Бесплатный фрагмент - Электроэнергетические системы и сети в вопросах и ответах

ПРЕДИСЛОВИЕ

Автор выражает глубокую признательность руководству и специалистам ПАО «Россети ФСК ЕЭС» (Исполнительный аппарат г. Москва), ПАО «Россети Московский регион» (Исполнительный аппарат г. Москва), филиалам ПАО «Россети Волга», АО «ОЭК» (г. Москва), ООО «Сетевая компания» (г. Пенза), филиалам АО «СО ЕЭС» за участие в рецензировании и оказании содействия при написании учебного пособия.

Персональная благодарность Щобаку А. А., Ремизовой Т. С. (ФГБУ «Научно-исследовательский финансовый институт»), Кошелеву Д. Б. (ПАО «Россети»), Гвоздеву Д. Б. (ПАО «Россети Московский регион»), Медведеву Д. Б. (ПАО «Россети Московский регион») внесшим значительный вклад в улучшение содержания пособия.

ВВЕДЕНИЕ

Потребность в изложении различных аспектов современной российской энергетики, построенной на принципах рыночного регулирования в доступной студенту-читателю форме, возникла после завершения реформы РАО «ЕЭС России» в 2008 году, проводимой в соответствии с Постановлением Правительства РФ №526 «О реформировании энергетики Российской Федерации» [1].

Данное пособие является авторским изложением различной актуальной специализированной технической информации в формате «вопрос-ответ». Применение формата «вопрос-ответ» отсылает нас к преимущественно майевтической составляющей метода древнегреческого философа Сократа, использовавшего данный метод в дискуссиях, в которых истина и знания не даны в готовом виде, а представляют собой проблему и предполагают поиск [2].

Электроэнергетика, являясь стратегической отраслью государства в условиях рыночной экономики, сталкивается с новыми вызовами, с которыми ранее, ввиду плановой экономической системы СССР, не сталкивалась. Прежде всего, реформирование коснулось формирования оптового рынка электроэнергии и мощности, образование субъектов электроэнергетического хозяйства и нормативно-правовой базы, регулирующей их правоотношения. Однако, несмотря на эти экономические и правовые изменения электроэнергетическая система с технологической стороны всё также, основывается на фундаментальных физических законах, например, законах электродинамики. Ввиду этого методы решения ряда инженерных задач, связанных с передачей электроэнергии уже известны, и не отличаются от методов, использовавшихся ранее в СССР. Однако, в связи с новыми технико-экономическими вызовами, кроме их актуализации требуется внедрение абсолютно новых методологий построения электрических сетей и технологических процессов передачи и распределения электроэнергии (посредством высоковольтных сетей постоянного тока и гибких сетей переменного тока), так, масштабный проект цифровизации электросетевого комплекса, может обеспечить качественно новый уровень наблюдаемости и управляемости электросетевыми активами, превосходящий рядовую автоматизацию.

К вызовам в современной энергетике можно отнести: дебиторскую задолженность за потреблённую энергию, вопросы тарификации потребителей, выбор состава включенного генерирующего оборудования, изменение топологии распределительных сетей городов и населённых пунктов, возрастание технических и коммерческих потерь электроэнергии, физическое и моральное устаревание электросетевого и ген. оборудования, вопросы наблюдаемости сети, текущие темпы электросетевого строительства и реконструкций (создания устойчивых связей между объединенными энергосистемами Единой энергетической системы России), цифровизация действующих электроустановок, рост уровня токов короткого замыкания (далее — КЗ) и коммутационных перенапряжений, возрастание реактивной мощности (прежде всего в узлах связанных с тяговыми нагрузками), увеличение числа нелинейных нагрузок в системе приводящие к гармоникам и резонансам, вопросы электромагнитной совместимости оборудования, рост эксплуатационных издержек сетевых и генерирующих компаний, изменение режимов работы электроэнергетической системы (далее — ЭЭС) связанные с изменениями в характере и составе нагрузок (уменьшение промышленного потребления и рост бытового потребления) и многие др. При этом современные возможности вычислительной техники, ИТ и высокоскоростные каналы связи позволяют создавать цифровые электрические сети с обширными АСКУЭ (ИСУ) и АСДУ (SCADA), открывая новые возможности в вопросах управляемости и наблюдаемости ЭЭС.

Очевидно, для решения вышеперечисленных задач необходима основательная актуальная теоретическая база, причем её получение в большей степени является самостоятельной работой для студентов и молодых специалистов. При написании автор пособия обращал внимание на этот факт, а также на то, что электроэнергетическое образование в ВУЗах инерционно и в большинстве случаев не может обеспечить необходимый теоретический минимум актуальных знаний у будущих молодых специалистов. Во время самостоятельного изучения электроэнергетических дисциплин у студента может возникнуть масса вопросов различной сложности и специфики, касающихся технических и технологических аспектов функционирования системы. Поэтому в пособии затронуты как нетривиальные (сложные) вопросы, так и простые. Ответы на многие нетривиальные вопросы даны сознательно кратко для того, чтобы читатель мог проанализировать ответ и прийти самостоятельно к его получению. При этом в процессе трудовой деятельности для специалистов и инженерно-технических работников энергокомпаний данное пособие может использовано в качестве методического материала при подготовке к сдаче квалификационных экзаменов, а также для самостоятельной проверки остаточных знаний.

