'

Особенности прохождения ОЗП. Проблемы реактивной мощности и решение задач повышения надежности и устойчивости распределительных электрических сетей

Понравилась презентация – покажи это...





Слайд 0

Особенности прохождения ОЗП. Проблемы реактивной мощности и решение задач повышения надежности и устойчивости распределительных электрических сетей Заместитель Технического директора – Главный технический инспектор ОАО РАО «ЕЭС России» В.К. Паули Всероссийское совещание-семинар главных инженеров МРСК, РСК и нереформированных АО-энерго 11 октября 2006 г.


Слайд 1

1 СИТУАЦИЯ-ДИСПОЗИЦИЯ ПО НАДЕЖНОСТИ И РЕТРОСПЕКТИВА Динамика аварийности в целом по Холдингу РАО «ЕЭС России» 8 Нарастает число случаев отключения потребителей и увеличиваются размеры отключаемых нагрузок защитами при снижении напряжения во время коротких замыканий в электрических сетях, что говорит о недостаточной устойчивости нагрузки к внешним возмущениям в связи с отсутствием запаса по напряжению на шинах присоединения НО БЕСПОКОЯТ ОТКАЗЫ В РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ - СТАЛА НАРАСТАТЬ ТЯЖЕСТЬ ПОСЛЕДСТВИЙ ОТКАЗОВ И ОБЪЕМЫ ОТКЛЮЧЕНИЙ!


Слайд 2

2 обусловлено в основном отключениями в распределительных сетях из-за неблагоприятных погодных условий в январе 2006 года. Количество технологических нарушений, приведших к нарушениям электроснабжения потребителей на величину нагрузки 25 МВт и выше за ОЗП 2005/2006 года в сравнении с ОЗП 2004/2005 года возросло в два раза, а доля общего числа технологических нарушений, вызванных неблагоприятными погодными условиями, выросла в 1.4 раза. Возрос в 2,3 раза недоотпуск электрической энергии из-за технологических нарушений. Влияния экстремальных погодных условий на надежность электроснабжения потребителей


Слайд 3

3 9 ОСНОВНЫЕ ПРИЧИНЫ ОТКАЗОВ В РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ: Снижение запаса устойчивости нагрузки по напряжению, что приводит к ее отключению при близких коротких замыканиях в сетях, в режимах АПВ линий и при АВР; Несоответствие схемно-режимных решений изменениям структуры потребления и стихийно складывающемуся распределению прирастающей нагрузки по системе электроснабжения – распределительной электрической сети; Большие потоки реактивной мощности по ВЛ всех уровней напряжения делают распределительную сеть и сеть потребителей чрезмерно чувствительной к возмущениям и неустойчивой даже при незначительных возмущениях; Перекрытие линий электропередачи на ДКР из-за неудовлетворительного состояния просек и несоответствия токовой нагрузки ВЛ температурному режиму в летнее время; Запаздывание во внедрении в распределительных сетях достижений научно-технического прогресса и наличие подавляющего числа распределительных сетей, выполненных в период интенсивной электрификации по упрощенным схемам.


Слайд 4

4 Рост мощности потребления Ограничения поставок газа в условиях низких температур Снижение выработки электроэнергии ГЭС Не выдерживание температуры теплоностителя в тепловых сетях, требуемой для соответствующей температуры наружного воздуха Обрывы проводов ВЛ распределительных сетей из-за увеличения тяжения при низких температурах Нарушение работоспособности высоковольтных элегазовых и воздушных выключателей при экстремально низких температурах Основные проблемы при прохождении прошедшего ОЗП 2005/2006 года. Подобные длительные (январь, февраль) значительные понижения температур одновременно на значительной территории Европейской части России, Урала и Сибири наблюдались в 1940 году


Слайд 5

5 Перечень регионов с высокой вероятностью введения ограничений потребителей в ОЗП Издан приказ ОАО РАО «ЕЭС России« от 05.10.2006 № 695 «О регионах пиковых нагрузок»


