Комплексный подход к управлению реактивной мощностью в распределительной сети 6-10 кВ

Page 1
background image

Page 2
background image

38

Комплексный подход 
к управлению реактивной 
мощностью в распределительной 
сети 6–10 кВ

Кулаченкова

 

А

.

А

., 

инженер

 2 

категории

  

управления

 

энергосбережения

 

и

 

повышения

 

энергоэффективности

 

филиала

 

ПАО

 «

МРСК

 

Центра

» — «

Смоленскэнерго

»

Д

ля

 

преобразования

 

электроэнергии

  (

одно

-

го

 

класса

 

напряжения

 

в

 

другой

 

или

 

электри

-

ческой

 

энергии

 

в

 

механическую

используются

 

электромагнит

-

ные

 

поля

для

 

создания

 

кото

-

рых

 

необходима

 

реактивная

 

энергия

Реактивная

 

мощность

 

(

РМ

) (Q) — 

величина

характери

-

зующая

 

нагрузки

создаваемые

 

в

 

электротехнических

 

устрой

-

ствах

 

колебаниями

 

энергии

 

электромагнитного

 

поля

 

в

 

цепи

 

переменного

 

тока

РМ

 

не

 

связа

-

на

 

с

 

полезной

 

работой

 

электро

-

приемника

 

и

 

расходуется

 

на

 

соз

-

дание

 

электромагнитных

 

полей

 

в

 

электродвигателях

трансфор

-

маторах

линиях

 [1]. 

Реактивная

 

мощность

 

не

 

про

-

изводит

 

полезной

 

работы

 

и

 

не

 

учитывается

 

при

 

оплате

 

элек

-

троэнергии

 

потребителями

Од

-

нако

протекая

 

от

 

генераторов

 

электростанций

являющихся

 

ее

 

первичными

 

производителями

до

 

электроустановок

 

конечных

 

потребителей

она

 

создает

 

до

-

полнительные

 

потери

 

активной

 

мощности

  (

и

 

электроэнергии

), 

которые

 

оплачиваются

 

организа

-

циями

осуществляющими

 

транс

-

порт

 

электроэнергии

 

и

 

несущими

 

дополнительные

 

затраты

Как

 

видно

 

из

 

формул

приведенных

 

ниже

при

 

передаче

 

и

 

распреде

-

лении

 

электроэнергии

 

реактив

-

ная

 

мощность

 

оказывает

 

влияние

 

на

 

потери

 

активной

 

мощности

(

энергии

) (1), 

потери

 

напряже

-

ния

 (2) 

и

 

пропускную

 

способность

 

сетей

 (3):

 

P

2

 + 

Q

2

 

= — · 

R

 (1)

 

U

2

 

 

P

 · 

R

 + 

 

Q

 · 

X

 

= — (2)

 

U

2

 

S

2

 = 

P

2

 + 

Q

2

 (3)

В

 

отличие

 

от

 

активной

 

электро

-

энергии

 

реактивная

 

может

 

быть

 

произведена

 

в

 

непосредственной

 

близости

 

от

 

конечного

 

потреби

-

теля

 

с

 

помощью

 

устройств

 

ком

-

пенсации

 

реактивной

 

мощности

 

(

УКРМ

), 

которыми

 

являются

 

бата

-

реи

 

статических

 

конденсаторов

синхронные

 

компенсаторы

ста

-

тические

 

компенсаторы

 

и

 

т

.

п

Как

 

показывают

 

исследования

 [2], 

около

 70% 

всей

 

мощности

 

УКРМ

которые

 

необходимо

 

установить

 

в

 

электрических

 

сетях

целесо

-

образно

 

устанавливать

 

в

 

сетях

 

0,4 

кВ

, 25% — 

в

 

сетях

 6–10 

кВ

 

и

 

около

 5% — 

в

 

сетях

 110 

кВ

 

и

 

выше

Такое

 

распределение

 

обеспечит

 

минимум

 

суммар

-

ных

 

затрат

 

на

 

УКРМ

 

и

 

на

 

поте

-

ри

 

электроэнергии

 

во

 

всех

 

сетях

в

 

целом

Рассмотрим

 

существующие

 

за

-

конодательные

 

требования

 

к

 

по

-

требителям

 

по

 

поддержанию

 

пре

-

дельных

 

значений

 

коэффициента

 

реактивной

 

мощности

 

tg

:

 