Анализ режимов работы электроэнергетической системы без рассмотрения ряда вопросов эксплуатации и технического обслуживания не позволил бы осветить аспекты, которые, зачастую носят ключевой характер при функционировании системы: планирование графиков ремонтов (ослабление схемы сети в ремонтных режимах), нюансы технического и оперативного обслуживания, особенности оборудования и налагаемые им ограничения на режим работы системы (ограничение максимально-допустимых перетоков в контролируемых сечениях) и др. Чтобы максимально охватить круг рассматриваемых вопросов в пособии применен метод декомпозиции задачи изучения электроэнергетической отрасли: разделение групп вопросов по смежной тематике.

Автор надеется, что читатель почерпнёт для себя нужную информацию, которая послужит ценным материалом для размышлений и пригодится в профессиональной деятельности. Также пособие может быть полезным для HR-представителей энергокомпаний при собеседовании с соискателями на инженерно-технические и административные должности и при проведении курсов повышения квалификации персонала для оценки уровня их теоретической подготовки и владения навыками построения умозаключений.

Для широкого круга читателей: студентов любой формы обучения по направлениям 13.03.00 и 13.03.02 «Электроэнергетика и электротехника» и специалистов электроэнергетических компаний в качестве вспомогательного справочного методического материала.

Глава 1 Общие вопросы электроэнергетики

Раздел 1.1 Основы электроэнергетики

Вопрос 1. Дайте определение термина «электроэнергетика».

Ответ. Электроэнергетика — отрасль экономики Российской Федерации, включающая в себя комплекс экономических отношений, возникающих в процессе производства (в том числе производства в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии), передачи электрической энергии, оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике, сбыта и потребления электрической энергии с использованием производственных и иных имущественных объектов (в том числе входящих в Единую энергетическую систему России), принадлежащих на праве собственности или на ином предусмотренном федеральными законами основании субъектам электроэнергетики или иным лицам. Электроэнергетика является основой функционирования экономики и жизнеобеспечения [1]. При этом согласно ГОСТ 19431—84: «Электроэнергетика — раздел энергетики, обеспечивающий электрификацию страны на основе рационального расширения производства и использования электрической энергии.»

Вопрос 2. Почему именно электроэнергия получила распространение, как основное средство передачи энергии для совершения полезной работы?

Ответ. Энергетика в широком смысле слова охватывает любые виды энергоресурсов и деятельность, связанную с их преобразованием. В быту потребителям необходимо совершение полезной работы, иными словами преобразование одного вида энергии в другой. Распространение получила энергия переменного электромагнитного поля, поскольку именно она обладает необходимыми свойствами для рационального преобразования в другие виды энергии: передача на большие расстояния с минимальными потерями энергии и относительно высоким КПД, возможность трансформации, относительно низкая стоимость, возможность генерации в необходимых объемах.

Вопрос 3. В чем заключается ключевая особенность технологии производства электроэнергии?

Ответ. Ключевая особенность электроэнергии заключается в том, что процесс её производства и потребления неразрывно связан во времени. При этом её накопление и хранение в промышленных объемах возможно осуществлять только через специальные системы накопления электроэнергии (например, ГАЭС, хим. накопители), которые в настоящее время имеют ряд существенных технологических, технико-экономических ограничений и не получили достаточно широкого применения в ЕЭС России. Таким образом, выработка электроэнергии должна совпадать во времени с её потреблением. Это налагает особую ответственность за обеспечения бесперебойного снабжения потребителей на энергетические компании (прежде всего системного оператора), в отличие от других отраслей промышленности.

Вопрос 4. Почему в электроэнергетике принято создавать большие энергообъединения для обеспечения электроснабжения потребителей?

Ответ. Создание объединенных энергосистем позволяет более полно использовать установленную мощность электростанций, снизить колебания загрузки отдельных электростанций и энергосистем за счет использования несовпадения максимальной нагрузки во времени в отдельных энергосистемах. Так, созданная Единая энергетическая система (ЕЭС), объединяющая энергосистемы различных регионов России, стран Содружества Независимых Государств (СНГ) и Балтии (позволяет передавать электроэнергию из избыточных по энергоисточникам районов страны в дефицитные, рационально использовать установленную мощность за счет смещения максимумов нагрузки в районах с разным поясным временем.

По этой же причине выравнивается суточный график нагрузки, что благоприятно сказывается на надежности и долговечности оборудования, кроме того, снижается расход топлива на выработку электроэнергии. Управление огромным энергетическим комплексом осуществляется из единого диспетчерского центра системного оператора (АО «СО ЕЭС») с помощью различных автоматических систем, дистанционно контролирующих и регулирующих параметры режима во многих контрольных точках [3].