Слайд 6

6 Введение в тему Q и U – уроки аварии 25 мая 2005 г. Последствия аварии Технические Социальные Отключение потребителей: Около 20 тыс. людей были заблокированы в поездах московского метро, около 1,5 тыс. застряли в лифтах Без электроснабжения остались около 4 млн. людей, большое количество предприятий, а также социально значимые объекты (продолжительность отключения составила от нескольких часов до суток). Причины аварии    ·        Московская энергосистема – около 2500 МВт (26% от общего энергопотребления в регионе) ·        Тульская энергосистема – 900 МВт (87%) ·        Калужская энергосистема – 100 МВт (22%)       изложены в «Отчете по расследованию аварии в ЕЭС России», происшедшей 25.05.2006», размещенном на интернет-сайте ОАО РАО «ЕЭС России» http://www.rao-ees.ru/ru/news/news/account/show.cgi?content.htm


Слайд 7

7 Этапы развития аварии Уроки аварии 25 мая 2005 г. (продолжение) Каскадное развитие аварии. Отключение генерирующего оборудования (автоматическое или ручное). Прекращено энергоснабжение конечных потребителей в Московской, Тульской и Калужской энергетических системах. Подстанция «Чагино» пол-ностью отключена от Мос-ковской энергосистемы из-за повреждения оборудования (трансформаторы, воздушные выключатели, система воздухопроводов, изоляция) Разорвано Московское энергокольцо 500 кВ из-за отключения ВЛ со стороны ПС «Чагино». Не достаточно правиль-ные действия оператив-но-диспетчерского и дежурного персонала Перегрузка нескольких ЛЭП 110 и 220 кВ, выз-вавшая провисание проводов Многочисленные отключения ЛЭП 110-220 кВ Перегрузка остав-шихся ЛЭП 110 кВ Падение напряжения в сети 110-220 кВ Возникновение дефици-та реактивной мощности Падение напряжения в южной части Московс-кой энергосистемы


Слайд 8

8 Допустимые токовые нагрузки ВЛ были посчитаны на температуру наружного воздуха 20оС Введение в тему – уроки аварии 25 мая 2005 г. (продолжение) Взаимосвязь возросших токовых нагрузок ВЛ с высокой температурой наружного воздуха, солнечной радиацией и порослью


Слайд 9

9 ПРОБЛЕМА! Происходит рост потребности в доставке реактивной мощности к шинам нагрузки – нонсенс! После отмены приказом Министра энергетики (10.01.2000 №2) Правил пользования электрической и тепловой энергией, потребители перестали участвовать в поддержании напряжения на шинах нагрузок Появились проблемы с поддержанием (повышением) напряжения на шинах нагрузок Возросли потоки реактивной мощности по системо-образующим и рас-пределительным сетям к шинам нагрузок Ограничилась пропускная способность ВЛ по активной мощности и существенно возросли потери в сетях Безусловно, будь скомпенсирована реактивная мощность у потребителей Московской энергосистемы, майской аварии 2005 года могло бы не быть. Скорее всего, ее и не было бы, потому что не было бы такой загрузки реактивной мощностью и соответственно дополнительного провиса отключившихся линий электропередачи, напряжение в узлах нагрузок было бы выше, генераторы бы не перегрузились из-за форсировки возбуждения с целью увеличения выдачи реактивной мощности, так как она не потребовалась бы, хватило бы времени на загрузку пускаемого оборудования и т.д. После ухода потребителей от обязанности компенсировать потребляемую реактивную мощность получен суммарный негативный результат - исключение из баланса ЕЭС России более 50 тыс. МВар ИРМ потребителей


Слайд 10

10 Повышенное потребление реактивной мощности электроприемниками или пониженный коэффициент мощности РЕАКТИВНАЯ МОЩНОСТЬ И ПРОБЛЕМЫ… Дополнительное увеличение тока электрической сети Снижается пропускная способность сетей


Слайд 11

11 Как показывает практика это условие не выдерживается из-за пониженного уровня напряжения в установившихся режимах работы сети. При пониженных напряжениях вероятность отключения потребителей при провалах напряжения значительно возрастает! Изменение напряжения относительно номинального значения Uном оказывает неблагоприятное влияние на режимы работы, производительность и технико-экономические показатели всех элементов электрической системы. В соответствии с ГОСТ 13109-97 в электрических сетях систем электроснабжения общего назначения нормально и предельно допустимые значения установившегося снижения напряжения ? U на выводах приемников электрической энергии не должны превышать 5% и 10% соответственно от номинального напряжения электрической сети по ГОСТ 721 и ГОСТ 21128 (номинальное напряжение). где U – напряжение в узле в рассматриваемом режиме; U кр – критическое напряжение в том же узле, при котором нарушается статическая устойчивость нагрузки Коэффициенты запаса статической устойчивости электроэнергетической системы по напряжению в узлах нагрузки, которые в нормальном режиме должны быть не менее 15 %, в послеаварийном режиме – не менее 10 %, рассчитываются по формуле: В системе электроснабжения потребителей для минимизации вероятности отключений потребителей должен быть выдержан запас статической устойчивости нагрузки по напряжению.


