В. Воронин, М. Гаджиев, Р. Шамонов - Направления развития системы регулирования напряжения и реактивной мощности в ЕНЭС.

Аннотация

В. Воронин, М. Гаджиев, Р. Шамонов. Направления развития системы регулирования напряжения и реактивной мощности в ЕНЭС. В условиях возрастающих требований к повышению качества электроэнергии и снижению потерь в сетях необходимо развитие системы регулирования напряжения и реактивной мощности в Единой национальной электрической сети России. Данное развитие должно основываться на широком применении современных средств регулирования напряжения и реактивной мощности, а также автоматических систем управления, в том числе централизованных.

Общая постановка проблемы

Существующие подходы к регулированию напряжения в магистральных электрических сетях ориентированы преимущественно на решение двух задач: недопущение повышения напряжений до уровней, опасных для оборудования (по условию изоляции), и обеспечение нормативных запасов устойчивости (в контролируемых сечениях и по напряжению в узлах нагрузки).

В условиях возрастающих требований к повышению качества электроэнергии и снижению потерь в сетях необходимо развитие системы регулирования напряжения и реактивной мощности в Единой национальной электрической сети. Данное развитие должно основываться на широком применении современных средств регулирования напряжения и реактивной мощности, а также автоматических систем управления, в том числе централизованных.

При классическом подходе к регулированию напряжения в электрических сетях должны обеспечиваться:
• уровни напряжения на энергообъектах, допустимые для оборудования электрических станций и сетей;
• нормативные запасы устойчивости (в контролируемых сечениях и по напряжению в узлах нагрузки);
• уровни напряжения, обеспечивающие качество электроэнергии по показателю «установившееся отклонение напряжения» на зажимах электроприёмников;
• минимум потерь электроэнергии в сетях (за счёт оптимизации режимов по напряжению и реактивной мощности).

Вся совокупность перечисленных задач в полном объёме не решена в ЕЭС России до сих пор.

При вертикально интегрированных компаниях в ЕЭС России этому препятствовали главным образом технологические проблемы. К их числу следует отнести: низкую оснащённость электрических сетей регулируемыми средствами компенсации реактивной мощности; низкую надёжность устройств регулирования под нагрузкой (РПН) трансформаторов; низкую наблюдаемость режимов сети; отсутствие необходимых программно-технических комплексов для оптимизации режимов энергосистем в темпе процесса; недостаток опыта построения многоуровневых автоматических (автоматизированных) систем регулирования напряжения и реактивной мощности.

В течение последних лет наметились положительные тенденции, способные постепенно устранить технологические барьеры для решения всего комплекса задач регулирования напряжения в энергосистемах. Однако в процессе реструктуризации электроэнергетики взамен технологических сформировались новые организационные барьеры, которые не менее (а может, и более) технологических сдерживают внедрение современных технологий, необходимых для повышения качества управления электрическими режимами сетей. Это связано с разделением единой технологической цепочки на функции и на зоны ответственности за их выполнение между различными вновь образованными субъектами (генерация, магистральные и распределительные сетевые компании, ОАО «СО ЕЭС»), интересы которых по ряду вопросов противоречат друг другу.

Возможно, и при текущей структуре электроэнергетики могут быть сформированы условия, которые будут гарантировать создание в перспективе современных систем регулирования напряжения в ЕЭС России. Однако для этого требуется решение ряда организационных и технологических проблем.

Для повышения качества регулирования напряжения в Единой национальной электрической сети (ЕНЭС) ОАО «ФСК ЕЭС» в настоящее время реализует ряд мероприятий, которые должны способствовать повышению качества регулирования напряжения в ЕЭС России в целом.

В данной статье приведены результаты анализа существующих проблем и краткое описание реализуемых мероприятий по повышению качества регулирования напряжения в ЕНЭС.

ХАРАКТЕРИСТИКИ МЕТОДА РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ
В ЕЭС РОССИИ

Метод регулирования напряжения в ЕЭС России, применяемый в настоящее время, основан на поддержании заданных графиков (уровней) напряжения в контрольных пунктах сети.

