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

Вид материала

Содержание

Доклад Главного инженера ОАО «Ленэнерго» В.И. Силина
Получен Перечень установленных компенсирующих устройств у потребителей, подключенных к центрам питания 110 кВ на величину – 854,
Доклад начальника ЦУС ОАО «Пермэнерго» Н.П. Романовой
Сводные данные о наличии, мощности и использовании КУ у потребителей.
Итого у потребителей в энергосистеме Республики Коми
Доклад Технического директора ОАО «Архэнерго» М.С. Росавицкого

Подобный материал:

1 2 3

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Проведено совещание у ЗГД по маркетингу и транспорту электроэнергии по разработке организационно-технических мероприятий по составлению и реализации программы «реактивная мощность» (рабочее название).
Подготовлен проект приказа по созданию и организации деятельности специальной рабочей группы для осуществления управления процессом планирования и реализации мероприятий по улучшению показателей технико-экономической эффективности распределительных сетей и систем электроснабжения потребителей на основе компенсации реактивной мощности и нормализации уровней напряжения с участием в ней всех субъектов параллельной работы в энергосистеме, включая наиболее значимых потребителей. Разослан, с 09.11.2006 на согласовании в отделах и службах ОАО «Ленэнерго».

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

Выполняемые мероприятия по состоянию на 21.11.2006 года.

Подготовлен План организационно-технических мероприятий по компенсации реактивной мощности. Утверждение Плана будет произведено 23.11.2006 года.
Определен перечень ПС, которые перегружены и на которых в ОЗП наиболее вероятен ввод ограничений потребления электрической энергии потребителей. Таких ПС - 6 шт.: это - ПС-13, 101, 103, 109, 124, 369.
Отправлен запрос 21 ноября 2006 года в ОАО «Петербургская сбытовая компания» для получения информации по режимам нагрузок и характеристик установленных компенсирующих устройств у потребителей, запитанных от указанных ПС.

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

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

исследуется ситуация в сети 35 кВ и ниже;
анализируется состояние приборов учета и измерения реактивной энергии;
поэтапно разрабатывается комплексная программа мероприятий по компенсации реактивной мощности. Срок разработки полной программы – 31.03.2007 г.

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

Проведен анализ существующего режима сети 110 кВ по результатам предыдущих контрольных замеров.
Собрана информация о наличии и техническом состоянии компенсирующих устройств у потребителей.

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

Березниковско-Соликамский (далее – БСУ);
Пермско-Закамский (далее – ПЗУ);
район ПС 110 кВ Чернушка Чайковских электрических сетей;
тяговый транзит 110 кВ Оверята-Григорьевская-Зюкай-Кузьма-Балезино.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Общие положения.
1. Инструкция Министерства топлива и энергетики от 30.11.1993 №ВК-7539 «О порядке расчетов за электрическую и тепловую энергию», регламентирующая применение скидок и надбавок за потребление (генерацию) реактивной энергии потребителям, имеющим среднемесячное потребление более 30 тыс.кВтч, отменена с 01.01.2001 Приказом министерства энергетики от 28.12.2000 г. №167.
2. На данный момент времени участие потребителей в регулировании перетоков реактивной энергии (мощности) не определено никакими нормативными документами. Исключение – выдаваемые сетевой компанией ТУ, выполнив которые и получив акт технологического присоединения потребитель может даже не включать КУ в работу.
3. У ряда крупных потребителей (ОАО «Российские Железные Дороги», ОАО «СМН» (ООО «Транснефтьсервис С»), ОАО «Воркутауголь») в связи с отсутствием нормативной базы и по их требованию были исключены из договоров энергоснабжения пункты, регламентирующие оплату реактивной энергии (мощности), потребленной свыше экономических значений.
4. Отсутствует утвержденный порядок расчета экономических значений потребляемой реактивной энергии (мощности).
5. В данный момент времени ОАО «АЭК «Комиэнерго» не может участвовать и не участвует в разработке типовых форм договоров энергоснабжения, которые энергосбытовая компания заключает (перезаключает) с потребителями. Соответственно, в договорах отсутствуют пункты, регламентирующие оплату реактивной энергии (мощности), т.к. потребители в отсутствие нормативной базы отказываются подписывать перезаключаемые договора, а отключить за отсутствие договора не можем, потому что это в основном бюджетники и жилкомхозы.
Проводимая работа.
1. Приказом ОАО «АЭК «Комиэнерго» от 13.11.2006 №394 «О решении проблем и задач по нормализации перетоков реактивной мощности» создана рабочая группа с участием представителей ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» «Коми РДУ», ОАО «МБП - Сыктывкарский ЛПК», ОАО «Коми энергосбытовая компания», ОАО «ТГК-9».
2. Персоналом служб технического аудита ОАО «АЭК «Комиэнерго» проведен предварительный анализ о наличии установленных в границах балансовой принадлежности потребителей компенсирующих устройств.