Слайд 12

12 ПОЧЕМУ ОПАСНО СНИЖЕНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ? статические характеристики реактивной мощности Qн = f(U) более крутые, чем статические характеристики активной мощности Pн = f(U) – изменение напряжения на 1% приводит к изменению реактивной мощности на 2-5%, в то время как активной лишь на 0,6-2%; при снижении напряжения на шинах нагрузки до уровня U < Uкр (критического напряжения статической характеристики узла нагрузки по напряжению) происходит резкое повышение потребления реактивной мощности, приводящее к увеличению потери напряжения, дальнейшему снижению напряжения и быстроразвивающемуся в течение нескольких секунд процессу, называемому лавиной напряжения При снижении напряжения потребитель свою мощность все равно выбирает…


Слайд 13

13 Первые шаги по нормализации напряжения в распределительных сетях В соответствии с приказом РАО ЕЭС «России» от 25.10.2005 №703 широкомасштабно осуществляется процесс сертификации качества электрической энергии, в рамках которого проводится оценка уровней напряжения в распределительных сетях на соответствие требованиям ГОСТ 13109-97 и разрабатываются соответствующие мероприятия и план-графики их выполнения. Целью данной работы является приведение качества электрического тока по напряжению в соответствие с требованиями указанного стандарта. 98% электросетевых компаний получили сертификаты соответствия электрической энергии установленным требованиям на центры питания, входящие в первую очередь планов-графиков. В Московской энергосистеме реализуются проекты по устранению дефицита реактивной мощности за счет установки в 2006 году секционированных БСК в наиболее проблемных ПО НАПРЯЖЕНИЮ узлах ( ПС Кубинка, Можайск, Слобода, Грибово). Реализация поручений приказа РАО ЕЭС «России» от 25.10.2005 №703 – это, прежде всего: контроль и оценка состояния уровней напряжения в распределительных сетях, позволяющий увидеть в целом картину обеспечения статической устойчивости по напряжению систем электроснабжения и, соответственно, устойчивости нагрузки потребителей; удовлетворение потребителей по качеству электрической энергии и надежности электроснабжения; снижение потерь и улучшение технико-экономических показателей систем электроснабжения, т.е. улучшение результатов бизнеса электросетевых компаний. КОНКРЕТНЫЕ ШАГИ ПО УСТРАНИЕНИЮ ПОНИЖЕННОГО НАПРЯЖЕНИЯ:


Слайд 14

14 Нормализация напряжения в распределительных электрических сетях – это не только взаимосвязь процессов повышения надежности и социального имиджа электросетевых компаний, но и повышение технико-экономической эффективности сетевого бизнеса. Потери активной мощности определяются по формуле, кВт: ? P = 3 ? I 2 ? r ? 10 3 Из-за массовости распределительных сетей потери в них составляют большую долю суммарных потерь в энергосистемах и ЕЭС России в целом, поэтому даже небольшое снижение % потерь дает ощутимый экономический эффект. При этом важно понимать, что электротехнические исследования и расчеты показывают следующую приблизительную зависимость для режима пониженного напряжения в распределительной сети между уровнем напряжения и потерями - повышение напряжения в сети на 5 % снижает потери мощности на 10 % и наоборот. Поэтому для уменьшения потерь важно снизить величину полного тока, что и достигается снижением потоков реактивной мощности в распределительных сетях за счет ее компенсации у потребителя или на ПС, расположенных вблизи от потребителя. где: I – полный ток нагрузки, А; r – сопротивление, Ом. т.е. потери зависят от квадрата тока нагрузки, а величина тока, в свою очередь зависит от полной мощности, при этом чем выше Q, тем выше I