Контрольные пункты разделяются на:
• контрольные пункты в электрической сети 110 кВ и выше, устанавливаемые диспетчерскими центрами ОАО «СО ЕЭС»;
• контрольные пункты сетевых организаций в узлах электрических сетей 110 кВ и ниже, не относящихся к контрольным пунктам ОАО «СО ЕЭС».

Контрольные пункты ОАО «СО ЕЭС» и графики напряжения в них должны разрабатываться с учётом необходимости обеспечения:
• нормативных коэффициентов запаса статической апериодической устойчивости в контролируемых сечениях;
• нормативных коэффициентов запаса статической устойчивости по напряжению в узлах нагрузки.

Контрольные пункты сетевых компаний и графики напряжения в них должны разрабатываться с учётом необходимости обеспечения:
• нормативных коэффициентов запаса статической устойчивости по напряжению в узлах нагрузки;
• нормативных показателей качества электроэнергии по отклонению напряжения (в том числе выполнения встречного регулирования напряжения);
• влияния напряжения в контрольном пункте на потери активной мощности.

Следует отметить, что указанное разделение контрольных пунктов и задач, для которых разрабатываются графики напряжения (и, соответственно, ответственности между субъектами электроэнергетики), введено впервые в проекте «Технологических правил работы электроэнергетических систем», разрабатываемых в настоящее время ОАО «СО ЕЭС». До этого при разработке графиков напряжения в контрольных пунктах подразделениями оперативно-диспетчерского управления вертикально интегрированных энергокомпаний должны были учитываться все перечисленные задачи регулирования напряжения в сетях.

Недостатки существующего метода регулирования напряжения. Подход к регулированию напряжения на основе поддержания графиков в контрольных пунктах сети применяется в отечественной энергетике в течение многих лет. Он разработан при перечисленных во введении к настоящей статье технологических ограничениях, которые не позволяли до последнего времени реализовывать более эффективное централизованное автоматическое регулирование напряжения в сетях.

Графики напряжения в контрольных пунктах сети разрабатываются, как правило, на периоды один месяц или один квартал. Соответственно, при их разработке не могут быть корректно учтены все установившиеся режимы, которые сложатся в период действия графиков с учётом возможных отклонений уровней потребления/генерации и схемы сети энергосистемы от планируемых. Тем более при разработке графиков не могут быть точно учтены погодные условия, что необходимо для точного моделирования потерь электроэнергии на корону в воздушных линиях при оптимизации режимов по напряжению и реактивной мощности.

Первичное регулирование напряжения на шинах электростанций и подстанций с регулируемыми средствами компенсации реактивной мощности в настоящее время осуществляется автоматически, в соответствии с заданными графиками напряжения. Однако сами графики автоматически не актуализируются в темпе процесса с учётом фактических режимов работы энергосистем и топологии их сетей. Исходя из зарубежного опыта, для выполнения всех предъявляемых требований к уровням напряжения в установившихся режимах их оптимизация должна осуществляться с периодичностью не реже одного раза в двадцать минут. Таким образом, централизованное регулирование напряжения в российских энергосистемах осуществляется практически в «ручном» режиме.

Ситуацию усугубляет и несовершенство нормативных требований к уровням напряжения и компенсации реактивной мощности в сетях, а также к процессам управления ими, с учётом разделения вертикально интегрированных компаний на различные субъекты по видам деятельности: генерация, передача и распределение электроэнергии, оперативно-диспетчерское управление. Необходимо совершенствование нормативной базы с установлением чётких требований к уровням напряжения и реактивной мощности на границах различных субъектов электроэнергетики, а также с разделением ответственности между ними по данному направлению.