Вопрос 5. Что такое слабая и сильная связь между энергосистемами?

Ответ. Линии электропередачи, передающие потоки равными мощностями группы генераторов или соизмеримыми с установленной мощностью энергосистем, относятся к сильным связям. При пропускной способности, не превышающей 5—10% от установленной мощности меньшей из объединяемых энергосистем, связь между ними характеризуются как слабая. По этим связям практически проводят границу между отдельными энергосистемами.

Вопрос 6. Перечислите основные задачи АО «СО ЕЭС».

Ответ. В процессе своей деятельности Системный оператор решает три основные группы задач:

— управление технологическими режимами работы объектов ЕЭС России в реальном времени

— обеспечение перспективного развития ЕЭС России

— обеспечение единства и эффективной работы технологических механизмов оптового и розничных рынков электрической энергии и мощности [3].

Вопрос 7. Перечислите цели Ассоциации «НП Совет рынка» и АО «АТС».

Ответ. Целями создания Ассоциации НП «Совет рынка» являются

● обеспечение функционирования коммерческой инфраструктуры оптового рынка;

● обеспечение эффективной взаимосвязи оптового и розничных рынков;

● формирование благоприятных условий для привлечения инвестиций в электроэнергетику;

● наличие общей позиции участников оптового и розничных рынков при разработке нормативных документов, регулирующих функционирование электроэнергетики;

● организация на основе саморегулирования эффективной системы оптовой и розничной торговли электрической энергией, мощностью, иными товарами и услугами, допущенными к обращению на оптовом и розничных рынках, в целях обеспечения энергетической безопасности Российской Федерации, единства экономического пространства, свободы экономической деятельности и конкуренции на оптовом и розничных рынках, соблюдения баланса интересов производителей и покупателей электрической энергии и мощности, удовлетворения общественных потребностей в надежном и устойчивом снабжении электрической энергией.

АО «АТС» создано в целях осуществления деятельности по организации торговли на оптовом рынке электрической энергии и мощности, связанной с заключением и организацией исполнения сделок по обращению электрической энергии, мощности и иных объектов торговли, обращение которых допускается на оптовом рынке [1].

Вопрос 8. Сколько синхронных зон входит в состав ЕЭС России?

Ответ. Единая энергетическая система России включает в себя 2 синхронные зоны.

Первая синхронная зона включает в себя все объединенные энергосистемы (ОЭС Центра, Средней-волги, Северо-запада, Сибири, Урала), кроме объединенной энергосистемы Востока. Вторая синхронная зона включает в себя объединенную энергосистему Востока, которая работает изолированно от первой синхронной зоны. Вторая синхронная зона имеет связь нормально отключенного транзита с ОЭС Сибири (1-й синхронной зоной) по воздушной линии (далее — ВЛ) 220 кВ, а также с энергосистемой Китая. Необходимо отметить, что пропускная способность транзитных ЛЭП 220 киловольт (далее — кВ) недостаточна для синхронизации по ним 1-й и 2-й синхронных зон [32.1].

Вопрос 9. В чем заключается основная сложность объединения на параллельную работу энергосистем с разными номинальными частотами (50 и 60 Гц)?

Ответ. Если до объединения системы работали с различными законами регулирования частоты, то такое объединение требует большой работы по реконструкции систем регулирования частоты, основного и вспомогательного оборудования всех электростанциях и крупных капиталовложений. Объединение систем на параллельную работу приводит к одновременному увеличению токов КЗ в связываемых системах. Это требует применения дорогостоящих мероприятий по их ограничению или замене коммутационной аппаратуры. Поэтому, например, в энергосистеме Японии для объединения ОЭС 60 и 50 Гц «Север и Юг» широко применяют асинхронизированные установки на ГАЭС и вставки постоянного тока.

Вопрос 10. Почему в единой энергетической системе (далее — ЕЭС) России выбран переменный ток с номинальной частотой равной 50 Гц?

Ответ. Использование переменного тока частотой 50 Гц обусловлено исторически. Первые однофазные сети переменного тока в США в 1880-е годы имели частоту 133 Гц (данная частота была удобна для обрабатывающего оборудования). Но исследованиями ведущих электротехников конца XIX века (Ч. П. Штейнмец, Н. Тесла и др.) было установлено, что при действительном качестве трансформаторных сталей оптимальная частота равна приблизительно 55 Гц. В Америке выбрали данную частоту округлив до 60 Гц, ориентируясь на улучшение качества электроэнергии. В Германии приняли 50 Гц, чтобы можно было использовать сталь с несколько худшим качеством. Вскоре после этого разработанная система трёхфазного переменного тока М. А. Доливо-Добровольским также взяла за основу стандарт в 50 Гц, который оказался удобен для конструкций электрических машин (асинхронных двигателей и синхронных генераторов) в части числа полюсов и допускаемой частоты вращения роторов.