Слайд 15

15 Потери в электрических сетях Уменьшение потерь активной электроэнергии, обусловленных перетоками реактивных мощностей, является реальной эксплуатационной технологией энергосбережения в электрических сетях. Эффективное экономическое регулирование реактивных перетоков является одной из наиважнейших проблем Российской электроэнергетики. Снижение потерь по Холдингу на 1% только за счет компенсации реактивной мощности на шинах нагрузок высвободит для потребителей же 1600 МВт, на 2 % - 3200 МВт и т.д. Большим заблуждением менеджмента энергокомпаний является мнение о том, что основную часть потерь составляют коммерческие потери. Да с ними надо бороться, но надо понимать, что на дворе не середина девяностых годов прошлого столетия, а время, когда платежная дисциплина потребителей благодаря планомерным действиям РАО «ЕЭС России» для подавляющего числа потребителей стала нормой. Поэтому с потерями надо бороться вооружившись знаниями, замерами, формулами и расчетами, схемно-режимными мерами и улучшением баланса реактивной мощности. Исходной точкой данной работы должно являться признание факта повсеместной загрузки линий электропередачи распределительных сетей потоками реактивной мощности в диапазоне 60-80% от величины активной мощности (в ряде случаев более 100%).


Слайд 16

16 СУЩЕСТВУЕТ ОГРАНИЧЕНИЕ КОКУРЕНТНЫХ ВОЗМОЖНОСТЕЙ РЫНКА СИСТЕМНЫХ УСЛУГ В ЧАСТИ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ ШР или УШР БСК Реактивная мощность не должна поставляться потребителю по сетям! Q P УШР + БСК или СК БСК T 15/110 Г T 110/10 T 10/0,4 из этого следует вывод:


Слайд 17

17 В недавнем историческом прошлом необходимая и достаточная по техническим соображениям реактивная мощность в ЕЭС России составляла 0,6 кВар на 1 кВт суммарной активной нагрузки, а реальные значения коэффициентов мощности составляли сos ? (tg ?) на шинах 6-10 составляли 0,93 (0,4) . В современных же сложившихся условиях общее потребление реактивной мощности Q потр? приближенно оценивается в размере 1 кВар на 1 кВт суммарного потребления (нагрузки) активной мощности Р нагр?.


Слайд 18

18 Субъекты баланса реактивной мощности, их источники реактивной мощности и средства ее компенсации Электростанции. Источники Q: синхронные генераторы – Q(L,C) , асинхронизированные генераторы – Q(L,C), шунтирующие реакторы – QL Подстанции ЕНЭС. Источники компенсации Q: шунтирующие реакторы – Q L , управляемые шунтирующие реакторы – QL , синхронные компенсаторы – Q(L,C) Объекты добычи и транспорта нефти и газа. Насосные водоканалов. Источники компенсации Q: шунтирующие реакторы – Q L , управляемые шунтирующие реакторы – QL , синхронные двигатели – Q(L,C) , синхронные компенсаторы – Q(L,C), батареи статических конденсаторов – QC Населенные пункты. Источники компенсации Q: батареи статических компенсаторов – QC крупных модульных потребителей (насосные, очистные, крупные офисы, торговые, спортивные и развлекательные центры, подстанции электрофицированного транспорта). Промышленные потребители. Источники компенсации Q: батареи статических компенсаторов – QC, синхронные двигатели – QC, генераторы блокстанций – Q(L,C) Подстанции РСК. Источники компенсации Q: шунтирующие реакторы – Q L , управляемые шунтирующие реакторы – QL , синхронные компенсаторы – Q(L,C), батареи статических конденсаторов – QC Сельскохозяйственные потребители. Источники компенсации Q: батареи статических компенсаторов – QC, зарядная мощность незагруженных линий электропередачи – QC Высоковольтные линии электропередачи. Источники компенсации Q: зарядная мощность линий электропередачи – QC Мелкомоторное производство. Источники компенсации Q: батареи статических компенсаторов – QC, синхронные двигатели – QC


Слайд 19

19 Особенности рынка услуг по реактивной мощности и поддержанию напряжения заключаются в том, что он безусловно РЕГУЛИРУЕМЫЙ! Генерируемая генераторами реактивная мощность передается в высоковольтные электрические сети. В отличие от активной мощности реактивная мощность для потребителей не должна поставляться по линиям электропередачи высокого напряжения, так как это значительно увеличивает потери в сети и снижает пропускную способность ВЛ. По техническим и экономическим соображениям передача реактивной мощности и по распределительным сетям нецелесообразна, так как это приводит к ограничению пропускной способности электрических сетей и значительным потерям в них. Регулирование напряжения в системе электроснабжения осуществляется изменением коэффициентов трансформации трансформаторов, реакторами, синхронными компенсаторами, батареями статических конденсаторов и т.п. Распределительная сеть не должна быть загружена реактивной мощностью! 1 2 3 4 5 Но правильнее, если нехватку реактивной мощности потребитель компенсирует собственными источниками реактивной мощности. Это выгодно всем: потребителям, электросетевым компаниям, ЕНЭС России и экономике России! 6 Потребитель реактивную мощность МОЖЕТ покупать (но дорого!), причем только у своей электроснабжающей организации. 6 Только этот сегмент рынка реактивной мощности может быть конкурентным с точки зрения экономической и технической конкуренции по принципу «купить или иметь свое», но и то выбор варианта будет ограниченным и во многом зависеть от загруженности подводящей электрической сети!