Перечисленные факторы являются основными недостатками существующего подхода к регулированию напряжения в ЕЭС России. Невозможность обеспечить при данном подходе решение всех стоящих задач по регулированию напряжения в сетях подтверждается:
• большим количеством случаев выхода напряжения за установленные пределы в сетях всех классов напряжения;
• неудовлетворительным качеством электроэнергии по показателю «установившееся отклонение напряжения» в сетях;
• наличием существенного потенциала снижения потерь электроэнергии в сетях за счёт оптимизации режимов по напряжению и реактивной мощности (по расчётам ОАО «ФСК ЕЭС» и различных проектных и исследовательских организаций).

Также необходимо остановиться на причинах недостаточной мотивации ОАО «СО ЕЭС» к обеспечению качества электроэнергии и оптимизации потерь электроэнергии в сетях при регулировании напряжения. К их числу относятся:
• границы зоны ответственности ОАО «СО ЕЭС», которые не охватывают (да и не могут охватывать) все средства регулирования напряжения распределительных сетевых компаний. Соответственно, при отсутствии конкретных требований к уровням напряжения на границах магистральной и распределительной сетей размывается граница ответственности между субъектами за обеспечение качества электроэнергии в сетях;
• отсутствие прямых взаимоотношений между подразделениями ОАО «СО ЕЭС» и конечными потребителями. Финансовые претензии о низких качестве электроэнергии и надёжности электроснабжения предъявляются потребителями к сетевым компаниям на основании соответствующих договоров на передачу электроэнергии и практически не могут быть перенаправлены в адрес субъекта оперативно-диспетчерского управления, поскольку договоры между сетевыми компаниями и ОАО «СО ЕЭС» не предусмотрены действующей конструкцией рынка электроэнергии;
• отсутствие в составе ключевых показателей эффективности ОАО «СО ЕЭС» необходимых показателей, характеризующих эффективность управления режимами энергосистем со стороны его подразделений в части качества и потерь электроэнергии в сетях.

Далее в статье рассмотрены дополнительные факторы, препятствующие реализации мероприятий по снижению потерь электроэнергии за счёт оптимизации режимов энергосистем по напряжению и реактивной мощности.

ПРОБЛЕМЫ, ПРЕПЯТСТВУЮЩИЕ ПОВЫШЕНИЮ КАЧЕСТВА
РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ В ЕЭС РОССИИ

Снижение участия генераторов электростанций в регулировании напряжения. В настоящее время в балансах реактивной мощности российских энергосистем в среднем 60—70% составляет реактивная мощность генераторов электростанций. Столь значительная доля (при этом управляемая) обуславливает доминирующую роль электростанций в регулировании напряжения в ЕЭС России.

Как известно, соотношение активной и реактивной мощностей, вырабатываемых генератором, определяется его P-Q диаграммой. При существующей конструкции рынка электроэнергии в России доход большинства генерирующих компаний определяется лишь активной мощностью электростанций и, соответственно, отпущенной в сеть электроэнергией. Регулирование реактивной мощности (напряжения) в энергосистемах является побочной технологической обязанностью для электростанций, при этом не приносящей доходов.

Это объясняет тот факт, что, несмотря на требования ОАО «СО ЕЭС» по обеспечению паспортных диапазонов регулирования реактивной мощности генераторов (включая режимы потребления реактивной мощности), электростанции стремятся сокращать фактический диапазон изменения реактивной мощности, доступный для регулирования.

С точки зрения генерирующих компаний, оптимальным режимом для генератора является режим с максимальной выдачей активной мощности при минимально возможной генерации реактивной мощности по условию устойчивой параллельной работы данного генератора с ЕЭС. В этом режиме дополнительные потери электроэнергии в машине относительно невелики, а её установленная мощность используется наиболее эффективно с точки зрения экономических показателей работы оборудования.

Режимы потребления реактивной мощности для генерирующих компаний также экономически нецелесообразны, поскольку приводят к сокращению ресурса генераторов (вследствие повышенного нагрева обмоток), а также к дополнительным потерям электроэнергии на станциях. Так, например, работа мощного гидрогенератора в режиме синхронного компенсатора будет сопровождаться потерями активной мощности более 1 МВт.