максимальные

 

допустимые

 

значения

 

коэффициента

 

реак

-

тивной

 

мощности

потребля

-

емой

 

в

 

часы

 

больших

 

суточ

-

ных

 

нагрузок

 

электрической

 

сети

установлены

 

Приказом

 

Мин

 

энер

 

го

 

РФ

 

от

 23 

июня

 

2015 

года

 

 380, 

где

 

был

 

утвержден

  «

Порядок

 

расчета

 

значений

 

соотношения

 

потре

-

бления

 

активной

 

и

 

реактивной

 

мощности

 

для

 

отдельных

 

энергопринимающих

 

устройств

 

(

групп

 

энергопринимающих

 

устройств

потребителей

 

элек

-

трической

 

энергии

»;

 

требования

 

к

 

регулированию

 

реактивной

 

мощности

 

потре

-

бителем

  (

поддержанию

 

уста

-

новленных

 

значений

 

коэффи

-

циента

 

реактивной

 

мощности

должны

 

указываться

 

в

 

техни

-

ческих

 

условиях

 

на

 

технологи

-

ческое

 

присоединение

 

указан

-

ных

 

категорий

 

потребителей

 

Правила

 

технологического

 

присоединения

 

энергоприни

-

мающих

 

устройств

 

потребите

-

лей

 

электрической

 

энергии

…», 

ПП

 

РФ

 

от

 27 

декабря

 2004 

года

 

 861 [3, 

п

. 25 «

в

»];

 

в

 

договоре

 

энергоснабжения

 

предусматривается

 

обязан

-

ность

 

потребителя

 

соблюдать

 

значения

 

соотношения

 

потре

-

бления

 

активной

 

и

 

реактивной

 

мощности

 

для

 

отдельных

 

энер

-

гопринимающих

 

устройств

 

по

-

требителя

определяемые

 

в

 

со

 -

ответствии

 

с

 

договором

 

оказа

-

ния

 

услуг

 

по

 

передаче

 

электри

-

ческой

 

энергии

» («

Основные

 

положения

 

функционирования

 

розничных

 

рынков

 

электриче

-

ской

 

энергии

», 

ПП

 

РФ

 

от

 4 

мая

 

2012 

года

 

 442 [4, 

ст

. 43];

 

при

 

невыполнении

 

потребите

-

лем

 

условий

 

договора

каса

-

ющихся

 

обеспечения

 

функци

-

онирования

 

устройств

 

компен

-

сации

 

реактивной

 

мощности

вводится

 

ограничение

 

режима

 

потребления

 

электрической

 

энергии

 («

Правила

 

полного

 

и

 (

или

частичного

 

ограничения

 

режима

 

потребления

 

электри

-

ческой

 

энергии

», 

утвержден

-

ные

 

Постановлением

 

Прави

-

тельства

 

Российской

 

Федера

-

ЭНЕРГО-

ЭФФЕКТИВНОСТЬ


Page 3
background image

39

ции

 

от

 4 

мая

 2012 

года

 

 442 

[4, 

п

. 2 «

б

»].

Ограничение

 

потребления

 

электроэнергии

 

за

 

неподдержание

 

предельного

 

значения

 

tg

 

являет

-

ся

 

радикальной

 

и

 

трудновыполни

-

мой

 

мерой

Поэтому

 

остро

 

стоит

 

вопрос

 

разработки

 

и

 

утверждения

 

методики

 

расчета

 

самого

 

tg

 

и

 

по

-

вышающих

 

коэффициентов

 

к

 

цене

 

на

 

электроэнергию

 

за

 

его

 

превы

-

шение

 

по

 

аналогии

 

с

 

Методически

-

ми

 

указаниями

 

для

 

потребителей

 

ЕНЭС

  (

Приказ

 

ФСТ

 

от

 31 

августа

 

2010 

года

 

 219-

э

/6). 

Рассмотрим

 

действующую

 

на

 

данный

 

момент

 

в

 

филиалах

 

ПАО

 

«

МРСК

 

Центра

» 

методику

 

оптими

-

зации

 

потоков

 

реактивной

 

мощно

-

сти

 

на

 

примере

 

филиала

  «

Смо

-

ленскэнерго

», 

блок

-

схема

 

которой

 

представлена

 

на

 

рисунке

 1.