Слайд 20

20 Для начала осуществления процессов по организации компенсации реактивной мощности необходимо: 4. Оценить и оформить балансы реактивной мощности по узлам энергосистем и энергосистемам в целом. 1. Активизировать выполнение требований приказа РАО «ЕЭС России» от 25.10.2005 №703 «О лицензировании деятельности по продаже электрической энергии и обязательной сертификации электрической энергии в электрических сетях общего назначения». 3. Определить места обязательной компенсации реактивной мощности у потребителей по фактическим уровням напряжения и соотношениям активной и реактивной мощности в линиях электропередачи, достигших предельных допустимых значений по фактической токовой загрузке в часы максимумов, а также по фактам уровней загрузки трансформаторов и автотрансформаторов. 2. Оценить оснащенность приборами контроля и учета реактивной мощности в электрических сетях и доукомплектовать.


Слайд 21

21 Пример компенсации реактивной мощности До компенсации: P = 30 МВт, Q = 20 Мвар. Нагрузка: P = 10,17 МВт, Q = 4,26 Мвар. Нагрузка: P = 6,50 МВт, Q = 5,99 Мвар. Нагрузка: P = 7,81 МВт, Q = 4,68 Мвар. После компенсации: P = 27,01 МВт, Q = 2,80 Мвар. До компенсации: P = 28,16 МВт, Q = 19,10 Мвар. После компенсации : P = 26,04 МВт, Q = 3,41 Мвар. Iдо = 180 А Iпосле = 136 А ? Iдо = 728 А ? Iпосле = 706 А ? Iдо= 613 А ?Iпосле =430 А ? Iдо = 610 А ?Iпосле = 588 А Снижение тока на 25% Снижение тока на 30% Снижение тока на 3% Снижение тока на 4%


Слайд 22

22 В задачу нормализации дел по реактивной мощности и напряжению должны быть вовлечены все субъекты баланса реактивной мощности, которые совместно должны: В виде примечания к п. 2 следует отметить, что для пока еще «не критичных по напряжению и загрузке линий и трансформаторов» узлов следует ориентироваться на новые устройства регулирования напряжения, разработка и опытная эксплуатация которых предусмотрена приказом ОАО РАО «ЕЭС России» от 29.05.2006 № 380 «О создании управляемых линий электропередачи и оборудования для них»: СТК (статический тиристорный компенсатор), СТАТКОМ (статическое устройство компенсации реактивной мощности). АСТГ (асинхронизированный синхронный турбогенератор), АСК (асинхронизированный синхронный компенсатор реактивной мощности) и новые модели УШР (управляемый шунтирующий реактор). 1. Просчитать и промоделировать режимы встречного регулирования напряжения в энергосистемах и определить потребность в источниках реактивной мощности (QL и QС) для ПС низкого, среднего и высокого напряжения всех уровней напряжения, а также их класс и точки в которых необходимо устанавливать реверсивные источники реактивной мощности или совмещение в одной точке емкостных и индуктивных источников реактивной мощности 2. Оценить вероятность выхода уровня напряжения за допустимые верхние значения в узлах энергосистемы высокого и среднего напряжения (в том числе и на шинах электростанций) при нормализации напряжения в распределительных сетях, и принять с целью недопущения повышения напряжения выше допустимых пределов меры по установке в наиболее критичных узлах управляемых шунтирующих реакторов УШР (возможно в комплекте с регулируемыми батареями статических конденсаторов РБСК), что позволит в темпе процесса поддерживать требуемые уровни напряжения в целом как в распределительной сети, так и в энергосистеме.