Необходимо отдельно прокомментировать рынок системных услуг в части регулирования напряжения и реактивной мощности в энергосистемах. Конструкция, сформированная по данному направлению в соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 03.03.2010 г. № 117, не может претендовать на полноценный рыночный механизм. Фактически это лишь механизм компенсации затрат генерирующих компаний по обеспечению работы генераторов в режиме синхронного компенсатора, необходимых для снижения напряжения на участках ЕНЭС, недостаточно оснащённых средствами компенсации реактивной мощности. С учётом долгосрочной перспективы для государства было бы выгоднее включить данные затраты в инвестиционную программу ОАО «ФСК ЕЭС» с целью установки необходимых средств компенсации реактивной мощности вместо финансирования экономически не эффективной генерации. Исходя из неуспешного российского и зарубежного опыта построения рынков системных услуг в части регулирования напряжения и реактивной мощности, можно предположить, что в среднесрочной перспективе в сложившихся рыночных конструкциях данный вид рынка не может быть построен.

Таким образом, для генерирующих компаний отсутствуют экономические стимулы к участию в создании многоуровневых систем автоматического регулирования напряжения и реактивной мощности в энергосистемах.

В данной ситуации выходом может являться введение конкретных нормативных требований по участию электростанций в регулировании напряжения и реактивной мощности в ЕЭС России, в т.ч. по их участию в соответствующих многоуровневых системах автоматического управления.

Подобная идея выдвинута ОАО «ФСК ЕЭС» для включения в разрабатываемые «Технологические правила работы электроэнергетических систем», указанные выше. Однако данное предложение оценено как преждевременное. Таким образом, после утверждения «Технологических правил работы электроэнергетических систем» на среднесрочную перспективу будет сохранен и нормативно зафиксирован устаревший подход к регулированию напряжения в ЕЭС России, описанный выше.

Особенности регулирования напряжения в сетях по условию обеспечения качества электроэнергии. Таким образом, ответственность за регулирование напряжения в сетях с целью обеспечения качества электроэнергии по показателю «установившееся отклонение напряжения» ложится на сетевые компании. И это в условиях, когда управление генерацией полностью осуществляется ОАО «СО ЕЭС», а возможности ОАО «ФСК ЕЭС» и распределительных сетевых компаний в части регулирования напряжения пока существенно ограничены. В этой ситуации необходимо отметить ряд факторов, препятствующих повышению качества электроэнергии в сетях по показателю «установившееся отклонение напряжения» в ближайшее время.

Требования к качеству электроэнергии по показателю «установившееся отклонение напряжения» установлены ГОСТ 13109-97 на зажимах электроприёмников. Требования к уровням напряжения в питающих распределительной и магистральной сети по качеству электроэнергии расплывчаты и фактически сводятся к общему требованию по обеспечению встречного регулирования напряжения на шинах центров питания, под которыми понимаются шины среднего напряжения подстанций и электростанций, к которым через распределительную сеть присоединены потребители.

Таким образом, основная нагрузка по решению рассматриваемой задачи ложится на распределительные сетевые компании, возможности большинства из которых, с учётом высокой степени износа оборудования, невелики.

В этих условиях у распределительных сетевых компаний есть два возможных выхода. В первом случае — это осуществить колоссальные инвестиции в обеспечение работоспособности РПН трансформаторов и в оснащение сетей большим количеством управляемых средств компенсации реактивной мощности. Во втором — понести минимальные затраты на восстановление работоспособности существующих средств регулирования напряжения (либо на установку дополнительных) только на наиболее критических участках сети. На все же претензии потребителей, получающих питание от остальных, не реконструированных, сетей с низким качеством электроэнергии, отвечать: «Я режимом не управляю, все вопросы к Системному оператору и ФСК, из сети которой приходит такое напряжение».

По понятным причинам многие распределительные сетевые компании вынуждены идти по второму пути.

Следует признать, что обеспечение качества электроэнергии по показателю «установившееся отклонение напряжения» в среднесрочной перспективе с минимальными затратами общества в целом возможно лишь при регламентированном и нормированном участии всех субъектов электроэнергетики, вовлечённых в этот процесс ранее в составе вертикально интегрированных компаний.