На

 

первом

 

этапе

 

работы

 

про

-

изводится

 

анализ

 

потребления

 

реактивной

 

мощности

 

по

 

каждому

 

фидеру

 

сети

 6–10 

кВ

 

за

 

период

 

с

 7:00 

до

 23:00 (

в

 

соответствии

 

со

 

временем

 

максимальных

 

на

-

грузок

указанных

 

в

 

Приказе

 

Мин

-

энерго

 

РФ

 

от

 23 

июня

 2015 

года

 

 380) 

и

 

вычисляются

 

значения

 

tg

 

по

 

каждому

 

фидеру

 

в

 

указан

-

ный

 

период

Далее

 

вычисляются

 

по

 

формуле

 (4) 

значения

 

мощно

-

сти

 

компенсирующих

 

устройств

которые

 

необходимо

 

установить

чтобы

 

значение

 

tg

 

не

 

превышало

 

установленных

:

 

Q

КУ

 = 0,4 · 

P

i

 – 

Q

i

 (4) 

где

 

P

i

Q

i

 — 

замеры

 

активной

 

и

 

ре

-

активной

 

мощностей

 

в

 

соответ

-

ствующий

 

час

.

В

 

таблице

 1 

представлены

 

результаты

 

анализа

 

фидеров

 

6(10) 

кВ

 

филиала

  «

Смоленскэ

-

нерго

», 

про

 

веденного

 

на

 

основа

-

нии

 

почасовых

 

показаний

 

актив

-

ной

 

и

 

реактивной

 

электроэнергии

полученных

 

в

 

летний

 

режимный

 

день

 2016 

года

.

В

 

целях

 

разработки

 

и

 

выполне

-

ния

 

дальнейших

 

мероприятий

 

по

 

приведению

 

tg

 

к

 

нормативным

 

значениям

 

выполняется

 

анализ

 

причин

 

превышения

 

tg

.

В

 

таблице

 2 

представлена

 

раз

-

бивка

 

по

 

причинам

 

превышения

 

tg

 

выявленных

 

фидеров

 6(10) 

кВ

 

филиала

 «

Смоленскэнерго

».

Под

 

термином

  «

влияющие

 

по

-

требители

» 

подразумеваются

 

по

-

требители

располагающие

 

значи

-

тельной

 

индуктивной

 

нагрузкой

При

 

этом

 

определение

  «

влияю

-

щих

 

потребителей

» 

на

 

фидерах

 

с

 

несколькими

  «

возможно

 

влияю

-

щими

» 

потребителями

 

затрудне

-

но

 

тем

 

обстоятельством

что

 

для

 

потребителей

 

с

 

мощностью

 

менее

 

670 

кВт

 

отсутствуют

 

требования

 

к

 

учету

 

реактивной

 

энергии

 (

необ

-

ходима

 

законодательная

 

инициа

-

тива

).

Если

 

в

 

результате

 

анализа

 

фи

-

дера

 «

влияющие

 

потребители

» 

не

 

обнаружены

проводится

 

расчет

 

технико

-

экономического

 

обосно

-

вания

 

установки

 

УКРМ

 

на

 

объек

-

Рис

. 1. 

Алгоритм

 

работы

 

по

 

контролю

 

и

 

анализу

 

реактивной

 

мощности

 

в

 

электрических

 

сетях

Табл

. 1. 

Результаты

 

анализа

 

фидеров

 6(10) 

кВ

Наименование

 

филиала

Количество

 

фидеров

 

6(10) 

кВ

всего

Фидеры

 6(10) 

кВ

 

с

 

P

 

 100 

кВт

 

и

 tg

φ

 > 0,4

Количество

Требуемая

 

мощность

 

компенси

-

рующих

 

устройств

 

для

 

приве

-

дения

 

Σ

tg

φ

 

к

 

значению

 0,4; 

Σ

Q

КУ

Предварительная

 

оценка

 

эффек

-

та

 

снижения

 

потерь

 

от

 

приведе

-

ния

 

Σ

tg

φ

 

к

 

значению

 0,4

шт

.

шт

.