^ Сводные данные о наличии, мощности и использовании КУ у потребителей.
Потребитель и место установки БСК	Фактическая мощность, МВАр
СК	БК
На каком напряжении установлены, кВ		РУ-10	РУ-6	РУ-0,4
Воркутинский энергоузел	0,0	4,4	61,4	0,4
Интинский энергоузел	0,0	0,0	20,9	2,4
Печорский энергоузел	0,0	1,6	28,8	9,7
Ухтинский энергоузел	0,0	4,5	12,8	25,6
Южный энергоузел	0,0	0,0	1,8	39,2
^ Итого у потребителей в энергосистеме Республики Коми	0,0	10,5	125,7	77,3

В ОАО «АЭК «Комиэнерго» проведена работа по определению зон риска в Энергосистеме Республики Коми. Такой зоной в Энергосистеме РК можно признать Южный энергоузел, включенный также согласно приказу РАО от 05.10.2006 №695 в перечень регионов с пиковыми нагрузками.
Критерием отнесения к зонам риска Южного энергоузла может служить и недостаточное взаимодействие филиала «СО-ЦДУ ЕЭС» «Коми РДУ» и оперативных служб единственного в энергоузле генерирующего источника ТЭЦ ОАО «МБП – Сыктывкарский ЛПК» в части регулирования уровней напряжения на шинах 110 кВ ТЭЦ посредством РПН на трансформаторах связи ТЭЦ и генерации реактивной мощности. В летний период при выводе в ремонт АТ-3 и отключенном ШСВ-110 на ПС «Микунь» напряжение на шинах 110 кВ ПС «Микунь» составляло 106 кВ при норме 116-121 кВ. При этом в адрес РСК поступали жалобы потребителей на недопустимо низкие уровни напряжения в распределительных сетях. После направления ряда официальных писем по имеющимся фактам в адрес Коми РДУ напряжение было отрегулировано.
До 2006 года были проблемы по поддержанию уровня напряжения в ремонтных режимах в сети 35 кВ от ПС «Северный Возей». После перевода питающей сети на напряжение 220 кВ (ПС «Харьяга») данной проблемы не стало.
В остальных частях энергосистемы Республики Коми напряжение находится в пределах, нормируемых ГОСТом, как при нормальных, так и при ремонтных схемах. Отсутствие проблем в северных и центральных районах Республики Коми подтверждается и тем, что турбогенераторы Печорской ГРЭС (ОГК-3) работают в режиме недовозбуждения с потреблением реактивной энергии (мощности) даже в зимний период.
Есть проблемы противоположного плана. В летний период в Корткеросском, Сысольском, Прилузском районах (сельхозпотребители и население) из-за повышенных напряжений в сети 110 кВ завышено напряжение в сетях 10 кВ, из-за чего приходится массово производить переключение ПБВ на трансформаторах 10/0,4 кВ.
Ежегодно совместно с Коми РДУ и сбытовой компанией в периоды повышенных напряжений проводится работа с потребителями по отключению части потребительских КУ для поддержания уровней напряжения в установленных пределах. Коми РДУ выдает распоряжение сетевой компании о периоде повышенных напряжений. Сетевая компания проанализировав уровни напряжений на шинах подстанций РСК, выдает предписание конкретным потребителям отключить БСК, и согласовывает с энергосбытовой компанией не выставление счетов за превышение потребления реактивной энергии выше экономических значений конкретным потребителям (пример отключение 10 МВАр летом на ПС «Харьягинская» ООО «Лукойл Коми).
Ранее были выполнены расчеты по оптимизации потерь в электрических сетях и нормализации напряжений в узловых ПС «Микунь, ПС «Синдор» (220 кВ). Согласно этих расчетов необходима установка БСК не менее 25 МВАр на какой либо из этих ПС. Но в связи с недостаточностью средств, а впоследствии с реформированием энергосистемы и ожидаемом в ближайшем времени строительства второй цепи 220 кВ выполнение данного мероприятия отложено.
В Коми РДУ для оптимизации уровней напряжений в сети 220 кВ используется ПО «Растр», которое в режиме реального времени позволяет получать информацию о необходимом положении РПН на трансформаторах в сети 220 кВ, при которых уровень напряжения будет являться оптимальным, одновременно показывая на сколько могут быть снижены потери в сети 220 кВ за счет выполнения этих мероприятий.
В части работы с потребителями ОАО «АЭК «Комиэнерго» (в отсутствие прямых договоров с потребителями) ведет работу с ОАО «Коми энергосбытовой компанией» по включению пунктов об участии в регулировании перетоков реактивной энергии (мощности) в типовые формы договоров энергоснабжения. 20.11.2006 проведено совещание в ОАО «Коми энергосбытовая компания» с участием исполнительного директора С.И.Сысоевой, где доводы РСК были приняты и данные пункты будут включаться в заключаемые договора энергоснабжения.
На 28.11.2006 намечено проведение в ОАО «АЭК «Комиэнерго» семинара с участием ответственных за электрохозяйство наиболее крупных предприятий (109 шт.) Южного энергоузла, где одним из вопросов будет разъяснение потребителям необходимости участия потребителей в регулировании перетоков реактивной мощности (энергии).
При выдаче технических условий потребителям в составе договоров технологического присоединения с присоединенной мощностью выше 40 кВт в обязательном порядке оговаривается компенсация реактивной мощности (письмо Комиэнерго от 25.10.2006 № 156/6615).

