40
СЕТИ
РОССИИ
С
уществующие
подходы
к
ре
-
гулированию
напряжения
в
магистральных
электриче
-
ских
сетях
ориентированы
преимущественно
на
решение
двух
задач
:
недопущение
повышения
на
-
пряжений
до
уровней
,
опасных
для
оборудования
(
по
условию
изоля
-
ции
),
и
обеспечение
нормативных
запасов
устойчивости
(
в
контроли
-
руемых
сечениях
и
по
напряжению
в
узлах
нагрузки
).
В
условиях
возрастающих
тре
-
бований
к
повышению
качества
электроэнергии
и
снижению
потерь
в
сетях
необходимо
развитие
систе
-
мы
регулирования
напряжения
и
ре
-
активной
мощности
в
Единой
нацио
-
нальной
электрической
сети
.
Данное
развитие
должно
основываться
на
широком
применении
современных
средств
регулирования
напряжения
и
реактивной
мощности
,
а
также
ав
-
томатических
систем
управления
,
в
том
числе
централизованных
.
При
классическом
подходе
к
регулированию
напряжения
в
элек
-
трических
сетях
должны
обеспечи
-
ваться
:
•
уровни
напряжения
на
энерго
-
объектах
,
допустимые
для
обору
-
дования
электрических
станций
и
сетей
;
•
нормативные
запасы
устойчи
-
вости
(
в
контролируемых
сече
-
ниях
и
по
напряжению
в
узлах
нагрузки
);
•
уровни
напряжения
,
обеспечи
-
вающие
качество
электроэнер
-
гии
по
показателю
«
установив
-
шееся
отклонение
напряжения
»
на
зажимах
электроприёмников
;
•
минимум
потерь
электроэнер
-
гии
в
сетях
(
за
счёт
оптимизации
режимов
по
напряжению
и
реактивной
мощности
).
Вся
совокупность
перечислен
-
ных
задач
в
полном
объёме
не
ре
-
шена
в
ЕЭС
России
до
сих
пор
.
При
вертикально
интегриро
-
ванных
компаниях
в
ЕЭС
России
этому
препятствовали
главным
об
-
разом
технологические
проблемы
.
К
их
числу
следует
отнести
:
низкую
оснащённость
электрических
сетей
регулируемыми
средствами
ком
-
пенсации
реактивной
мощности
;
низкую
надёжность
устройств
ре
-
гулирования
под
нагрузкой
(
РПН
)
трансформаторов
;
низкую
наблю
-
даемость
режимов
сети
;
отсут
-
ствие
необходимых
программно
-
технических
комплексов
для
оптимизации
режимов
энергоси
-
стем
в
темпе
процесса
;
недостаток
опыта
построения
многоуровневых
Направления
развития системы
регулирования
напряжения
и реактивной
мощности в ЕНЭС
Владимир ВОРОНИН, к.т.н.
Магомед ГАДЖИЕВ,
Роман ШАМОНОВ, к.т.н., ОАО «ФСК ЕЭС»
э
н
е
р
г
о
с
б
е
р
е
ж
е
н
и
е
энергосбережение
41
№ 2 (11), март-апрель, 2012
автоматических
(
автома
-
тизированных
)
систем
регулирования
напряже
-
ния
и
реактивной
мощ
-
ности
.
В
течение
последних
лет
наметились
поло
-
жительные
тенденции
,
способные
постепенно
устранить
технологиче
-
ские
барьеры
для
ре
-
шения
всего
комплекса
задач
регулирования
напряжения
в
энерго
-
системах
.
Однако
в
про
-
цессе
реструктуризации
электроэнергетики
вза
-
мен
технологических
сформировались
новые
организационные
барье
-
ры
,
которые
не
менее
(
а
может
,
и
более
)
техно
-
логических
сдерживают
внедрение
современных
технологий
,
необходимых
для
повышения
качества
управления
электрическими
режи
-
мами
сетей
.
Это
связано
с
разде
-
лением
единой
технологической
цепочки
на
функции
и
на
зоны
от
-
ветственности
за
их
выполнение
между
различными
вновь
обра
-
зованными
субъектами
(
генера
-
ция
,
магистральные
и
распредели
-
тельные
сетевые
компании
,
ОАО
«
СО
ЕЭС
»),
интересы
которых
по
ряду
вопросов
противоречат
друг
другу
.
Возможно
,
и
при
текущей
струк
-
туре
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
регу
-
лирования
напряжения
в
Единой
национальной
электрической
сети
(
ЕНЭС
)
ОАО
«
ФСК
ЕЭС
»
в
настоящее
время
реализует
ряд
мероприятий
,
которые
должны
способствовать
повышению
качества
регулирова
-
ния
напряжения
в
ЕЭС
России
в
целом
.
В
данной
статье
приведены
ре
-
зультаты
анализа
существующих
проблем
и
краткое
описание
реа
-
лизуемых
мероприятий
по
повы
-
шению
качества
регулирования
напряжения
в
ЕНЭС
.
ХАРАКТЕРИСТИКИ
МЕТОДА
РЕГУЛИРОВАНИЯ
НАПРЯЖЕНИЯ
В
ЕЭС
РОССИИ
Метод
регулирования
напряже
-
ния
в
ЕЭС
России
,
применяемый
в
настоящее
время
,
основан
на
поддержании
заданных
графиков
(
уровней
)
напряжения
в
контроль
-
ных
пунктах
сети
.
Контрольные
пункты
разделяют
-
ся
на
:
•
контрольные
пункты
в
электри
-
ческой
сети
110
кВ
и
выше
,
устанавливаемые
диспетчерски
-
ми
центрами
ОАО
«
СО
ЕЭС
»;
•
контрольные
пункты
сетевых
организаций
в
узлах
электри
-
ческих
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
апериоди
-
ческой
устойчивости
в
контроли
-
руемых
сечениях
;
•
нормативных
коэффициентов
запаса
статической
устойчи
-
вости
по
напряжению
в
узлах
нагрузки
.