Слайд 23

23 1. Составить реестр всех заявок, который должен включать в себя также информацию: состояния по запасу мощности трансформаторного оборудования подстанций, к которым просят присоединения потребители; загрузки реактивной мощностью линий электропередачи, питающих подстанции, к которым заявлено присоединение и или увеличение потребляемой мощности; значения tg ? шин низшего напряжения (соотношения суммарных значений потоков реактивной и активной мощностей исходящих по линиям электропередачи в сторону присоединенных потребителей); причины отказов потребителям в присоединении по поданным ранее заявкам. При рассмотрении вопросов присоединения новых потребителей или увеличения договорной мощности присоединенным необходимо: 2. При рассмотрении и согласовании технических условий на присоединение потребителям 50 и более кВт должны быть предъявлены требования по выдерживанию tg ? нагрузки не выше 0,4 за счет установки собственных средств компенсации реактивной мощности. В соответствии с п. 6.3.16 ПТЭ (2003) порядок использования источников реактивной мощности должен быть задан при заключении договоров между электроснабжающей организацией и потребителем. 3. С администрациями, органами местной исполнительной власти и перепродавцами (муниципальными электросетями, ЖКХ и т.п.) должны быть заключены соглашения, что они ни одному потребителю не согласовывают технические условия на присоединение без согласования с РСК


Слайд 24

24 Специальные программы «Реактивная мощность» должны ТАКЖЕ предусматривать: внесение в договора электроснабжения (поставки электрической энергии) условий о выполнении потребителями требований ранее выданных технических условий на присоединение в части поддержания указанных в них значений сos ? (tg ?) или внесение в договора электроснабжения (поставки электрической энергии) условий о взаимных мерах по обеспечению качества электрической энергии, при этом потребитель обязуется (обязывается) выдерживать заданные электросетевой компанией параметры соотношения потребляемых активной и реактивной мощности, как это и требует «Типовой договор энергоснабжения одноставочного (двуставочного) абонента»; проведение совместно с потребителями инвентаризации и ревизии имеющихся у потребителей источников компенсации реактивной мощности и принятие всех мер по их вводу в работу, как одного из требований выданных технических условий на присоединение; установку устройств компенсации реактивной мощности в энергоузлах распределительных сетей, имеющих высокую загруженность линий электропередачи реактивной мощностью; проведение семинаров с участием руководителей и специалистов электросетевых компаний, включая муниципальные сети и сети потребителей, и представителей потребителей на тему «Реактивная мощность и ее значение в надежности и экономике электроснабжения» с целью повышения заинтересованности внедрения систем компенсации реактивной мощности.


Слайд 25

25 Уменьшение реактивных потоков по распределительной электрической сети и сетям потребителей: позволит при производимой активной мощности снабжать дополнительных потребителей, то есть обеспечить в определенной степени прирост потребления активной мощности без увеличения ее дополнительного вырабатывания; позволит потребителю прирастить свои производственные мощности без увеличения потребления из сети; позволит присоединить потребителя там, где ранее было отказано или присоединить новых потребителей, там где компенсация реактивной мощности позволит это сделать; улучшит технико-экономическую эффективность систем электроснабжения как электросетевых компаний, так и самих потребителей; повысит устойчивость электроэнергетических систем, систем электроснабжения и нагрузки потребителей при снижении и провалах напряжения в сети. Для сведения, например, в Польше нормативным документом «О подробных условиях подключения субъектов к электроэнергетическим сетям и эксплуатации этих сетей», утвержденным Министром экономики Польши от 20 декабря 2004 г. установлено требование: «Для субъектов, подключенных к сети, условием удержания нижних параметров напряжения питания в пределах, определенных пунктами 1-5, является потребление мощности не превышающей договорной мощности, при коэффициенте tg ? не более 0,4» (что соответствует сos ? = 0,93). В соответствии с указанным документом данное условие не распространяется только на потребителей с напряжением до 1 кВ и присоединенной мощностью не более 40 кВт. В пунктах 1-5 документа указаны параметры качества по частоте, напряжению и гармоническим характеристикам напряжения. На мой вопрос, заданный главному диспетчеру Сетевого оператора Польских электрический сетей – «Есть ли проблемы с напряжением и реактивной мощностью?» я получил ответ – «Проблем нет, все благополучно благодаря законодательству!».