Персоналом ОАО «АЭК «Комиэнерго» проводится постоянная работа с потребителями, присоединенными к сетям РСК, о снижении потерь электроэнергии в сетях потребителей при установке ими компенсирующих устройств в своих сетях.

^ Доклад Технического директора ОАО «Архэнерго» М.С. Росавицкого

С момента проведения предыдущего селекторного совещания 08.11.2006 была проведена следующая работа по вопросам нормализации потоков реактивной мощности и уровней напряжения в распределительных электрических сетях.

В состав рабочей группы, созданной согласно приказа ОАО «Архэнерго» № 219 от 18.10.2006 «О компенсации реактивной мощности» получены кондидатуры представителей от Архангельского РДУ, ОАО «Архэнергосбыт», Архангельского филиала ОАО «Энергобаланс Северо-Запада», УТЭН «Ростехнадзор» по Архангельской области.

20.11.2006 проведены заседания комиссии в полном составе. На заседании даны конкретные поручения всем участникам комиссии.

Имеющиеся данные по наличию БСК, установленных у потребителей, должна в ближайшее время предоставить «Архангельская сбытовая компания».

Эта информация будет использована для совместных с «Ростехнадзором» проверок по оценке наличия и состояния БСК у потребителей.

В настоящее время проведена работа по оценке оснащения приборами учета реактивной мощности в электросетях ОАО «Архэнерго».

По имеющейся первично информации на ПС 35-220 ОАО «Архэнерго» организовано 1990 узлов технического и коммерческого учёта, реактивные счётчики отсутствуют на 537 присоединениях. Данные по отсутствующим учетам ОАО «Архэнерго» с разбивкой по уровням напряжения представлены в таблице

Класс напряжения	АЭС	ПЭС	ВЭС	КЭС	ОАО «Архэнерго»
220 кВ	0	2	3	3	8
110 кВ	6	10	12	5	33
35 кВ	19	9	6	5	39
10 кВ	65	119	150	58	392
6 кВ	41	24	-	-	65
Всего (штук)	131	164	171	71	537

Департаменту транспорта электрической энергии поставлена задача по формированию планов по доукомплектованию всех центров питания счетчиками реактивной мощности.

Проведена оценка уровней напряжения в сети 110 кВ ОАО «Архэнерго». По данным зимнего режимного дня 2005 год:

- минимальный уровень напряжения в сети 110 кВ составил 110 кВ на ПС «Шангалы»,

- максимальный уровень напряжения в сети 110 кВ составил 122 кВ на ПС «Обозерская».

По результатам замеров сделанных 20 ноября 2006 г. напряжения на узловых ПС в сети 110 кВ составили 112-120 кВ.

Проведена оценка загрузки двухцепных ВЛ-35/110 кВ (13 ВЛ-110 и 14 ВЛ-35) в случае аварийного отключения или вывода в ремонт одной из цепей. При имеющихся нагрузках, превышения величины термической стойкости провода - нет.

Имеется ряд подстанций 35-110 кВ (ПС №1, ПС №7, ПС №14, ПС «Кузнечевская», ПС «Первомайская», ПС «Привокзальная», ПС «Варавино», ПС «Лесозавод №3», ПС №20) на которых отключения одного из трансформаторов в часы максимума нагрузок приводят к перегрузу остающегося в работе трансформатора. Эта проблема возникла не вчера, она постоянно отслеживается и в период подготовки к ОЗП по данным подстанциям разрабатываются и пересматриваются мероприятия по разгрузке трансформаторов в аварийных режимах. Мероприятия на период ОЗП 2006-2007 г.г. включают в себя перевод нагрузки по распредсети на другие ПС и при необходимости отключение потребителей включенных в «Графики временного отключения и ограничения…».

Проведен анализ загрузки трансформаторов 35-110 кВ которые могут быть подвержены перегрузу в аварийных режимах. Так как это в основной массе городские подстанции к которым присоединена бытовая нагрузка, то значение Cos (φ) по результатам зимнего режимного дня 2005 г. имело значение около 0,92. Внедрение компенсации реактивной мощности по этим ПС не приводит к значительному увеличению пропускной способности трансформаторов.

Проводится работа по оценке значений коэффициентов мощности на границах балансовой принадлежности электросетей абонентов, по центрам питания.

При анализе значений коэффициентов реактивной мощности выявлены проблемные места:

- ПС 110/6кВ ОАО «СЦБК». До 2003г. Cos (φ) составлял 0,94, на 2006г. Cos (φ) снизился до 0,75;

- ВЛ-35 кВ. «Лесная речка» - расхождение по величине cos φ рассчитанного по показаниям приборов учёта на питающем центре (cos φ=0,56) и по данным предоставленным потребителем (cos φ=0,86).

Blog

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

Содержание