Контрольные
пункты
сетевых
компаний
и
графики
напряжения
в
них
должны
разрабатываться
с
учё
-
том
необходимости
обеспечения
:
•
нормативных
коэффициентов
запаса
статической
устойчи
-
вости
по
напряжению
в
узлах
нагрузки
;
•
нормативных
показателей
качества
электроэнергии
по
отклонению
напряжения
(
в
том
числе
выполнения
встречного
регулирования
напряжения
);
•
влияния
напряжения
в
контроль
-
ном
пункте
на
потери
активной
мощности
.
Следует
отметить
,
что
указан
-
ное
разделение
контрольных
пун
-
ктов
и
задач
,
для
которых
разра
-
батываются
графики
напряжения
(
и
,
соответственно
,
ответственности
между
субъектами
электроэнерге
-
тики
),
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
подразделе
-
ниями
оперативно
-
диспетчерского
управления
вертикально
интегри
-
рованных
энергокомпаний
должны
были
учитываться
все
перечислен
-
ные
задачи
регулирования
напря
-
жения
в
сетях
.
Недостатки
существующего
метода
регулирования
напряже
-
ния
.
Подход
к
регулированию
на
-
пряжения
на
основе
поддержания
графиков
в
контрольных
пунктах
42
СЕТИ РОССИИ
сети
применяется
в
отечественной
энергетике
в
течение
многих
лет
.
Он
разработан
при
перечисленных
во
введении
к
настоящей
статье
техно
-
логических
ограничениях
,
которые
не
позволяли
до
последнего
време
-
ни
реализовывать
более
эффектив
-
ное
централизованное
автоматиче
-
ское
регулирование
напряжения
в
сетях
.
Графики
напряжения
в
контроль
-
ных
пунктах
сети
разрабатываются
,
как
правило
,
на
периоды
один
ме
-
сяц
или
один
квартал
.
Соответствен
-
но
,
при
их
разработке
не
могут
быть
корректно
учтены
все
установив
-
шиеся
режимы
,
которые
сложатся
в
период
действия
графиков
с
учётом
возможных
отклонений
уровней
по
-
требления
/
генерации
и
схемы
сети
энергосистемы
от
планируемых
.
Тем
более
при
разработке
графи
-
ков
не
могут
быть
точно
учтены
по
-
годные
условия
,
что
необходимо
для
точного
моделирования
потерь
электроэнергии
на
корону
в
воздуш
-
ных
линиях
при
оптимизации
режи
-
мов
по
напряжению
и
реактивной
мощности
.
Первичное
регулирование
на
-
пряжения
на
шинах
электростан
-
ций
и
подстанций
с
регулируемыми
средствами
компенсации
реактив
-
ной
мощности
в
настоящее
время
осуществляется
автоматически
,
в
соответствии
с
заданными
графи
-
качества
электроэнергии
и
оптими
-
зации
потерь
электроэнергии
в
се
-
тях
при
регулировании
напряжения
.
К
их
числу
относятся
:
•
границы
зоны
ответственности
ОАО
«
СО
ЕЭС
»,
которые
не
охва
-
тывают
(
да
и
не
могут
охватывать
)
все
средства
регулирования
напряжения
распределительных
сетевых
компаний
.
Соответствен
-
но
,
при
отсутствии
конкретных
требований
к
уровням
напряже
-
ния
на
границах
магистральной
и
распределительной
сетей
размы
-
вается
граница
ответственности
между
субъектами
за
обеспече
-
ние
качества
электроэнергии
в
сетях
;
•
отсутствие
прямых
взаимоотно
-
шений
между
подразделениями
ОАО
«
СО
ЕЭС
»
и
конечными
потребителями
.
Финансовые
претензии
о
низких
качестве
электроэнергии
и
надёжности
электроснабжения
предъявля
-
ются
потребителями
к
сетевым
компаниям
на
основании
соответствующих
договоров
на
передачу
электроэнергии
и
практически
не
могут
быть
перенаправлены
в
адрес
субъ
-
екта
оперативно
-
диспетчерского
управления
,
поскольку
договоры
между
сетевыми
компаниями
и
ОАО
«
СО
ЕЭС
»
не
предусмотрены
действующей
конструкцией
рын
-
ка
электроэнергии
;
•
отсутствие
в
составе
ключевых
показателей
эффективности
ОАО
«
СО
ЕЭС
»
необходимых
показа
-
телей
,
характеризующих
эффек
-
тивность
управления
режимами
энергосистем
со
стороны
его
подразделений
в
части
качества
и
потерь
электроэнергии
в
сетях
.
Далее
в
статье
рассмотрены
до
-
полнительные
факторы
,
препятству
-
ющие
реализации
мероприятий
по
снижению
потерь
электроэнергии
за
счёт
оптимизации
режимов
энер
-
госистем
по
напряжению
и
реактив
-
ной
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
сред
-
ками
напряжения
.
Однако
сами
графики
автоматически
не
актуа
-
лизируются
в
темпе
процесса
с
учё
-
том
фактических
режимов
работы
энергосистем
и
топологии
их
сетей
.
Исходя
из
зарубежного
опыта
,
для
выполнения
всех
предъявляемых
требований
к
уровням
напряжения
в
установившихся
режимах
их
опти
-
мизация
должна
осуществляться
с
периодичностью
не
реже
одного
раза
в
двадцать
минут
.
Таким
об
-
разом
,
централизованное
регули
-
рование
напряжения
в
российских
энергосистемах
осуществляется
практически
в
«
ручном
»
режиме
.