кВАр

тыс

кВт

·

ч

Смоленскэнерго

1379

166

34 209

4447

 2 (41) 2017


Page 4
background image

40

тах

 

сетевой

 

компании

 

за

 

ее

 

счет

При

 

принятии

 

решения

 

о

 

возмож

-

ности

 

установки

 

УКРМ

 

необходи

-

мо

 

учитывать

 

влияние

 

снижения

 

перетоков

 

реактивной

 

мощности

 

на

 

уровни

 

напряжения

 

в

 

сети

 (

осо

-

бенно

 

в

 

ремонтных

 

и

 

послеава

-

рийных

 

режимах

), 

на

 

статическую

 

и

 

динамическую

 

устойчивость

 

сети

 35–110 

кВ

 

в

 

аварийных

 

ре

-

жимах

а

 

также

 

на

 

снижение

 

объ

-

емов

 

отключения

 

потребителей

 

автоматикой

 

отключения

 

при

 

сни

-

жении

 

напряжения

 (

АОСН

при

 

ее

 

наличии

.

В

 

таблице

 3 

приведена

 

пред

-

варительная

 

оценка

 

потенциала

 

реализации

 

проектов

 

по

 

установ

-

ке

 

УКРМ

-0,4 

кВ

 

на

 

объектах

 

фили

-

ала

 «

Смоленскэнерго

».

На

 

участках

 6 (10) 

кВ

 

с

 

избы

-

точной

 

трансформаторной

 

мощ

-

ностью

 

в

 

ряде

 

случаев

 

перетоки

 

реактивной

 

мощности

 

обусловле

-

ны

 

не

 

потребителями

а

 

потерями

 

реактивной

 

мощности

 

в

 

транс

-

форматорах

В

 

данном

 

случае

 

следует

 

рассмотреть

 

возможность

 

применения

 

УКРМ

 

в

 

комплекте

 

с

 

ТП

 6(10)/0,4 

кВ

 

для

 

компенса

-

ции

 

потерь

 

реактивной

 

мощности

 

в

 

самом

 

трансформаторе

В

 

таб

-

лице

 4 

представлено

 

предвари

-

тельное

 

технико

-

экономическое

 

обоснование

 

комплектации

 

вновь

 

вводимых

 

КТП

 6(10)/0,4 

кВ

 

устрой

-

ствами

 

компенсации

 

реактивной

 

мощности

.

В

 

заключение

 

следует

 

отме

-

тить

что

 

отсутствие

 

экономи

-

ческих

 

стимулов

 

компенсации

 

сверхнорма

 

тивной

 

реактивной

 

мощности

 

потребителями

 

затруд

-

няет

 

техническую

 

реализацию

 

оптимизации

 

перетоков

 

реактив

-

ной

 

мощности

 

в

 

распределитель

-

ных

 

сетях

 

МРСК

 

Центра

Необхо

-

димо

 

на

 

законодательном

 

уровне

 

утвердить

 

нормативный

 

право

-

вой

 

акт

регулирующий

 

вопросы

 

порядка

 

расчетов

 

за

 

потребле

-

ние

 

и

 

генерацию

 

реактивной

 

энергии

  (

мощности

). 

Требуется

 

регламентирование

 

взаимоот

-

ношений

 

со

 

сбытовыми

 

органи

-

зациями

 

в

 

части

 

включения

 

по

-

Табл

. 2. 

Разбивка

 

по

 

причинам

 

превышения

 tg

φ

 

выявленных

 

фидеров

 6(10) 

кВ

 

филиала

 «

Смоленскэнерго

»

Обусловлены

 

потерями

 

РМ

 

в

 

трансформаторах

Обусловлены

 

крупными

 

влияющими

потребителями

 150 

кВт

 

и

 

выше

Коли

-

чество

 

фиде

-

ров

шт

.

Требуемая

 

мощ

-

ность

 

компенсирую

-

щих

 

устройств

 

для

 

приведения

 

Σ

tg

φ

 

к

 

значению

 0,4; 

Σ

Q

КУ

кВАр

Предварительная

 

оценка

 

эффекта

 

снижения

 

потерь

 

от

 

приведения

 

Σ

tg

φ

 

к

 

значению

 0,4,

тыс

кВт

·

ч

Коли

-

чество

 

фиде

-

ров

шт

.

Требуемая

 

мощ

-

ность

 

компенсирую

-

щих

 

устройств

 

для

 

приведения

 

Σ

tg

φ

 

к

 

значению

 0,4; 

Σ

Q

КУ

кВАр

Предварительная

 

оценка

 

эффекта

 

снижения

 

потерь

 

от

 

приведения

 

Σ

tg

φ

 

к

 

значению

 0,4,

тыс

кВт

·

ч

 

97

21 590

2807

69

12 619

1640

Табл

. 3. 