В начале 1950-х годов были разработаны новые магнитные сплавы (пермаллой и т.п.), позволявшие строить электросети с частотой 400 Гц, по общей экономичности капитальных вложений (меньшие габариты оборудования и др.), превосходящие традиционные — 50 и 60 Гц. Но технически реализовать это для больших существующих систем невозможно: пришлось бы заменить существующие и разработать новые генераторы, трансформаторы и вспомогательное оборудование на электростанциях, асинхронные и синхронные электродвигатели, индукционные приборы учета и многие другие устройства, для работы которых критична частота сети. Вместе с этим серьёзно возросли бы эксплуатационные издержки (потери электроэнергии при передаче и др.).

Раздел 1.2 Основы теоретической электротехники

Вопрос 1. Отражением, какого фундаментального физического закона является первый закон и второй закон Кирхгофа?

Ответ. Первый закон Кирхгофа является отражением фундаментального закона сохранения электрического заряда, второй закон отражением закона сохранения электрической энергии.

Вопрос 2. Что такое уравновешенная трёхфазная цепь? Применяется ли она в распределительных сетях 0,4 кВ?

Ответ. Уравновешенной называют такую трехфазную цепь, мгновенная мощность элементов которой не зависит от времени. Нагрузка, подключенная к фазному напряжению 0,23 кВ распределена не равномерно, и имеет разные коэффициенты одновременности, следовательно, для нормального функционирования сети необходим нулевой проводник, который уравновешивает систему. Уравновешенность является важным качеством трехфазной цепи: момент на валу трехфазного генератора остается в таких системах постоянным, а не пульсирует с двойной угловой частотой.

Вопрос 3. Почему для расчетов систем применяется метод симметричных составляющий, а не классические методы расчета цепей, основанные на законах Кирхгофа?

Ответ. Электрические системы содержат большое количество неидеальных (потери ЭЭ) нелинейных электрических элементов. Для симметричных режимов допускается линеаризовать уравновешенную систему токов и напряжений. Но при возникновении нессиметрии в сети учет магнитосвязанных цепей необходим, из-за этого для расчета образуется большое количество контуров. Для упрощения расчетов вводится понятие идеального трансформатора и магнитосвязанная цепь заменяется эквивалентной линейной. В настоящее время вычислительной мощности ЭВМ достаточно для использования метод расчета в фазных координатах. Метод симметричных составляющий позволяет представить неуравновешенной трёхфазную систему в виде трёх составляющих уравновешенных (прямой, обратной, нулевой последовательности).

Раздел 1.3 Основы устойчивого функционирования электроэнергетической системы, предотвращения и ликвидации нарушений её нормального режима работы

Вопрос 1. Какие режимы существуют в электроэнергетической системе (ЭЭС)? Приведите краткое определение режимов.

Ответ. Состояние ЭЭС на заданный момент или отрезок времени называется режимом. С учетом требований ГОСТ 57114—2016.

Электроэнергетический режим энергосистемы — совокупность технических параметров, характеризующих единый процесс производства, преобразования, передачи и потребления электрической энергии (мощности) в энергосистеме и состояние объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок потребителей электрической энергии (включая схемы электрических соединений объектов электроэнергетики) [32.1].

Установившийся режим — это режим работы, при котором режимные параметры изменяются незначительно или остаются неизменными [7].

Квазиустановившийся режим — это часть длительного переходного процесса, устанавливающегося в электроэнергетической системе после аварийных возмущений и характеризующегося единой частотой и конечным ускорением энергосистемы [7].

Вынужденный режим энергосистемы — электроэнергетический режим энергосистемы, характеризующийся сниженными запасами устойчивости в нормальном режиме и возможностью нарушения устойчивости в послеаварийном режиме [7];

Нормальный режим — это установившийся режим (не считая нерегулярных колебаний, медленных или незначительных флуктуаций параметров, в том числе обусловленных работой устройств автоматического регулирования частоты, напряжения), характеризующийся длительно допустимыми значениями параметров, нормативными запасами устойчивости в данной схеме сети, устойчивым переходом к любым послеаварийным режимам, которые могут возникнуть в результате нормативных возмущений [7].

Переходный режим энергосистемы — электроэнергетический режим, возникающий при переходе от одного установившегося режима к другому установившемуся режиму, вызванном аварийными или иными возмущениями при изменении технологического режима работы или эксплуатационного состояния объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок [7];

Послеаварийный режим энергосистемы — установившийся электроэнергетический режим энергосистемы, характеризующийся параметрами, сложившимися после завершения, вызванного аварийным возмущением переходного процесса [7];

Аварийный режим — разновидность установившегося режима, отражающая такую стадию переходного процесса, при которой произошло затухание всех возникших в начальный момент КЗ апериодических составляющих токов и напряжений в синхронной машине, действие АРВ прекращено (ликвидируется действием УРЗА). При этом предполагается, что скорость вращения машины остается равной синхронной [7].

Асинхронный режим — аварийный режим энергосистемы, характеризующийся несинхронным вращением части генераторов энергосистемы. Характеризуется устойчивыми глубокими периодическими колебаниями напряжений, токов и мощностей, периодическим изменением взаимного угла ЭДС генераторов электростанций и наличием разности частот между частями синхронной зоны при сохранении электрической связи между ними. Различают АР генератора с возбуждением и с потерей возбуждения [7].