Ситуацию
усугубляет
и
несовер
-
шенство
нормативных
требований
к
уровням
напряжения
и
компенса
-
ции
реактивной
мощности
в
сетях
,
а
также
к
процессам
управления
ими
,
с
учётом
разделения
верти
-
кально
интегрированных
компаний
на
различные
субъекты
по
видам
деятельности
:
генерация
,
передача
и
распределение
электроэнергии
,
оперативно
-
диспетчерское
управле
-
ние
.
Необходимо
совершенствова
-
ние
нормативной
базы
с
установле
-
нием
чётких
требований
к
уровням
напряжения
и
реактивной
мощности
на
границах
различных
субъектов
электроэнергетики
,
а
также
с
разде
-
лением
ответственности
между
ними
по
данному
направлению
.
Перечисленные
факторы
явля
-
ются
основными
недостатками
су
-
ществующего
подхода
к
регулиро
-
ванию
напряжения
в
ЕЭС
России
.
Невозможность
обеспечить
при
данном
подходе
решение
всех
стоя
-
щих
задач
по
регулированию
напря
-
жения
в
сетях
подтверждается
:
•
большим
количеством
случаев
выхода
напряжения
за
установ
-
ленные
пределы
в
сетях
всех
классов
напряжения
;
•
неудовлетворительным
каче
-
ством
электроэнергии
по
пока
-
зателю
«
установившееся
откло
-
нение
напряжения
»
в
сетях
;
•
наличием
существенного
потенциала
снижения
потерь
электроэнергии
в
сетях
за
счёт
оптимизации
режимов
по
напря
-
жению
и
реактивной
мощности
(
по
расчётам
ОАО
«
ФСК
ЕЭС
»
и
различных
проектных
и
исследо
-
вательских
организаций
).
Также
необходимо
остановиться
на
причинах
недостаточной
мотива
-
ции
ОАО
«
СО
ЕЭС
»
к
обеспечению
43
№ 2 (11), март-апрель, 2012
нем
60—70%
составляет
реактив
-
ная
мощность
генераторов
электро
-
станций
.
Столь
значительная
доля
(
при
этом
управляемая
)
обуславли
-
вает
доминирующую
роль
электро
-
станций
в
регулировании
напряже
-
ния
в
ЕЭС
России
.
Как
известно
,
соотношение
ак
-
тивной
и
реактивной
мощностей
,
вырабатываемых
генератором
,
определяется
его
P
-
Q
диаграммой
.
При
существующей
конструкции
рынка
электроэнергии
в
России
доход
большинства
генерирующих
компаний
определяется
лишь
ак
-
тивной
мощностью
электростанций
и
,
соответственно
,
отпущенной
в
сеть
электроэнергией
.
Регулирова
-
ние
реактивной
мощности
(
напря
-
жения
)
в
энергосистемах
является
побочной
технологической
обязан
-
ностью
для
электростанций
,
при
этом
не
приносящей
доходов
.
Это
объясняет
тот
факт
,
что
,
не
-
смотря
на
требования
ОАО
«
СО
ЕЭС
»
по
обеспечению
паспортных
диапа
-
зонов
регулирования
реактивной
мощности
генераторов
(
включая
режимы
потребления
реактивной
мощности
),
электростанции
стре
-
мятся
сокращать
фактический
диапазон
изменения
реактивной
мощности
,
доступный
для
регулиро
-
вания
.
С
точки
зрения
генерирующих
компаний
,
оптимальным
режимом
для
генератора
является
режим
с
максимальной
выдачей
активной
мощности
при
минимально
воз
-
можной
генерации
реактивной
мощности
по
условию
устойчивой
параллельной
работы
данного
гене
-
ратора
с
ЕЭС
.
В
этом
режиме
допол
-
нительные
потери
электроэнергии
в
машине
относительно
невелики
,
а
её
установленная
мощность
исполь
-
зуется
наиболее
эффективно
с
точки
зрения
экономических
показателей
работы
оборудования
.
Режимы
потребления
реактив
-
ной
мощности
для
генерирующих
компаний
также
экономически
нецелесообразны
,
поскольку
при
-
водят
к
сокращению
ресурса
гене
-
раторов
(
вследствие
повышенного
нагрева
обмоток
),
а
также
к
допол
-
нительным
потерям
электроэнергии
на
станциях
.
Так
,
например
,
работа
мощного
гидрогенератора
в
ре
-
жиме
синхронного
компенсатора
будет
сопровождаться
потерями
ак
-
тивной
мощности
более
1
МВт
.
Необходимо
отдель
-
но
прокомментировать
рынок
системных
услуг
в
части
регулирования
напряжения
и
реактив
-
ной
мощности
в
энерго
-
системах
.
Конструкция
,
сформированная
по
данному
направлению
в
соответствии
с
поста
-
новлением
Правитель
-
ства
Российской
Феде
-
рации
от
03.03.2010
г
.
№
117,
не
может
пре
-
тендовать
на
полноцен
-
ный
рыночный
меха
-
низм
.
Фактически
это
лишь
механизм
ком
-
пенсации
затрат
гене
-
рирующих
компаний
по
обеспечению
работы
генераторов
в
режиме
синхронного
компенса
-
тора
,
необходимых
для
снижения
напряжения
на
участках
ЕНЭС
,
недо
-
статочно
оснащённых
средствами
компенса
-
ции
реактивной
мощно
-
сти
.
С
учётом
долгосроч
-
ной
перспективы
для
государства
было
бы
выгоднее
включить
данные
затра
-
ты
в
инвестиционную
программу
ОАО
«
ФСК
ЕЭС
»
с
целью
установки
необходимых
средств
компенса
-
ции
реактивной
мощности
вместо
финансирования
экономически
не
эффективной
генерации
.