Причины, препятствующие оптимизации режимов энергосистем по напряжению и реактивной мощности с целью снижения потерь электроэнергии.

Первая причина. Превращение рынка электроэнергии в «рынок генераторов».

Во всем мире при реформировании электроэнергетики по пути перехода к свободному ценообразованию и развитию розничных рынков наблюдается эффект перехода «рыночной власти» от потребителей к производителям электроэнергии. Российский рынок электроэнергии не является исключением.

Данный эффект в первую очередь проявляется в том, что правила рынка начинают диктовать именно генерирующие компании, спекулируя невозможностью строительства, реконструкции и надёжной эксплуатации генерирующих мощностей без непрерывного роста цен на электроэнергию и устойчивого роста электропотребления. Необходимо отметить, что при данной модели рынка опасения генерирующих компаний вполне обоснованны.

Таким образом, генерирующие компании по сути своей деятельности не могут поддерживать мероприятия по снижению электропотребления (и, соответственно, цен на электроэнергию), в том числе путём снижения потерь в сетях.

Проведённые исследования эффективности мероприятий по оптимизации режимов напряжения и реактивной мощности и их влиянию на потери электроэнергии показали, что эффект от управления реактивной мощностью электростанций даёт от 70 до 90% суммарного эффекта (оставшаяся доля относится на сетевые средства регулирования напряжения и реактивной мощности).

Получается, что наиболее эффективный инструмент оптимизации находится в руках у субъектов, которые напрямую заинтересованы, чтобы он не использовался. При этом основными субъектами, ответственными за снижение потерь электроэнергии, являются сетевые компании, не управляющие режимами работы энергосистем. При этом отсутствует (и даже не создаётся) необходимая нормативная база, которая могла бы принудить генерацию к развитию технологий, направленных на оптимизацию режимов энергосистем по напряжению реактивной мощности.

Вторая причина. Необходимость участия большого количества субъектов для внедрения технологии автоматического централизованного регулирования напряжения и реактивной мощности.

Для проектирования и внедрения централизованной автоматической системы, обеспечивающей оптимизацию режимов по напряжению и реактивной мощности, требуется участие следующих субъектов: ОАО «ФСК ЕЭС» и ОАО «Холдинг МРСК», ОАО «СО ЕЭС», генерирующих компаний, крупных потребителей (с регулируемыми средствами компенсации реактивной мощности).

Сетевые компании (в первую очередь ОАО «ФСК ЕЭС») являются инициаторами создания централизованных систем оптимизации режима по напряжению. Однако поскольку работа данных систем неразрывно связана с управлением режимами (в нормальных и послеаварийных состояниях энергосистем), то единственным субъектом, который имеет право оптимизировать режимы энергосистем, является ОАО «СО ЕЭС», которое, как показано выше, не имеет явных стимулов решать данную задачу.

Потребители имеют косвенный интерес к созданию систем оптимизации, а генерация, как показано выше, заинтересована в противодействии её созданию.

Таким образом, существует несоответствие зон полномочий и зон ответственности различных субъектов, которое на сегодня является одним из ключевых сдерживающих факторов.

Третья причина. Отсутствие технологии автоматического централизованного регулирования напряжения и реактивной мощности в России.

В советское время существовал опыт автоматического централизованного регулирования напряжения и реактивной мощности в отдельных энергосистемах. На текущий момент ни в одной из энергосистем ЕЭС России данная технология не применяется.

Требуются значительные усилия по созданию технологии с учётом возможностей существующих средств регулирования напряжения и реактивной мощности и на основе современных систем автоматического управления, в т.ч. иерархического.

В качестве базы необходимо использовать богатый зарубежный опыт, например на основе технологий Smart Grid.

Четвёртая причина. Отказ сетевых компаний от автоматического управления РПН.

В последние двадцать лет сложилась практика повсеместного запрета на переключение РПН (авто-) трансформаторов под нагрузкой. Следует признать наличие объективных причин этого, связанных в первую очередь с недостаточной надёжностью РПН старого трансформаторного оборудования.