Режим с высокими рисками (РВР) — режим с высокими рисками нарушения электроснабжения: электроэнергетический режим работы ЕЭС России или ее части, связанный с возникновением или угрозой возникновения нарушения электроснабжения и требующий разработки и выполнения дополнительных организационно-технических мероприятий, направленных на повышение надежности работы энергосистемы на территории ОЗ [32.1].

Вопрос 2. Назовите виды послеаварийных режимов.

Ответ. Иногда также различают следующие послеаварийные режимы:

— Послеаварийный режим после нормативного возмущения, характеризующийся запасами устойчивости, не меньшими, чем нормативными. Если эти запасы не соответствуют условиям нормального режима, то диспетчерский персонал должен ввести энергосистему в область допустимых режимов не более, чем за 20 мин [3]. Режим, параметры которого соответствуют требованиям к послеаварийному режиму — переток активной мощности не выше аварийно-допустимого, токовая нагрузка ЛЭП и электросетевых элементов не выше аварийно-допустимой с учётом согласованной длительности перегрузки, напряжения не ниже аварийно-допустимого уровня.

— Установившийся послеаварийный режим со сниженными запасами по устойчивости. Такой режим может возникнуть, если предшествующий режим не соответствовал нормальному режиму или/и возмущение было тяжелее нормативного. При этом диспетчерский персонал также должен повышать запасы устойчивости до регламентируемых [3]. Также речь может идти о недопустимой перегрузке по току и снижении напряжения ниже нормативных величин. Диспетчерский персонал в данном случае будет приводить параметры электроэнергетического режима (P, I, U, f) в область допустимых значений.

Вопрос 3. Дайте определение неполнофазному режиму работы электропередачи.

Ответ. Неполнофазный режим работы электропередачи — временный режим работы воздушной линии с односторонним или двусторонним питанием «две фазы — нейтраль» при отключенной одной фазой со всех сторон и заземлением нейтралей трансформаторов. При этом несимметрия параметров режима допускается по условиям работы генераторов, трансформаторов и УРЗА системы.

Вопрос 4. Дайте определение натурального режима электропредачи.

Ответ. Натуральный режим электропередачи — наиболее выгодный для сети установившийся режим работы, которому соответствует максимальная передаваемая активная мощность электропередачи с учетом технический ограничений по перенапряжениям в различных точках ДЭП и затратам на электросетевое оборудование (не требуются установки регулирующие реактивную мощность), за счет отсутствия загрузки линии реактивным током, так как линия компенсирует собственную реактивную мощность (индуктивность) зарядной мощностью (емкостью). При этом величина передаваемой мощности по ДЭП СВН зависит от величины волнового сопротивления линии равного сопротивлению нагрузки.

Вопрос 5. Понятие натуральная мощность воздушной линии.

Ответ. Это режим работы ВЛ, при котором потери реактивной мощности в индуктивном сопротивлении ВЛ и её зарядная мощность компенсируют друг друга.

Вопрос 6. Как влияет взаимная индуктивность фазных проводов воздушной линии (далее — ВЛ) на пропускную способность электропередачи?

Ответ. В нормальном режиме работы электропередачи взаимная индуктивность уменьшает индуктивность фаз и соответственно падения напряжения на линии за счет уменьшения реактивной мощности, протекающей по линии, за счет этого можно увеличить переток активной мощности по линии. При несимметричных режимах работы она увеличивает сопротивления для токов нулевой последовательности.

Вопрос 7. Дайте определение синхронным качаниям.

Ответ. Синхронные качания — режим энергосистемы, характеризующийся низкочастотными периодическими изменениями токов, напряжений и мощности при сохранении синхронности параллельной работы генераторов, благодаря их инерционным демпфирующим свойствам. Незначительные изменения мощности нагрузок и генерации (в масштабах энергосистемы) приводят к небольшой разнице в частотах ЭДС, вырабатываемых в частях энергосистемы и появлению небольших «качаний» напряжения.

Вопрос 8. Для чего нужен анализ холостого хода электропередачи?

Ответ. Холостой ход электропередачи — режим кратковременный, но его анализ обязателен, поскольку позволяет оценить возможность перегрузки генератора реактивным током, величину предельного напряжения на конце линии при холостом ходу (нагрузкой является сама ЛЭП).

Вопрос 9. Назовите различия режима синхронных качаний от асинхронного хода.

Ответ. Основными признаками асинхронного режима являются:

— устойчивые глубокие периодические колебания напряжений, токов и мощностей. Напряжения на объектах энергетики вблизи электрического центра качаний (ЭЦК) могут снижаться до нулевых значений;

— периодическое изменение взаимного угла ЭДС генераторов хотя бы одной электростанции по отношению к ЭДС генераторов любой другой электростанции энергосистемы на угол, больший 360;

— возникновение разности частот между частями синхронной зоны, вышедшими из синхронизма, при сохранении электрической связи между ними.