Слайд 26

26 В соответствии с постановления Правительства РФ «Об утверждении правил розничного рынка электроэнергии и мощности и порядка ограничения потребителей» от 31.08.2006 № 530 (пункт 4) в течение 3 месяцев должен быть разработан, утверждаемый Минпромэнерго России: «Реактивная мощность» и нормативные документы В данный документ должно быть в обязательном порядке внесено требование о выдерживании потребителями значений tg ? не более 0,4, или сos ? не менее 0,93. «Порядок расчета значений соотношения потребления активной и реактивной мощности для отдельных энергоприемников (групп энергопринимающих устройств) потребителей электрической энергии, применяемых для определения обязательств сторон в договорах оказания услуг по передаче электрической энергии (договорах электроснабжения)». Приказом ОАО РАО «ЕЭС России» от 20.04.2006 №284 разработка данного документа поручена БЕ «Сети» и ОАО «ФСК ЕЭС» совместно с ЦУР и ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС»


Слайд 27

27 Правила недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг (в редакции Постановления Правительства РФ от 31.08.2006 №530): Потребители должны соблюдать значения соотношения (тангенса) потребления реактивной и активной мощности, определенной в договоре в соответствии с порядком, утвержденным Минпромэнерго РФ. Указанные характеристики определяются: сетевой организацией для потребителей услуг, присоединенным к электрическим сетям напряжением 35 кВ и выше; сетевой организацией совместно с СО для потребителей услуг, присоединенных к электрическим сетям напряжением выше 35 кВ. При отклонении потребителя от установленных договором значений соотношения в результате участия в регулировании реактивной мощности по согласованию с сетевой организацией он оплачивает услуги по передаче электрической энергии, в том числе в составе конечного тарифа (цены) на электрическую энергию, поставляемую ему по договору энергоснабжения с учетом понижающего коэффициента, устанавливаемого в соответствии с методическими указаниями, утверждаемыми ФСТ РФ. В случае несоблюдения потребителем услуг установленных договором значений соотношения потребления активной и реактивной мощности, кроме случаев, когда это явилось следствием выполнения диспетчерских команд или распоряжений субъекта оперативно-диспетчерского управления либо осуществлять по соглашению сторон, он устанавливает и обслуживает устройства, обеспечивающие регулирование реактивной мощности, либо оплачивает услуги по передаче электрической энергии, в том числе в составе конечного тарифа (цены) на электрическую энергию, поставляемую ему по договору электроснабжения, с учетом соответствующего повышающего коэффициента. Убытки, возникающие у сетевой организации или третьих лиц в связи с нарушением установленных значений соотношения потребления активной и реактивной мощности, возмещаются лицом, допустившим такое нарушение, в соответствии с гражданским законодательством РФ


Слайд 28

28 Правила технологического присоединения энергопринимающих устройств (энергетических установок) юридических и физических лиц к электрическим сетям, утвержденные постановлением правительства РФ от 27.12.2004 № 861: Технические условия для технологического присоединения являются неотъемлемой часть договора об осуществлении технологического присоединения к электрическим сетям. В технических условиях должны быть указаны обоснованные требования по усилению существующей электрической сети в связи с присоединением новых мощностей …, …, ……, …, установка компенсирующих устройств для обеспечения качества электроэнергии. «Правила розничного рынка электроэнергии и мощности и порядка ограничения потребителей», утвержденные постановлением Правительства РФ от 31.08.2006 № 530: п. 137. Если условиями договоров оказания услуг по передаче электрической энергии (энергоснабжения) предусматривается необходимость соблюдения определенного соотношения потребления активной и реактивной мощности, сторонами обеспечивается учет реактивной мощности. «Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации, согласованные Минюстом: п. 6.3.16. Порядок использования источников реактивной мощности потребителей должен быть задан при заключении договоров между энергоснабжающей организацией и потребителем. При необходимости диспетчерские органы должны использовать источники реактивной мощности у потребителей для регулирования напряжения в контрольных пунктах.