Тем не менее данный подход настолько укоренился в практике сетевых компаний всех уровней, включая ОАО «ФСК ЕЭС», что даже на современных высоконадёжных РПН новых трансформаторов переключение под нагрузкой скорее исключение, чем норма, не говоря уже об автоматическом регулировании напряжения.

Необходимо повышать эффективность использования РПН на подстанциях ЕНЭС путём обеспечения возможности обязательного применения новых РПН в автоматическом режиме, в т.ч. путём телеуправления из соответствующего центра управления сетями или диспетчерского центра ОАО «СО ЕЭС».

МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПОВЫШЕНИЮ КАЧЕСТВА РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ И
РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ В ЕНЭС, РЕАЛИЗУЕМЫЕ ОАО «ФСК ЕЭС»

Организационные мероприятия. В 2011 г. разработана и готовится к утверждению типовая инструкция для оперативного персонала ОАО «ФСК ЕЭС» по поддержанию требуемых уровней напряжения в ЕНЭС.

Данный документ согласован ОАО «СО ЕЭС» и предназначен для использования оперативным персоналом подстанций и центров управления сетями ОАО «ФСК ЕЭС» при мониторинге режимов работы ЕНЭС и реализации мероприятий по поддержанию требуемых уровней напряжения в сети. В нём обобщены и упорядочены все существующие в России требования к регулированию напряжения и реактивной мощности в электрических сетях.

В соответствии с «Технологическими правилами работы электроэнергетических систем» в инструкции вводятся понятия контрольных пунктов ОАО «ФСК ЕЭС» и графиков напряжения в них. К числу данных контрольных пунктов отнесены шины подстанций ЕНЭС с номинальным напряжением 110 кВ и ниже, не включённые в состав контрольных пунктов ОАО «СО ЕЭС».

В инструкции также описаны действия оперативного и режимного персонала ОАО «ФСК ЕЭС» по разработке и реализации мероприятий по поддержанию требуемых уровней напряжения в ЕНЭС, как путём использования средств регулирования напряжения и реактивной мощности, установленных в ЕНЭС, так и путём взаимодействия персонала ОАО «ФСК ЕЭС» с персоналом прочих субъектов электроэнергетики, в т.ч. с оперативно-диспетчерским персоналом ОАО «СО ЕЭС» и персоналом прочих сетевых компаний и потребителей, присоединённых к ЕНЭС.

После утверждения в начале 2012 г. данная инструкция станет базовым документом для оперативного персонала ОАО «ФСК ЕЭС», обеспечивая методическую основу мероприятий ОАО «ФСК ЕЭС» по повышению качества регулирования напряжения в ЕНЭС.

Оснащение ЕНЭС дополнительными современными средствами регулирования напряжения и реактивной мощности. Для повышения управляемости режимов ЕНЭС в течение последних лет ОАО «ФСК ЕЭС» реализует масштабную программу по установке современных регулируемых средств компенсации и реактивной мощности. В соответствии с ней в магистральной сети России уже установлены и эксплуатируются средства компенсации большинства типов, используемых в мире: СТК, УШР, АСК, СТАТКОМ, вакуумно-реакторные группы.

В табл. 1 представлен состав и параметры средств компенсации, установленных в последние годы, а в табл. 2 — планируемых к установке в ближайшем времени.

Рисунок 4 – Фазовый портрет в среде МВТУ

Кроме применения в ЕНЭС перечисленных средств компенсации, в настоящее время в рамках НИОКР рассматриваются возможности для применения фильтро-компенсирующих и фильтро-симметрирующих устройств, в т.ч. активных (автоматически регулируемых) устройств. Применение данных средств компенсации, наряду с регулированием уровней напряжения в сети, необходимо для компенсации высших гармоник и несимметрии напряжений на отдельных участках ОЭС Востока и ОЭС Сибири.