В результате снижения напряжения вблизи ЭЦК ниже аварийно допустимых значений возможно нарушение работы механизмов собственных нужд электростанций. Наиболее надёжной отличительной чертой синхронных качаний является то, что средняя частота в энергосистемах или её частях, между которыми происходят взаимные колебания, остаётся неизменной, равной исходной. Кроме того, при синхронных качаниях мощность на линиях связи не меняет своего знака. Поскольку угол между ЭДС систем при синхронных качаниях теоретически может достигать своего критического значения, нельзя отличить асинхронный режим от синхронных качаний только по значению тока.

Вопрос 10. Какой практический критерий существует для определения устойчивости узла нагрузки?

Ответ. Если в узле нагрузки происходит снижение напряжения (возникает дефицит реактивной мощности), то энергосистема компенсирует небаланс за счет увеличения реактивной мощности, выдаваемой в сеть генераторами. Пока отношение приращения реактивной мощности энергосистемы для узла нагрузки к напряжению в данном узле отрицательно- система статически устойчива.

Вопрос 11. Какие мероприятия необходимо предпринять в случае возникновения асинхронного хода при потере возбуждения генератора?

Ответ. При потере возбуждения генератора должны быть выполнены следующие мероприятия (устройствами РЗ и ПА, эксплуатационным персоналом):

— выявить асинхронный режим (релейная защита действует на отключение, если он невозможен или недопустим -на сигнал) и разгрузить турбину;

— одновременно включить АГП и переключить обмотку возбуждения на гасящие резисторы;

— обеспечить работу системы собственных нужд электростанции;

— контролировать реактивную мощность других генераторов;

— обеспечить устойчивость участка энергосистемы и ограничить время асинхронного режима;

— устранить неисправность системы возбуждения либо перейти на резервный возбудитель.

Вопрос 12. В чем особенность режимов работы дальних электропередач?

Ответ. При расчете установившихся режимов для дальних электропередач необходимо учитывать волновую длину линии, в зависимости от этой величины и степени согласованности сопротивления линии с нагрузкой проявляются эффекты, связанные с генерацией (потреблением) реактивной мощности линией, что приводит к росту напряжения (тока) на конце линии.

Вопрос 13. Какими основными параметрами определяется текущий режим энергосистемы?

Ответ. Основными параметрами режима являются согласно ГОСТ 721—77 «Системы электроснабжения, сети, источники, преобразователи и приемники электрической энергии. Номинальные напряжения до 1000 В» и ГОСТ 21128—83».. свыше 1000 В», ГОСТ 1516.3—96 «Электрооборудование переменного тока на напряжения от 1 до 750 кВ..», ГОСТ 32144—2013 «Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная.» и ПТФ ЭЭС являются указанные в Таблице 1.

Таблица 1 — Описание параметров электрического режима

Вопрос 14. Какие особенности электроэнергетических режимов Вы можете перечислить для ОЭС входящих в ЕЭС России?

Ответ. Особеености ОЭС перечислены в Таблице 2.

Таблица 2 — Описание особенностей ОЭС

Вопрос 15. Как определить предел передаваемой мощности по заданному вектору утяжеления по расчетам установившихся режимов? Какой критерий при этом не учитывается?

Ответ. При утяжелении режима производится серия расчётов установившихся режимов при изменении параметров в соответствии с заданной траекторией утяжеления. Критерием нахождения предельного режима является сходимость расчета режима. Дополнительным критерием нахождения предельного режима может служить достижение экстремума по отмеченным контролируемым величинам (мощности по сечениям). Выполняется для определения предельных перетоков мощности по сечениям (наборам линий, без которых сеть разделяется на два несвязных района). При определении допустимых перетоков в настоящее время не учитываются потери активной и реактивной мощности.

Для расчета используется процедура, называемая утяжелением режима, и заключающаяся в следующем: задается множество узлов, в которых будет осуществляться изменение параметров режима (нагрузки, генерации, модуля напряжения для регулируемых узлов, угла напряжения для балансирующих узлов), со значениями их приращений. Это множество называется траекторией утяжеления. Проводится серия расчетов режимов при последовательном изменении утяжеляемых параметров на заданную величину, при аварийном окончании одного из расчетов осуществляется возврат к последнему из сбалансированных режимов, и следующее приращение выполняется на величину в два раза меньшую предыдущей, пока не будет, достигнут предельный режим с заданной точностью.

Вопрос 16. Что понимается под связью и под сечением в энергосистеме? Какие приняты виды сечений?

Ответ. Связь — последовательность элементов, соединяющих две части энергосистемы. Данная последовательность может включать в себя кроме линий электропередачи трансформаторы, системы (секции) шин, коммутационные аппараты, рассматриваемые как сетевые элементы.

Связь межсистемная — участок линии электропередачи, непосредственно соединяющий электростанции или подстанции разных энергосистем. Иногда к межсистемной связи относят и смежные участки линии электропередачи, не имеющие дополнительных шунтирующих связей.