Слайд 29

29 РД 34.20.185-94 «Инструкция по проектированию городских электрических сетей» (СО 153-34.20.185-94, включен в прил. 1 к приказу РАО «ЕЭС России» от 14.08.2003 №422: Глава 2.4. (Электрические нагрузки сетей 10(6) кВ и ЦП). Коэффициент мощности (сos ?) для линий 10(6) кВ в период максимума нагрузки принимается равным 0,92 (коэффициент реактивной мощности tg ? принимается равным 0,43). Глава 5.2. (Уровни и регулирование напряжения, компенсация реактивной мощности): 5.2.1. В городских электрических сетях должны предусматриваться технические мероприятия по обеспечению качества электрической энергии согласно требованиям ГОСТ 13109-97 «Электрическая энергия. Нормы качества электрической энергии у ее приемников, присоединенных к электрическим сетям общего назначения». 5.2.2. В электрических сетях должны быть обеспечены отклонения напряжения у приемников электрической энергии, не превышающие +-5% номинального напряжения сети в нормальном режиме и +-10% в послеаварийном режиме. 5.2.7. Сети 0,38-10 кВ должны проверяться в соответствии с ГОСТ 13109-97 на допустимые значения размаха изменения напряжения при пуске электродвигателей, а также по условию их самозапуска. 5.2.9. Компенсация реактивной нагрузки промышленных и приравненных к ним потребителей выполняется в соответствии с действующими нормативными документами по расчетам с потребителями за компенсацию реактивной мощности и по компенсации реактивной мощности в электрических сетях промышленных предприятий. Компенсирующие устройства рекомендуется устанавливать непосредственно у электроприемников. Для жилых и общественных зданий компенсация реактивной нагрузки не предусматривается.


Слайд 30

30 Методические указания по проектированию развития энергосистем, утвержденные приказом Минпромэнерго от 30.06.2003 №281: 5.35. При расчетах установившихся режимов следует исходить из того, что для снижения колебаний напряжения в сетях энергосистем от работающих у потребителей мощных электроприемников (дуговые сталеплавильные печи, синхронные двигатели) и несимметрии напряжения, создаваемой тяговой нагрузкой, потребителем осуществляются расчеты и проводятся мероприятия, обеспечивающие условия выполнения требований к качеству напряжения. 5.36. Выбор мощности и места установки компенсирующих устройств (статических тиристорных компенсаторов и синхронных компенсаторов, батарей конденсаторов шунтовой и продольной компенсации, управляемых и неуправляемых шунтирующих реакторов и других регулируемых средств компенсации реактивной мощности) в основной и распределительной сети производится исходя из необходимости повышения пропускной способности сети в нормальных и послеаварийных режимах, условий включения линий, защиты от внутренних перенапряжений, поддержания необходимых уровней напряжения, обеспечения непрерывного быстрого регулирования напряжения. 5.36.1. Реактивные составляющие максимальных нагрузок в расчетах режимов электрической сети принимаются на основе анализа отчетных и проектных данных. Синхронные двигатели рекомендуется принимать с выдачей реактивной мощности. При отсутствии исходных данных по реактивной составляющей нагрузки коэффициент реактивной составляющей нагрузки (tg ? ) рекомендуется принимать не выше следующих значений: 6-10 кВ = 0,4, 35 кВ = 0,49, 110 кВ = 0,54, 220 кВ = 0,59. 5.36.3. В целях снижения потерь мощности и электроэнергии в электрической сети рекомендуется рассматривать целесообразность установки дополнительных компенсирующих устройств, главным образом, непосредственно у потребителей на напряжении 0,4-10 кВ. 5.36.4. Применение регулируемых средств компенсации реактивной мощности (статических тиристорных компенсаторов, управляемых реакторов) на подстанциях основной сети энергосистем рассматривается при необходимости обеспечения быстрого и непрерывного регулирования напряжения.


Слайд 31

31 ОТВЕЧАЙТЕ ВСЛУХ НА МОИ ВОПРОСЫ: ХОТИТЕ ПОВЫСИТЬ НАДЕЖНОСТЬ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ? ХОТИТЕ ПОВЫСИТЬ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКУЮ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ЭЛЕКТРОСЕТЕВОГО БИЗНЕСА? ХОТИТЕ ПОВЫСИТЬ ИМИДЖ ЭНЕРГОКОМПАНИИ, КАК КОМПАНИИ ВОЗГЛАВИВШЕЙ В РЕГИОНЕ ПРОЦЕСС ШИРОКОГО ВНЕДРЕНИЯ ЭНЕРГОСБЕРЕГАЮЩИХ ТЕХНОЛОГИЙ? ХОТИТЕ СДЕЛАТЬ СВОЙ ВКЛАД В СНИЖЕНИЕ СЕБЕСТОИМОСТИ ВЫПУСКА ПРОДУКЦИИ ВСЕМИ СЕКТОРАМИ ЭКОНОМИКИ СТРАНЫ?


Слайд 32

32 Д О Б Р О Й Р А Б О Т Ы! ТАК ДЕЛАЙТЕ ЭТО! У ВАС ПОЛУЧИТСЯ!


×

HTML:





Ссылка: