить шкалу коэффициентов к тарифам на электроэнергию за компенсацию реактивной мощности и качество электроэнергии;

  12. Разработать и утвердить допустимые требования к электроприемникам, содержащим нелинейную нагрузку по допустимым искажающим токам.

Литература

  1. Воротницкий В.Э., Рабинович М.А., Каковский С.К. Оптимизация режимов электрических сетей 220-750 кВ по реактивной мощности и уровням напряжения.// Энергия единой сети, 2013, №3(8), стр. 50-59.
  2. Горожанкин П.А., Майоров А.В., Макаровский С.Н., Рубцов А.А. Управление напряжением и реактивной мощностью в электроэнергетических системах. Европейский опыт.// Электрические станции, 2008. №6, стр.40-47.
  3. Энергосбережение и повышение энергетической эффективности в Единой национальной электрической сети/ Бударгин О.М., Бердников Р.Н., Шимко М.Б., Перстнев П.А., Воротницкий В.Э., Красноярск, ИПК «Платина», 2015. 168с.
  4. Овсейчук В., Трофимов Г., Кац А и др. Компенсация реактивной мощности. К вопросу о технико-экономической целесообразности// Новости электротехники, 2008, №4(52).
  5. Воронин В., Гаджиев М., Шамонов Р. Направления развития системы регулирования напряжением и реактивной мощности в ЕНЭС// Электроэнергия. Передача и распределение, 2012, №2(11), март-апрель.
  6. Воротницкий В.Э., Шакарян Ю.Г., Сокур П.В. О развитии и координации услуг по компенсации реактивной мощности.// Энергоэксперт, 2013, №5(40), с.32-37.
  7. Аксенов В.В., Быстров Д.В., Воротницкий В.Э., Трофимов Г.Г. Компенсация реактивной мощности с фильтрацией токов высших гармоник – реальный путь повышения энергоэффективности передачи и распределения электроэнергии.// Электрические станции, 2012, №3, стр. 53-60.

Все статьи рубрики Электроснабжение

Архив номеров

Выпуски за 2009 год: №1 (1), №2 (2), №3 (3), №4 (4), №5 (5),

Выпуски за 2010 год: №1 (6), №2 (7), №3 (8), №4 (9), №5 (10), №6 (11), №7 (12), №8 (13),

Выпуски за 2011 год: №1 (14), №2 (15), №3 (16), №4 (17), №5 (18), №6 (19),

Выпуски за 2012 год: №1 (20), №2 (21), №3 (22), №4 (23), №5 (24), №6 (25),

Выпуски за 2013 год: №1 (26), №2 (27), №3 (28), №4 (29), №5 (30), №6 (31),

Выпуски за 2014 год: №1 (32), №2 (33), №3 (34), №4 (35), №5 (36), №6 (37),

Выпуски за 2015 год: №1 (38), №2 (39), №3 (40), №4 (41), №5 (42),

Выпуски за 2016 год: №1 (43), №2 (44), №3 (45), №4 (46),

Выпуски за 2017 год: №1 (47) .

Статьи по темам

Энергетика (8) ,
Энергоэффективное строительство (17) ,
Возобновляемые источники энергии (20) ,
Региональный опыт (3) ,
О работе НП "Энергоэффективный город" (5) ,
Энергоменеджмент (4) ,
Информация о работе Координационного совета (124) ,
Экономика и управление (127) ,
Теплоснабжение (68) ,
Энергоэффективное освещение (53) ,
Учет энергоресурсов (16) ,
Энергосервис и ЭСКО (45) ,
Электроснабжение (13) ,
Когенерация (4) ,
Мировой опыт энергосбережения (41) ,
Новые технологии (45) ,
Энергетические обследования и энергоаудит (30) ,
Обзор СМИ (5) ,


Rambler's Top100

Авторские права на размещенные материалы принадлежат авторам
Тел.(495) 360-66-26 E-mail:
© Портал ЭнергоСовет.ru - энергосбережение, энергоэффективность, энергосберегающие технологии 2006-2017
Возрастная категория Интернет-сайта 18 +
реклама | карта сайта | о проекте | контакты | правила использования статей

Регулятор отопления для зданий для устранения перетопов подробнее