Контролируемое сечение — совокупность линий электропередачи и других элементов сети, определяемых диспетчерским центром субъекта оперативно-диспетчерского управления, перетоки активной мощности по которым контролируются и/или регулируются в целях обеспечения устойчивости энергосистемы и допустимых режимов работы (допустимой токовой нагрузки) линий электропередачи и оборудования.

Полное сечение — совокупность элементов одной или нескольких связей, одновременное отключение которых приводит к разделению энергосистемы на две изолированно работающие части.

Частичное сечение — совокупность элементов одной или нескольких связей, одновременное отключение которых не приводит к разделению энергосистемы на две изолированно работающие части.

Под опасным сечением понимается сечение из наиболее загруженных линии (элементов), делящих систему на две изолированные части в послеаварийном режиме или в послеаварийном режиме после нормативного возмущения, если отключение перегружаемого элемента недопустимо (согласно текущим НДТ данный термин исключен из оборота) [10].

Вопрос 17. Как подразделяются технологические нарушения в работе энергетических объектов в зависимости от характера, тяжести последствий, воздействия на персонал и объемов повреждений?

Ответ. Технологические нарушения подразделяются на аварию, инцидент, технологический отказ, функциональный отказ.

Под аварией понимается разрушение сооружений или технических устройств, применяемых на опасном производственном объекте, неконтролируемый взрыв или выброс опасных веществ. Ситуация считается аварийной, если в результате такой ситуации возник:

— групповой несчастный случай;

— останов на срок более суток генерирующего оборудования;

— выведено из строя основное оборудование на срок более 25 суток;

— ограничена пропускная способность ЛЭП на срок более 25 суток.

Аварии на станциях (останов на срок более 25 суток):

— Пожар или взрыв в энергокотле, который привёл к обрушению здания котельной, либо к недопустимой деформации питательных трубопроводов, барабанов котлов, если эти разрушения приводят к вынужденному простою котла;

— Разрушение цилиндров или прогиб ротора турбины, разрушение лопастей гидротурбины или пожар в маслосистеме турбины;

— Повреждение ротора генератора, внутреннее повреждение, которое привело к полной перемотке ротора или статора, к перешихтовке железа или замены ротора;

— Повреждение силового трансформатора, синхронного компенсатора или шунтирующего реактора, если это привело к останову генерирующего оборудования или ограничению передачи электроэнергии.

Аварии в энергосистемах: в результате внезапного отключения генерирующего оборудования энергосистема стала работать с частотой 49 герц и ниже в течении одного часа и более или суммарной продолжительностью в течение суток 3 часа и более [4].

На гидростанциях к авариям относятся: повреждения гидросооружений, которые привели к снижению уровня воды в водохранилище или повышению его на нижнем уровне за предельно допустимое значение.

Инцидент — отказ или повреждение оборудования, сетей, отклонения от установленных режимов, нарушение федеральных законов и иных правовых актов Российской Федерации, а также нормативных технических документов, устанавливающих правила ведения работ на опасном производственном объекте.

Технологический отказ — вынужденное отключение или ограничение работоспособности оборудования, приведшее к нарушению процесса производства или передачи электрической и тепловой энергии потребителям, если они не содержат признаков аварии/

Технологический отказ — это повреждение, но сроки по времени отклонение показателей меньше. Примеры в сетях: Повреждения в ЛЭП, системы шин ПС, силового трансформатора, СК, реактора в сети 110 кВ и выше или разделение системы на части, которое приводит к обесточиванию объектов народного хозяйства и нарушению договорных обязательств по отношению к потребителю. либо неправильные действия РЗА и персонала, которые привели к обесточиванию потребителей или снижению качества электроэнергии.

Функциональные отказы — это неправильные действия защиты или автоматики, или неправильные действия персонала, если они не привели к обесточиванию потребителей и снижению качества энергии. Например, вынужденное отключение оборудования или ЛЭП, но без нарушения технологии энергопроизводства.

Вопрос 18. Когда может быть выполнен переход на работу в вынужденном режиме?

Ответ. Переход на работу в вынужденном режиме может быть выполнен в следующих случаях:

— Оперативно при аварийном или неотложном изменении схемно-режимной ситуации на время не более 40 минут, до 24 часов, свыше 24 часов;

— При планируемом или фактическом изменении схемы электрической сети (состава генерирующих мощностей), связанном с выводом в ремонт линий электропередачи, электросетевого и/или генерирующего оборудования, на срок, соответствующий поданной диспетчерской заявке;

— В связи с прогнозируемой неблагоприятной режимно-балансовой ситуацией (недостаток генерирующих мощностей, ограничение максимально допустимых перетоков активной мощности в контролируемых сечениях и др.).

Переход на работу в вынужденном режиме не допускается, если МДП в контролируемом сечении определяется необходимостью обеспечения допустимой токовой нагрузки линий электропередачи и (или) электросетевого оборудования в нормальной (ремонтной) схеме или в послеаварийном режиме после нормативного возмущения [5].