Исходя
из
неуспешного
российского
и
зару
-
бежного
опыта
построения
рынков
системных
услуг
в
части
регулирова
-
ния
напряжения
и
реактивной
мощ
-
ности
,
можно
предположить
,
что
в
среднесрочной
перспективе
в
сло
-
жившихся
рыночных
конструкциях
данный
вид
рынка
не
может
быть
построен
.
Таким
образом
,
для
генери
-
рующих
компаний
отсутствуют
эко
-
номические
стимулы
к
участию
в
создании
многоуровневых
систем
автоматического
регулирования
на
-
пряжения
и
реактивной
мощности
в
энергосистемах
.
В
данной
ситуации
выходом
мо
-
жет
являться
введение
конкретных
нормативных
требований
по
уча
-
стию
электростанций
в
регулиро
-
вании
напряжения
и
реактивной
мощности
в
ЕЭС
России
,
в
т
.
ч
.
по
их
участию
в
соответствующих
много
-
уровневых
системах
автоматиче
-
ского
управления
.
Подобная
идея
выдвинута
ОАО
«
ФСК
ЕЭС
»
для
включения
в
раз
-
рабатываемые
«
Технологические
правила
работы
электроэнергети
-
ческих
систем
»,
указанные
выше
.
Однако
данное
предложение
оце
-
нено
как
преждевременное
.
Та
-
ким
образом
,
после
утверждения
«
Технологических
правил
работы
электроэнергетических
систем
»
на
среднесрочную
перспективу
будет
сохранен
и
нормативно
зафиксиро
-
ван
устаревший
подход
к
регулиро
-
ванию
напряжения
в
ЕЭС
России
,
описанный
выше
.
Особенности
регулирования
на
-
пряжения
в
сетях
по
условию
обе
-
спечения
качества
электроэнергии
.
Таким
образом
,
ответственность
за
регулирование
напряжения
в
сетях
с
целью
обеспечения
каче
-
ства
электроэнергии
по
показате
-
лю
«
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
рас
-
44
СЕТИ РОССИИ
пределительных
сетевых
компаний
в
части
регулирования
напряже
-
ния
пока
существенно
ограничены
.
В
этой
ситуации
необходимо
отме
-
тить
ряд
факторов
,
препятствующих
повышению
качества
электроэнер
-
гии
в
сетях
по
показателю
«
устано
-
вившееся
отклонение
напряжения
»
в
ближайшее
время
.
Требования
к
качеству
электро
-
энергии
по
показателю
«
установив
-
шееся
отклонение
напряжения
»
установлены
ГОСТ
13109-97
на
зажимах
электроприёмников
.
Тре
-
бования
к
уровням
напряжения
в
питающих
распределительной
и
ма
-
гистральной
сети
по
качеству
элек
-
троэнергии
расплывчаты
и
фактиче
-
ски
сводятся
к
общему
требованию
по
обеспечению
встречного
регу
-
лирования
напряжения
на
шинах
центров
питания
,
под
которыми
по
-
нимаются
шины
среднего
напряже
-
ния
подстанций
и
электростанций
,
к
которым
через
распределительную
сеть
присоединены
потребители
.
Таким
образом
,
основная
на
-
грузка
по
решению
рассматри
-
ваемой
задачи
ложится
на
распре
-
делительные
сетевые
компании
,
возможности
большинства
из
кото
-
рых
,
с
учётом
высокой
степени
из
-
носа
оборудования
,
невелики
.
В
этих
условиях
у
распредели
-
тельных
сетевых
компаний
есть
два
возможных
выхода
.
В
первом
случае
—
это
осуществить
колос
-
сальные
инвестиции
в
обе
-
спечение
работоспособно
-
сти
РПН
трансформаторов
и
в
оснащение
сетей
большим
количеством
управляемых
средств
компенсации
реак
-
тивной
мощности
.
Во
вто
-
ром
—
понести
минимальные
затраты
на
восстановление
работоспособности
суще
-
ствующих
средств
регулиро
-
вания
напряжения
(
либо
на
установку
дополнительных
)
только
на
наиболее
крити
-
ческих
участках
сети
.
На
все
же
претензии
потреби
-
телей
,
получающих
питание
от
остальных
,
не
реконструи
-
рованных
,
сетей
с
низким
качеством
электроэнергии
,
отвечать
: «
Я
режимом
не
управляю
,
все
вопросы
к
Си
-
стемному
оператору
и
ФСК
,
из
сети
которой
приходит
та
-
кое
напряжение
».
По
понятным
причинам
многие
распределительные
сетевые
ком
-
пании
вынуждены
идти
по
второму
пути
.
Следует
признать
,
что
обеспече
-
ние
качества
электроэнергии
по
по
-
казателю
«
установившееся
отклоне
-
ние
напряжения
»
в
среднесрочной
перспективе
с
минимальными
за
-
тратами
общества
в
целом
возмож
-
но
лишь
при
регламентированном
и
нормированном
участии
всех
субъ
-
ектов
электроэнергетики
,
вовлечён
-
ных
в
этот
процесс
ранее
в
составе
вертикально
интегрированных
ком
-
паний
.
Причины
,
препятствующие
опти
-
мизации
режимов
энергосистем
по
напряжению
и
реактивной
мощно
-
сти
с
целью
снижения
потерь
элек
-
троэнергии
.
Первая
причина
.
Превращение
рынка
электроэнергии
в
«
рынок
ге
-
нераторов
».
Во
всем
мире
при
реформиро
-
вании
электроэнергетики
по
пути
перехода
к
свободному
ценообразо
-
ванию
и
развитию
розничных
рын
-
ков
наблюдается
эффект
перехода
«
рыночной
власти
»
от
потребителей
к
производителям
электроэнергии
.
Российский
рынок
электроэнергии
не
является
исключением
.
Данный
эффект
в
первую
оче
-
редь
проявляется
в
том
,
что
правила
рынка
начинают
диктовать
именно
генерирующие
компании
,
спекули
-
руя
невозможностью
строительства
,
реконструкции
и
надёжной
эксплуа
-
тации
генерирующих
мощностей
без
непрерывного
роста
цен
на
электроэнергию
и
устойчивого
ро
-
ста
электропотребления
.
Необходи
-
мо
отметить
,
что
при
данной
моде
-
ли
рынка
опасения
генерирующих
компаний
вполне
обоснованны
.
Таким
образом
,
генерирующие
компании
по
сути
своей
деятель
-
ности
не
могут
поддерживать
ме
-
роприятия
по
снижению
электропо
-
требления
(
и
,
соответственно
,
цен
на
электроэнергию
),
в
том
числе
путём
снижения
потерь
в
сетях
.
Проведённые
исследования
эф
-
фективности
мероприятий
по
опти
-
мизации
режимов
напряжения
и
реактивной
мощности
и
их
влиянию
на
потери
электроэнергии
показали
,
что
эффект
от
управления
реактив
-
ной
мощностью
электростанций
даёт
от
70
до
90%
суммарного
эффекта
(
оставшаяся
доля
относится
на
сете
-
вые
средства
регулирования
напря
-
жения
и
реактивной
мощности
).
Получается
,
что
наиболее
эф
-
фективный
инструмент
оптимиза
-
ции
находится
в
руках
у
субъектов
,
которые
напрямую
заинтересова
-
ны
,
чтобы
он
не
использовался
.
При
этом
основными
субъектами
,
от
-
ветственными
за
снижение
потерь
электроэнергии
,
являются
сетевые
компании
,
не
управляющие
режи
-
мами
работы
энергосистем
.
При
этом
отсутствует
(
и
даже
не
созда
-
ётся
)
необходимая
нормативная
база
,
которая
могла
бы
принудить
генерацию
к
развитию
технологий
,
направленных
на
оптимизацию
ре
-
жимов
энергосистем
по
напряже
-
нию
реактивной
мощности
.
Вторая
причина
.
Необходи
-
мость
участия
большого
количе
-
ства
субъектов
для
внедрения
технологии
автоматического
цен
-
трализованного
регулирования
на
-
пряжения
и
реактивной
мощности
.
Для
проектирования
и
внедре
-
ния
централизованной
автомати
-
ческой
системы
,
обеспечивающей
оптимизацию
режимов
по
на
-
пряжению
и
реактивной
мощно
-
сти
,
требуется
участие
следующих
субъектов
:
ОАО
«
ФСК
ЕЭС
»
и
ОАО
«
Холдинг
МРСК
»,
ОАО
«
СО
ЕЭС
»,
ге
-
нерирующих
компаний
,
крупных
потребителей
(
с
регулируемыми
средствами
компенсации
реактив
-
ной
мощности
).
45
№ 2 (11), март-апрель, 2012
Сетевые
компании
(
в
первую
очередь
ОАО
«
ФСК
ЕЭС
»)
являются
инициаторами
создания
центра
-
лизованных
систем
оптимизации
режима
по
напряжению
.
Однако
поскольку
работа
данных
систем
неразрывно
связана
с
управле
-
нием
режимами
(
в
нормальных
и
послеаварийных
состояниях
энергосистем
),
то
единственным
субъектом
,
который
имеет
право
оптимизировать
режимы
энергоси
-
стем
,
является
ОАО
«
СО
ЕЭС
»,
кото
-
рое
,
как
показано
выше
,
не
имеет
явных
стимулов
решать
данную
за
-
дачу
.
Потребители
имеют
косвенный
интерес
к
созданию
систем
оптими
-
зации
,
а
генерация
,
как
показано
выше
,
заинтересована
в
противо
-
действии
её
созданию
.
Таким
образом
,
существует
не
-
соответствие
зон
полномочий
и
зон
ответственности
различных
субъек
-
тов
,
которое
на
сегодня
является
одним
из
ключевых
сдерживающих
факторов
.
Третья
причина
.
Отсутствие
технологии
автоматического
цен
-
трализованного
регулирования
на
-
пряжения
и
реактивной
мощности
в
России
.
В
советское
время
существовал
опыт
автоматического
централи
-
зованного
регулирования
напря
-
жения
и
реактивной
мощности
в
отдельных
энергосистемах
.
На
теку
-
щий
момент
ни
в
одной
из
энерго
-
систем
ЕЭС
России
данная
техноло
-
гия
не
применяется
.
Требуются
значительные
уси
-
лия
по
созданию
технологии
с
учё
-
том
возможностей
существующих
средств
регулирования
напряжения
и
реактивной
мощности
и
на
осно
-
ве
современных
систем
автомати
-
ческого
управления
,
в
т
.
ч
.
иерархи
-
ческого
.
В
качестве
базы
необходимо
использовать
богатый
зарубежный
опыт
,
например
на
основе
техноло
-
гий
Smart Grid
.
Четвёртая
причина
.
Отказ
сете
-
вых
компаний
от
автоматического
управления
РПН
.
В
последние
двадцать
лет
сло
-
жилась
практика
повсеместного
за
-
прета
на
переключение
РПН
(
авто
-)
трансформаторов
под
нагрузкой
.
Следует
признать
наличие
объек
-
тивных
причин
этого
,
связанных
в
первую
очередь
с
недостаточной
надёжностью
РПН
старого
транс
-
форматорного
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
пере
-
ключение
под
нагрузкой
скорее
ис
-
ключение
,
чем
норма
,
не
говоря
уже
об
автоматическом
регулирова
-
нии
напряжения
.
Необходимо
повышать
эффек
-
тивность
использования
РПН
на
подстанциях
ЕНЭС
путём
обеспе
-
чения
возможности
обязательного
применения
новых
РПН
в
автома
-
тическом
режиме
,
в
т
.
ч
.
путём
те
-
леуправления
из
соответствующего
центра
управления
сетями
или
дис
-
петчерского
центра
ОАО
«
СО
ЕЭС
».
МЕРОПРИЯТИЯ
ПО
ПОВЫШЕНИЮ
КАЧЕСТВА
РЕГУЛИРОВАНИЯ
НАПРЯЖЕНИЯ
И
РЕАКТИВНОЙ
МОЩНОСТИ
В
ЕНЭС
,
РЕАЛИЗУЕМЫЕ
ОАО
«
ФСК
ЕЭС
»
Организационные
мероприя
-
тия
.
В
2011
г
.
разработана
и
го
-
товится
к
утверждению
типовая
инструкция
для
оперативного
пер
-
сонала
ОАО
«
ФСК
ЕЭС
»
по
поддер
-
жанию
требуемых
уровней
напря
-
жения
в
ЕНЭС
.
Данный
документ
согласован
ОАО
«
СО
ЕЭС
»
и
предназначен
для
использования
оперативным
пер
-
соналом
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
обобще
-
ны
и
упорядочены
все
существую
-
щие
в
России
требования
к
регули
-
рованию
напряжения
и
реактивной
мощности
в
электрических
сетях
.
В
соответствии
с
«
Технологиче
-
скими
правилами
работы
электро
-
энергетических
систем
»
в
инструк
-
ции
вводятся
понятия
контрольных
пунктов
ОАО
«
ФСК
ЕЭС
»
и
графиков
напряжения
в
них
.
К
числу
данных
контрольных
пунктов
отнесены
шины
подстанций
ЕНЭС
с
номи
-
нальным
напряжением
110
кВ
и
ниже
,
не
включённые
в
состав
кон
-
трольных
пунктов
ОАО
«
СО
ЕЭС
».
В
инструкции
также
описаны
дей
-
ствия
оперативного
и
режимного
персонала
ОАО
«
ФСК
ЕЭС
»
по
раз
-
работке
и
реализации
мероприятий
по
поддержанию
требуемых
уров
-
ней
напряжения
в
ЕНЭС
,
как
путём
использования
средств
регулирова
-
ния
напряжения
и
реактивной
мощ
-
ности
,
установленных
в
ЕНЭС
,
так
и
путём
взаимодействия
персонала
ОАО
«
ФСК
ЕЭС
»
с
персоналом
прочих
субъектов
электроэнергетики
,
в
т
.
ч
.
с
оперативно
-
диспетчерским
персо
-
налом
ОАО
«
СО
ЕЭС
»
и
персоналом
прочих
сетевых
компаний
и
потре
-
бителей
,
присоединённых
к
ЕНЭС
.
После
утверждения
в
начале
2012
г
.
данная
инструкция
станет
базовым
документом
для
опера
-
тивного
персонала
ОАО
«
ФСК
ЕЭС
»,
обеспечивая
методическую
основу
мероприятий
ОАО
«
ФСК
ЕЭС
»
по
по
-
46
СЕТИ РОССИИ
вышению
качества
регулирования
напряжения
в
ЕНЭС
.
Оснащение
ЕНЭС
дополнитель
-
ными
современными
средствами
регулирования
напряжения
и
реак
-
тивной
мощности
.
Для
повышения
управляемости
режимов
ЕНЭС
в
те
-
чение
последних
лет
ОАО
«
ФСК
ЕЭС
»
реализует
масштабную
программу
по
установке
современных
регули
-
руемых
средств
компенсации
и
ре
-
активной
мощности
.
В
соответствии
с
ней
в
магистральной
сети
России
уже
установлены
и
эксплуатируются
средства
компенсации
большин
-
ства
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
установ
-
ке
в
ближайшем
времени
.
Кроме
применения
в
ЕНЭС
перечисленных
средств
компенса
-
ции
,
в
настоящее
время
в
рамках
НИОКР
рассматриваются
возмож
-
ности
для
применения
фильтро
-
компенсирующих
и
фильтро
-
сим
-
метрирующих
устройств
,
в
т
.
ч
.
активных
(
автоматически
регули
-
руемых
)
устройств
.
Применение
данных
средств
компенсации
,
на
-
ряду
с
регулированием
уровней
на
-
пряжения
в
сети
,
необходимо
для
компенсации
высших
гармоник
и
несимметрии
напряжений
на
от
-
дельных
участках
ОЭС
Востока
и
ОЭС
Сибири
.
Следует
отметить
,
что
в
отсут
-
ствии
централизованных
автома
-
тических
систем
регулирования
напряжения
в
российских
энерго
-
системах
системы
автоматического
управления
регулируемых
средств
компенсации
реактивной
мощ
-
ности
настраиваются
либо
на
ста
-
билизацию
напряжения
на
шинах
подстанции
,
на
которой
они
уста
-
новлены
,
либо
на
режим
поддержа
-
ния
постоянной
реактивной
мощно
-
сти
(
тока
)
устройства
.
Безусловно
,
установка
регули
-
руемых
средств
компенсации
упро
-
стила
решение
задачи
регулирова
-
ния
напряжения
в
магистральной
сети
.
Однако
с
учётом
того
,
что
си
-
стемы
автоматического
управления
современных
средств
компенсации
могут
быть
интегрированы
в
систе
-
мы
управления
верхнего
уровня
,
реализующие
более
сложные
и
эффективные
алгоритмы
,
можно
утверждать
,
что
возможности
уста
-
новленных
в
ЕНЭС
устройств
ис
-
пользуются
не
в
полной
мере
.
До
последнего
времени
значи
-
тельные
затраты
ОАО
«
ФСК
ЕЭС
»
на
широкое
внедрение
регулируемых
средств
компенсации
реактивной
мощности
обосновывались
глав
-
ным
образом
стремлением
освоить
современные
технологии
,
применя
-
емые
в
мире
при
создании
«
гибких
»
электропередач
(FACTS).
Глубоких
технико
-
экономических
обоснова
-
ний
эффективности
применения
данных
устройств
,
как
правило
,
не
проводилось
.
Расчёты
показывают
,
что
до
-
полнительные
затраты
на
приме
-
нение
регулируемых
средств
ком
-
пенсации
в
магистральной
сети
(
по
сравнению
с
нерегулируемыми
)
не
могут
быть
компенсированы
лишь
снижением
затрат
на
оптимизацию
потерь
электроэнергии
в
сетях
.
Сле
-
дует
ожидать
,
что
эффективность
применения
регулируемых
средств
компенсации
в
ЕНЭС
может
быть
обоснована
повышением
устойчи
-
вости
электропередач
и
устойчиво
-
сти
нагрузки
,
а
также
повышением
качества
электроэнергии
в
сетях
.
Однако
в
последнее
время
серьёз
-
ных
практических
исследований
для
подтверждения
данного
предпо
-
ложения
не
проводилось
.
При
этом
можно
констатировать
,
что
ряд
не
-
регулируемых
средств
компенсации
и
некоторые
УШР
,
установленные
в
ЕНЭС
сегодня
,
более
90%
времени
не
используются
или
работают
на
холостом
ходу
,
что
вызывает
вопро
-
сы
о
рациональности
принятых
ре
-
шений
их
применения
.
На
волне
создания
активно
-
адаптивной
сети
,
объявленного
ОАО
«
ФСК
ЕЭС
»,
многие
органи
-
зации
в
проектах
по
развитию
и
реконструкции
ЕНЭС
предлагают
повсеместную
установку
регули
-
руемых
средств
компенсации
(
едва
ли
не
на
каждой
подстанции
500—
750
кВ
),
пренебрегая
традицион
-
ными
нерегулируемыми
устрой
-
ствами
.
При
этом
нередко
качество
обосновывающих
материалов
не
выдерживает
никакой
критики
,
создавая
впечатление
,
что
предла
-
гаемое
решение
лишь
следует
«
мод
-
ным
»
тенденциям
.
В
сложившихся
условиях
ОАО
«
ФСК
ЕЭС
»
намерено
более
взве
-
шенно
подходить
к
решениям
по
установке
в
ЕНЭС
дополнительных
регулируемых
средств
компенса
-
ции
.
Это
не
означает
,
что
планиру
-
ется
отказаться
от
их
применения
,
но
,
с
учётом
существенно
более
высокой
стоимости
регулируемых
устройств
по
сравнению
с
нерегули
-
руемыми
,
технико
-
экономическому
обоснованию
предлагаемых
вари
-
антов
будет
уделяться
повышенное
внимание
.
Для
уточнения
порядка
и
крите
-
риев
выбора
мест
установки
,
типа
и
параметров
средств
компенсации
реактивной
мощности
в
ЕНЭС
раз
-
работан
стандарт
компании
«
Мето
-
дические
указания
по
обоснованию
применения
в
электрических
сетях
ЕНЭС
устройств
компенсации
ре
-
Тип
БСК
СТК
ШР
УШР
СТАТКОМ
АСК
Год
ввода
Суммарная
установленная
мощность
,
Мвар
/
количество
установок
2008 465/10
100/1
720/4
—
—
—
2009
258/4
260/3
460/3
520/6
—
—
2010 352/5
150/3
1080/6
180/1
50/1
—
2011 100/2
—
420/3
—
—
200/2
Тип
БСК
СТК
ШР
УШР
СТАТКОМ
АСК
Годы
ввода
Суммарная
установленная
мощность
,
Мвар
/
количество
установок
2012—2013
313/8
100/1
510/4
1400/12
—
—
Таблица
1.
Состав
и
параметры
средств
компенсации
реактивной
мощности
,
установленных
в
ЕНЭС
в
2008—2011
гг
.
Таблица
2.
Состав
и
параметры
средств
компенсации
реактивной
мощности
,
планируемых
к
установке
в
ЕНЭС
в
2012—2013
гг
.
47
№ 2 (11), март-апрель, 2012
активной
мощности
».
Данный
доку
-
мент
планируется
ввести
в
действие
в
2012
г
.
после
согласования
с
ОАО
«
СО
ЕЭС
».
Развитие
технологии
централи
-
зованного
автоматического
регули
-
рования
напряжения
и
перетоков
реактивной
мощности
в
энергоси
-
стемах
.
В
«
Технологические
правила
работы
электроэнергетических
систем
»
по
инициативе
ОАО
«
ФСК
ЕЭС
»
включён
следующий
пункт
:
«
Для
обеспечения
регулирования
напряжения
в
контрольных
пунктах
сетевых
организаций
могут
исполь
-
зоваться
устройства
автоматиче
-
ского
управления
режимом
работы
оборудования
сетевых
организа
-
ций
.
Логика
действия
и
настройка
устройств
автоматического
управле
-
ния
режимов
работы
оборудования
сетевых
организаций
,
относящихся
к
объектам
диспетчеризации
,
долж
-
ны
быть
согласованы
с
субъектом
оперативно
-
диспетчерского
управ
-
ления
».
В
соответствии
с
этим
,
а
так
-
же
в
рамках
создания
активно
-
адаптивной
сети
ОАО
«
ФСК
ЕЭС
»
в
ближайшие
годы
планирует
разра
-
батывать
и
внедрять
системы
авто
-
матического
управления
напряже
-
нием
и
реактивной
мощностью
в
сети
,
координированно
управляю
-
щие
средствами
регулирования
,
установленными
на
нескольких
под
-
станциях
ЕНЭС
.
В
настоящее
время
в
рамках
НИОКР
выполняются
обоснования
и
разрабатываются
детальные
тех
-
нические
задания
на
два
пилотных
проекта
по
данному
направлению
.
Целью
первого
проекта
является
разработка
централизованной
ав
-
томатизированной
системы
регули
-
рования
напряжения
и
реактивной
мощности
в
Юго
-
западном
районе
Кубанской
энергосистемы
.
Целью
второго
—
разработка
системы
управления
напряжением
в
новом
строящемся
энергокластере
«
Эль
-
гауголь
» (
ОЭС
Востока
).
Электроснабжение
Юго
-
Запад
-
ного
района
Кубанской
энергоси
-
стемы
обеспечивается
от
10
под
-
станций
220
кВ
ЕНЭС
,
на
которых
установлено
5
СТК
суммарной
мощностью
250
Мвар
и
8
БСК
суммарной
мощностью
350
Мвар
.
В
составе
проекта
исследуется
эф
-
фективность
централизованного
регулирования
напряжения
в
энер
-
горайоне
с
участием
указанных
средств
компенсации
реактивной
мощности
,
а
также
РПН
автотранс
-
форматоров
данных
подстанций
ЕНЭС
.
Оценивается
влияние
цен
-
трализованного
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
нормаль
-
ных
режимах
работы
энергоси
-
стемы
управляющие
воздействия
,
выдаваемые
системой
автоматиче
-
ского
регулирования
,
будут
опреде
-
ляться
на
основе
результатов
опти
-
мизационных
расчётов
режимов
по
напряжению
и
реактивной
мощ
-
ности
по
итогам
периодической
(
не
реже
одного
раза
в
двадцать
минут
)
оценки
состояния
текущего
режима
сети
по
данным
телеметрии
.
Алго
-
ритмы
работы
системы
при
ликви
-
дации
аварий
в
сети
предстоит
раз
-
работать
.
Проект
в
Кубанской
энергоси
-
стеме
осуществляется
с
участием
ОАО
«
СО
ЕЭС
».
С
учётом
того
,
что
проектируемая
система
управле
-
ния
представляет
собой
достаточно
сложный
комплекс
,
определяющий
режимы
работы
крупного
энер
-
горайона
,
помимо
технических
требуется
решение
и
ряда
орга
-
низационных
вопросов
.
В
первую
очередь
это
касается
разделения
границ
ответственности
подразде
-
лений
сетевой
компании
и
субъекта
оперативно
-
диспетчерского
управ
-
ления
за
функционирование
систе
-
мы
автоматического
регулирования
в
нормальных
режимах
и
при
лик
-
видации
аварий
в
энергосистеме
.
Энергокластер
«
Эльгауголь
»
бу
-
дет
включать
в
себя
участок
сети
220
кВ
(
четыре
подстанции
220
кВ
ЕНЭС
и
связывающие
их
воздуш
-
ные
линии
220
кВ
),
а
также
распре
-
делительные
сети
промышленных
предприятий
,
получающих
пита
-
ние
от
данного
участка
ЕНЭС
.
На
подстанциях
220
кВ
района
будут
установлены
СТК
и
БСК
,
которые
вместе
с
РПН
трансформаторов
планируется
объединить
под
управ
-
лением
единой
автоматической
си
-
стемы
.
Предполагается
,
что
на
первом
этапе
проекта
система
автоматиче
-
ского
управления
напряжением
в
районе
будет
установлена
на
одной
из
подстанций
220
кВ
энергокла
-
стера
на
основе
специально
разра
-
батываемого
моделирующего
ком
-
плекса
.
Позднее
,
после
внедрения
в
центре
управления
сетями
Амур
-
ского
предприятия
магистральных
электрических
сетей
современного
программно
-
технического
комплек
-
са
(
с
функциями
оценки
состояния
и
оптимизации
режима
сети
по
на
-
пряжению
и
реактивной
мощности
),
управление
напряжением
в
сети
энергокластера
может
осуществлять
-
ся
из
данного
центра
управления
се
-
тями
.
Завершение
НИОКР
по
обоим
проектам
намечено
на
2012
год
.
ВЫВОДЫ
Совокупность
задач
по
регули
-
рованию
напряжения
в
электриче
-
ских
сетях
до
сих
пор
не
решена
в
полном
объёме
в
ЕЭС
России
.
При
-
чинами
этого
в
первую
очередь
являются
технические
проблемы
,
связанные
с
недостаточной
управ
-
ляемостью
электрических
сетей
,
а
во
вторую
—
организационные
ба
-
рьеры
,
возникшие
в
ходе
реформы
электроэнергетики
.
Метод
регулирования
напряже
-
ния
на
основе
поддержания
задан
-
ных
графиков
в
контрольных
пун
-
ктах
сети
не
в
состоянии
обеспечить
уровни
напряжения
с
учётом
всех
предъявляемых
требований
.
Дальнейшее
развитие
системы
регулирования
напряжения
и
реак
-
тивной
мощности
должно
основы
-
ваться
на
широком
применении
со
-
временных
средств
регулирования
под
управления
централизованных
систем
автоматического
управле
-
ния
.
ОАО
«
ФСК
ЕЭС
»
в
настоящее
время
реализует
ряд
мероприятий
,
направленных
на
повышение
ка
-
чества
регулирования
напряжения
в
ЕНЭС
.
К
ним
относятся
органи
-
зационные
мероприятия
силами
оперативного
персонала
подстан
-
ций
и
центров
управления
сетями
,
мероприятия
по
оснащению
ЕНЭС
современными
средствами
регули
-
рования
напряжения
и
реактивной
мощности
,
разработка
пилотных
централизованных
автоматических
систем
регулирования
напряжения
и
реактивной
мощности
в
сети
.
Оригинал статьи: Направления развития системы регулирования напряжения и реактивной мощности в ЕНЭС
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).