Предварительная

 

оценка

потенциала

 

реализации

 

проектов

 

по

 

установке

 

УКРМ

-0,4 

кВ

Коли

-

чество

 

фиде

-

ров

Мощ

-

ность

 

УКРМ

кВАр

Снижение

 

потерь

 

в

 

год

тыс

кВт

·

ч

Стоимость

снижения

 

потерь

тыс

руб

.

Ориентировочная

 

стоимость

 

УКРМ

 

(

включая

 

СМР

 

и

 

ПНР

), 

тыс

руб

.

Срок

 

оку

-

паемости

 

(

ориентиро

-

вочно

), 

год

97

21 590

2807

5751,5

22 000

3,8

Табл

. 4. 

Технико

-

экономическое

 

обоснование

 

комплектации

 

вновь

 

вводимых

 

КТП

 6(10)/0,4 

кВ

Тип

трансформатора

dQ

кВАр

Мощность

 

УКРМ

 (

бли

-

жайшая

 

по

 

каталогу

),

кВАр

Сни

-

жение

 

потерь

кВт

·

ч

/

год

Стои

-

мость

 

снижения

 

потерь

руб

./

год

Стоимость

руб

.

Срок

 

окупае

-

мости

лет

 

УКРМ контактора

 

выключа

-

теля

-

разъ

-

единителя

ТМГэ

-160-10(6)/0,4

4,5

10

3600

7200

3842

1000

1225

0,93

ТМГэ

-250-10(6)/0,4

6,8

10

3600

7200

3842

1000

1225

0,93

ТМГэ

-400-10(6)/0,4

10

10

3600

7200

3842

1000

1225

0,93

ТМГэ

-630-10(6)/0,4

15,7

15

5400

10 800

4521

1200

1225

0,71

ТМГэ

-1000-10(6)/0,4

24,5

25

9000

18 000

5053

1500

1225

0,48

вышающих

 

коэффициентов

 

за

 

неподдержание

 

предельного

 

ко

-

эффициента

 

реактивной

 

мощно

-

сти

 

на

 

ГБП

 

в

 

условия

 

договора

 

на

 

энергоснабжения

.

Также

 

следует

 

внести

 

измене

-

ния

 

в

 

Правила

 

функционирования

 

розничных

 

рынков

 

электроэнер

-

гии

 

в

 

части

 

требований

 

к

 

учету

 

по

-

требителей

 

с

 

мощностью

 

энерго

-

принимающих

 

устройств

 150 

кВт

 

и

 

выше

  (

применение

 

интерваль

-

ных

 

приборов

 

учета

 

с

 

возмож

-

ностью

 

фиксации

 

и

 

хранения

 

почасовых

 

профилей

 

активной

 

и

 

реактивной

 

мощности

), 

что

 

по

-

зволит

 

осуществлять

 

непрерыв

-

ный

 

контроль

 

фактически

 

потре

-

бляемой

 

реактивной

 

мощности

 

такими

 

потребителями

.

Сетевым

 

организациям

 

необ

-

ходимо

 

установить

 

строгий

 

надзор

 

за

 

исполнением

 

технических

 

усло

 -

ЭНЕРГО-

ЭФФЕКТИВНОСТЬ


Page 5
background image

41

Н

.

В

Якшина

начальник

 

Департамента

 

энергосбережения

 

и

 

повышения

 

энергоэффективности

 

ПАО

 «

МРСК

 

Центра

»

Проблема

 

оптимизации

 

по

-

токов

 

реактивной

 

мощ

-

ности

 

в

 

распределительных

 

сетях

 

становится

 

все

 

более

 

актуальной

В

 

соответствии

 

со

 

Стратегией

 

развития

 

электросетевого

 

комплекса

 

(

и

 

прочими

 

нормативными

 

правовыми

 

актами

сетевые

 

компании

 

сегодня

 

имеют

 

серьезные

 

обязательства

 

в

 

части

 

повышения

 

надеж

-

ности

 

и

 

доступности

 

сетевой

 

инфраструктуры

 

и

 

сниже

-

ния

 

потерь

 

электроэнергии

Как

 

показала

 

в

 

своей

 

статье

 

коллега

 

из

 

смоленского

 

фи

-

лиала

на

 

все

 

эти

 

целевые

 

ориентиры

 

реактивная

 

мощ

-

ность

 

оказывает

 

непосред

-

ственное

 

и

 

крайне

 

ощутимое

 

влияние

.

Проблема

 

реактивной

 

мощности

 

имеет

 

ярко

 

выра

-

женный

 

региональный

 

при

-

КОММЕНТ

АРИЙ

вий

 

заявителями

 

по

 

договорам

 

технологического

 

присоединения

 

в

 

части

 

установки

 

устройств

 

ком

-

пенсации

 

реактивной

 

мощности

если

 

они

 

были

 

предусмотрены

 

проектом

Кроме

 

того

во

 

многих

 

случаях

 

целесообразна

 

установка

 

УКРМ

 

на

 

балансе

 

сетевой

 

компа

-

нии

 

при

 

строительстве

 

и

 

рекон

-

струкции

 

сетей

 6(10)/0,4 

кВ

 

в

 

целях

 

компенсации

 

потерь

 

реактивной

 

мощности

 

в

 

силовых

 

трансфор

-

маторах

.  

ЛИТЕРАТУРА

1. 

Сасов

 

А

.

М

., 

Сергунин

 

Д

.

А

Техни

-

ко

-

экономические

 

аспекты

 

исполь

-

зования

 

устройств

 

компенсации

 

реактивной

 

мощности

 // 

Пробле

-

мы

 

современной

 

экономики

, 2012, 

 2(42). 

С

. 480–482.

2. 

Железко

 

Ю

.

С

Потери

 

электро

-

энергии

Реактивная

 

мощность

Качество

 

электроэнергии

Руковод

-

ство

 

для

 

практических

 

расчетов

М

.: 

Энас

, 2009. 456 

с

. : 

ил

3. 

Постановление

 

Правительства

 

РФ

 

от

 27.12.2004 

г

 861. 

4. 

Постановление

 

Правительства

 

РФ

 

от

 04.05.2012 

г

 442.

ООО «ЕГЕ-ЭНЕРГАН» 

www.ege-energan.ru

TQTT7l+‘ ­ª²G¥²¥°¡³°£+¥¢±ª¨©¯°Z+¤Zss:s@+«¨²Z€+¯®¬Zs@

’¥«Z*W7TsXqkqGQ{Gq{+qkqGQ{GTkZ

 

GNHK*HP=S 6P6fAPZft

ДУГОГАСЯЩИЕ 
РЕАКТОРЫ 6–35 кВ

( ®¬¨­ «¼­®¥­ ¯°¿¦¥­¨¥±¥²¨*l+T{+T>+s{+s@+q>Ùª‚
( ®¬¨­ «¼­ ¿¬®¹­®±²¼*®²T{{¤®7{{{ª‚€
( °¨­¶¨¯°¥£³«¨°®¢ ­¨¿*¯«³­¦¥°­»©
( „¨ ¯ §®­¯« ¢­®£®°¥£³«¨°®¢ ­¨¿²®ª ª®¬¯¥­± ¶¨¨*®²T{¤®

T{{Y­®¬¨­ «¼­®£®²®ª 

( „®¯³±²¨¬®¥¢°¥¬¿° ¡®²»±§ ¬»ª ­¨¥¬­ §¥¬«¾¢Ù±¥²¨*¤«¨²¥«¼G

­®W¡¥§®£° ­¨·¥­¨¿X

( Žµ« ¦¤¥­¨¥*¥±²¥±²¢¥­­®¥+¬ ±«¿­®¥
( Ž²±¥·­»¥ª« ¯ ­»­ ° ¤¨ ²®° µ
( Œ £­¨²­ ¿±¨±²¥¬ ¡°®­¥¢®£®²¨¯ W®¡¥±¯¥·¨¢ ¥²¬¨­¨¬ «¼­»¥

¯®²¥°¨¨®¡º¥¬¬ ±« X

( „¨ ¯ §®­° ¡®·¨µ²¥¬¯¥° ²³°*®²:l{¤®[@{0‘
( ‡ ¹¨² ®²ª®°°®§¨¨*¯®«­®¥®¶¨­ª®¢ ­¨¥¡ ª ¨Ù° ¤¨ ²®°®¢
( ˜³­²¨°³¾¹¨©°¥§¨±²®°¤«¿±¥«¥ª²¨¢­®£®®¯°¥¤¥«¥­¨¿¯®¢G

°¥¦¤¥­­®£®´¨¤¥° ¨±­¨¦¥­¨¿­ ¯°¿¦¥­¨¿¥±²¥±²¢¥­­®©­¥±¨¬G
¬¥²°¨¨­ ­¥©²° «¨

( ˜ª ´³¯° ¢«¥­¨¿±¶¨´°®¢»¬°¥£³«¿²®°®¬GnÚ
( Š®­²°®«¼­®G¨§¬¥°¨²¥«¼­»¥¯°¨¡®°»*°¥«¥³µ£®«¼¶ +½«¥ª²°®ª®­G

² ª²­»©²¥°¬®¬¥²°+¯®²¥­¶¨®¬¥²°¯®«®¦¥­¨¿°¥ ª²®° +¬¥µ ­¨G
·¥±ª¨©³ª § ²¥«¼­ ±²°®©ª¨²®ª ª®¬¯¥­± ¶¨¨

( ª±¯¥°²­®¥§ ª«¾·¥­¨¥€ŽD®±±¥²¨E

 ¯° ¢ µ°¥ª« ¬»

ООО «ЕГЕ-ЭНЕРГАН» 
официальный 
представитель
EGE spol. s r.o.

(реактор 
и трансформатор 
вывода нейтрали 
в одном баке)

Комбинированные 
реакторы ASRС

Стандартные 
реакторы ZTC (ASR)

знак

обуслов

 

ленный

 

структу

-

рой

 

потребителей

 

и

 

особен

-

ностями

 

построения

 

элек

-

трических

 

сетей

Так

 

в

 

зоне

 

ответственности

 

ПАО

 «

МРСК

 

Центра

» 

вопросы

 

управле

-

ния

 

реактивной

 

мощностью

 

имеют

 

наибольшую

 

значи

-

мость

 

в

 

Белгородском

Воро

-

нежском

Курском

 

и

 

Смолен

-

ском

 

филиалах

.

Моя

 

коллега

 

из

 

Смолен

-

ска

 

отразила

 

в

 

статье

на

 

мой

 

взгляд

наиболее

 

зна

-

чимые

 

аспекты

 

управления

 

реактивной

 

мощностью

 

для

 

сетевых

 

компаний

включая

 

проблемные

 

вопросы

 

и

 

про

-

белы

 

в

 

нормативной

 

и

 

право

-

вой

 

базе

.

 2 (41) 2017


Читать онлайн

В статье отражены наиболее значимые аспекты управления реактивной мощностью для сетевых компаний, включая проблемные вопросы и пробелы в нормативной и правовой базе.

Поделиться:

«ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача и распределение» № 1(70), январь-февраль 2022

Повышение эффективности почасового прогнозирования электропотребления с помощью моделей машинного обучения на примере Иркутской энергосистемы. Часть 2

Управление сетями / Развитие сетей Энергоснабжение / Энергоэффективность Цифровая трансформация / Цифровые сети / Цифровая подстанция
Томин Н.В. Корнилов В.Н. Курбацкий В.Г.
«ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача и распределение» № 1(70), январь-февраль 2022

Превентивное управление нагрузкой в сетях 0,4 кВ в целях предотвращения возникновения аварийных ситуаций

Управление сетями / Развитие сетей Энергоснабжение / Энергоэффективность Релейная защита и автоматика
Удинцев Д.Н. Милованов П.К. Зуев А.И.
«ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача и распределение» № 1(70), январь-февраль 2022

Принципы формирования цифровой платформы для управления надежностью распределительных электрических сетей в современных условиях эксплуатации

Управление сетями / Развитие сетей Энергоснабжение / Энергоэффективность Цифровая трансформация / Цифровые сети / Цифровая подстанция
Крупенев Д.С. Пискунова В.М. Гальфингер А.Г.
«ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача и распределение» № 1(70), январь-февраль 2022

Новые технологии удаленного мониторинга и энергоэффективности электрооборудования сетей

Энергоснабжение / Энергоэффективность Цифровая трансформация / Цифровые сети / Цифровая подстанция Диагностика и мониторинг
ООО «Сименс»
«ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача и распределение» № 1(70), январь-февраль 2022

Обеспечить равные возможности для всех при справедливом распределении ответственности

Интервью Управление производственными активами / Техническое обслуживание и ремонты / Подготовка к ОЗП Энергоснабжение / Энергоэффективность
Интервью с Председателем Комитета по энергетике Государственной Думы Завальным П.Н.
«ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача и распределение»