Следует отметить, что в отсутствии централизованных автоматических систем регулирования напряжения в российских энергосистемах системы автоматического управления регулируемых средств компенсации реактивной мощности настраиваются либо на стабилизацию напряжения на шинах подстанции, на которой они установлены, либо на режим поддержания постоянной реактивной мощности (тока) устройства.

Безусловно, установка регулируемых средств компенсации упростила решение задачи регулирования напряжения в магистральной сети. Однако с учётом того, что системы автоматического управления современных средств компенсации могут быть интегрированы в системы управления верхнего уровня, реализующие более сложные и эффективные алгоритмы, можно утверждать, что возможности установленных в ЕНЭС устройств используются не в полной мере.

До последнего времени значительные затраты ОАО «ФСК ЕЭС» на широкое внедрение регулируемых средств компенсации реактивной мощности обосновывались главным образом стремлением освоить современные технологии, применяемые в мире при создании «гибких» электропередач (FACTS). Глубоких технико-экономических обоснований эффективности применения данных устройств, как правило, не проводилось.

Расчёты показывают, что дополнительные затраты на применение регулируемых средств компенсации в магистральной сети (по сравнению с нерегулируемыми) не могут быть компенсированы лишь снижением затрат на оптимизацию потерь электроэнергии в сетях. Следует ожидать, что эффективность применения регулируемых средств компенсации в ЕНЭС может быть обоснована повышением устойчивости электропередач и устойчивости нагрузки, а также повышением качества электроэнергии в сетях. Однако в последнее время серьёзных практических исследований для подтверждения данного предположения не проводилось. При этом можно констатировать, что ряд нерегулируемых средств компенсации и некоторые УШР, установленные в ЕНЭС сегодня, более 90% времени не используются или работают на холостом ходу, что вызывает вопросы о рациональности принятых решений их применения.

На волне создания активно-адаптивной сети, объявленного ОАО «ФСК ЕЭС», многие организации в проектах по развитию и реконструкции ЕНЭС предлагают повсеместную установку регулируемых средств компенсации (едва ли не на каждой подстанции 500— 750 кВ), пренебрегая традиционными нерегулируемыми устройствами. При этом нередко качество обосновывающих материалов не выдерживает никакой критики, создавая впечатление, что предлагаемое решение лишь следует «модным» тенденциям.

В сложившихся условиях ОАО «ФСК ЕЭС» намерено более взвешенно подходить к решениям по установке в ЕНЭС дополнительных регулируемых средств компенсации. Это не означает, что планируется отказаться от их применения, но, с учётом существенно более высокой стоимости регулируемых устройств по сравнению с нерегулируемыми, технико-экономическому обоснованию предлагаемых вариантов будет уделяться повышенное внимание.

Для уточнения порядка и критериев выбора мест установки, типа и параметров средств компенсации реактивной мощности в ЕНЭС разработан стандарт компании «Методические указания по обоснованию применения в электрических сетях ЕНЭС устройств компенсации реактивной мощности». Данный документ планируется ввести в действие в 2012 г. после согласования с ОАО «СО ЕЭС».

Развитие технологии централизованного автоматического регулирования напряжения и перетоков реактивной мощности в энергосистемах.

В «Технологические правила работы электроэнергетических систем» по инициативе ОАО «ФСК ЕЭС» включён следующий пункт: «Для обеспечения регулирования напряжения в контрольных пунктах сетевых организаций могут использоваться устройства автоматического управления режимом работы оборудования сетевых организаций. Логика действия и настройка устройств автоматического управления режимов работы оборудования сетевых организаций, относящихся к объектам диспетчеризации, должны быть согласованы с субъектом оперативно-диспетчерского управления».

В соответствии с этим, а также в рамках создания активно-адаптивной сети ОАО «ФСК ЕЭС» в ближайшие годы планирует разрабатывать и внедрять системы автоматического управления напряжением и реактивной мощностью в сети, координированно управляющие средствами регулирования, установленными на нескольких подстанциях ЕНЭС.

В настоящее время в рамках НИОКР выполняются обоснования и разрабатываются детальные технические задания на два пилотных проекта по данному направлению. Целью первого проекта является разработка централизованной автоматизированной системы регулирования напряжения и реактивной мощности в Юго-западном районе Кубанской энергосистемы. Целью второго — разработка системы управления напряжением в новом строящемся энергокластере «Эльгауголь» (ОЭС Востока).

Электроснабжение Юго-Западного района Кубанской энергосистемы обеспечивается от 10 подстанций 220 кВ ЕНЭС, на которых установлено 5 СТК суммарной мощностью 250 Мвар и 8 БСК суммарной мощностью 350 Мвар. В составе проекта исследуется эффективность централизованного регулирования напряжения в энергорайоне с участием указанных средств компенсации реактивной мощности, а также РПН автотрансформаторов данных подстанций ЕНЭС. Оценивается влияние централизованного регулирования на:
• потери электроэнергии в сетях;
• устойчивость нагрузки при технологических нарушениях в энергосистеме при нормальных и ремонтных схемах сети;
• качество электроэнергии по показателю «установившееся отклонение напряжения».

Предполагается, что в нормальных режимах работы энергосистемы управляющие воздействия, выдаваемые системой автоматического регулирования, будут определяться на основе результатов оптимизационных расчётов режимов по напряжению и реактивной мощности по итогам периодической (не реже одного раза в двадцать минут) оценки состояния текущего режима сети по данным телеметрии. Алгоритмы работы системы при ликвидации аварий в сети предстоит разработать.

Проект в Кубанской энергосистеме осуществляется с участием ОАО «СО ЕЭС». С учётом того, что проектируемая система управления представляет собой достаточно сложный комплекс, определяющий режимы работы крупного энергорайона, помимо технических требуется решение и ряда организационных вопросов. В первую очередь это касается разделения границ ответственности подразделений сетевой компании и субъекта оперативно-диспетчерского управления за функционирование системы автоматического регулирования в нормальных режимах и при ликвидации аварий в энергосистеме.

Энергокластер «Эльгауголь» будет включать в себя участок сети 220 кВ (четыре подстанции 220 кВ ЕНЭС и связывающие их воздушные линии 220 кВ), а также распределительные сети промышленных предприятий, получающих питание от данного участка ЕНЭС. На подстанциях 220 кВ района будут установлены СТК и БСК, которые вместе с РПН трансформаторов планируется объединить под управлением единой автоматической системы.

Предполагается, что на первом этапе проекта система автоматического управления напряжением в районе будет установлена на одной из подстанций 220 кВ энергокластера на основе специально разрабатываемого моделирующего комплекса. Позднее, после внедрения в центре управления сетями Амурского предприятия магистральных электрических сетей современного программно-технического комплекса (с функциями оценки состояния и оптимизации режима сети по напряжению и реактивной мощности), управление напряжением в сети энергокластера может осуществляться из данного центра управления сетями. Завершение НИОКР по обоим проектам намечено на 2012 год.

Выводы

Совокупность задач по регулированию напряжения в электрических сетях до сих пор не решена в полном объёме в ЕЭС России. Причинами этого в первую очередь являются технические проблемы, связанные с недостаточной управляемостью электрических сетей, а во вторую — организационные барьеры, возникшие в ходе реформы электроэнергетики.

Метод регулирования напряжения на основе поддержания заданных графиков в контрольных пунктах сети не в состоянии обеспечить уровни напряжения с учётом всех предъявляемых требований.

Дальнейшее развитие системы регулирования напряжения и реактивной мощности должно основываться на широком применении современных средств регулирования под управления централизованных систем автоматического управления.

ОАО «ФСК ЕЭС» в настоящее время реализует ряд мероприятий, направленных на повышение качества регулирования напряжения в ЕНЭС. К ним относятся организационные мероприятия силами оперативного персонала подстанций и центров управления сетями, мероприятия по оснащению ЕНЭС современными средствами регулирования напряжения и реактивной мощности, разработка пилотных централизованных автоматических систем регулирования напряжения и реактивной мощности в сети.