Вопрос 19. Какие расчетные условия работы энергосистемы по частоте определены в стандарте Системного оператора «Правила предотвращения развития и ликвидации нарушений нормального режима электрической части энергосистем»?

Ответ. Значительное снижение или повышение частоты недопустимо по режимам работы электрических станций. Для тепловых электростанций длительное снижение частоты ниже 49,00 Гц недопустимо по режиму работы котлов, имеющих питательные электронасосы. Работа на пониженной частоте может приводить к разрушению лопаточного аппарата паровых турбин. Для АЭС с реакторами типа РБКМ-1000 эксплуатация запрещается при частоте ниже 48 Гц, а с реакторами ВВЭР-1000 — ниже 46 Гц.

С учетом этого определены следующие расчетные условия работы энергосистемы по частоте: с частотой ниже 49,0 Гц — не более 40 с, 47,0 Гц — не более 10 с; 46,0 Гц — не допускается. В нормальных режимах ЕЭС частота нормируется в диапазонах:50,000,05 Гц — нормальное значение (для длительных отклонений); 50,000.20 Гц — для отклонений длительностью не более 15 мин [4].

Вопрос 20. Чем отличается понятие перегрузка контролируемого сечения от превышения МДП?

Ответ. Перегрузка контролируемого сечения — работа с перетоком активной мощности в контролируемом сечении, превышающим максимально допустимый переток активной мощности в контролируемом сечении, увеличенный на величину амплитуды нерегулярных колебаний (отклонений) активной мощности, в течение менее 20 минут.

Превышение максимально допустимого перетока активной мощности в контролируемом сечении (превышение МДП) — работа с перетоком активной мощности в контролируемом сечении, превышающим максимально допустимый переток активной мощности в контролируемом сечении, увеличенный на величину амплитуды нерегулярных колебаний (отклонений) активной мощности, в течение 20 минут и более непрерывно или интегрально. Превышение МДП является переходом на работу в вынужденном режиме работы в контролируемом сечении [4].

Вопрос 21. Что предпринимается диспетчерским центром Системного оператора на стадии планирования режимов, при выявлении возможности перегрузки контролируемого сечения, ЛЭП и электросетевого оборудования?

Ответ. На стадии планирования режима после разработки и анализа ожидаемого баланса мощности и при выявленной необходимости предотвращения возможной перегрузки контролируемых сечений, электросетевого оборудования свыше длительно допустимой токовой нагрузки, с необходимой заблаговременностью диспетчерскими центрами:

— даются команды на подготовку ГАЭС к работе в генераторном режиме;

— даются команды на пуск энергоблоков, находящихся в холодном резерве;

— запрещается вывод в ремонт (резерв) ЛЭП, электросетевого оборудования, снижающего МДП в контролируемых сечениях, а также генерирующего оборудования, отключение которого приводит к увеличению загрузки электросетевого оборудования и контролируемых сечений с ожидаемой перегрузкой (независимо от наличия заявок);

— даются команды на ввод в работу (в сроки аварийной готовности) электросетевого оборудования, включение которого приводит к увеличению МДП в контролируемых сечениях с ожидаемой перегрузкой, а также генерирующего оборудования, снижающего загрузку ЛЭП, электросетевого оборудования и контролируемых сечений с ожидаемой перегрузкой;

— вводятся графики аварийного ограничения режима потребления [4].

Вопрос 22. Что необходимо предпринять диспетчеру при выявлении возможности снижения частоты в энергосистеме?

Ответ. После разработки и анализа ожидаемого баланса мощности и при выявленной необходимости для предотвращения возможного снижения частоты в энергосистеме, перегрузки сечений, связей и электротехнического оборудования, с необходимой заблаговременностью до предстоящего прохождения максимума нагрузки диспетчерами ДЦ даются команды на подготовку гидроаккумулирующих электростанций (ГАЭС) к работе в генераторном режиме и на пуск энергоблоков, находящихся в холодном резерве.

При этом запрещается вывод в ремонт генерирующего и электросетевого оборудования, снижающего пропускную способность сечений, и даются команды на ввод в работу и приостановление вывода в ремонт оборудования, ограничивающего выдачу мощности из избыточных районов. В крайнем случае, вводятся графики аварийного ограничения потребления [4].

Вопрос 23. Каковы действия диспетчера, ответственного за регулирование частоты при внезапном снижении частоты ниже 49,8 Гц?

Ответ. При внезапном снижении частоты ниже 49,80 Гц, диспетчер, ответственный за регулирование частоты в синхронной зоне, производит следующие действия: на основании данных ОИК, опроса оперативного и диспетчерского персонала выясняет причины снижения частоты, состояние и режим контролируемых сечений и связей, в зависимости от причин снижения частоты принимает меры к восстановлению частоты до уровня, не выходящего за пределы нормальных значений, путем использования имеющихся резервов мощности, не допуская при этом превышения допустимых перетоков мощности по контролируемым сечениям. Дополнительно: используются разрешенные аварийные перегрузки генерирующего оборудования с контролем загрузки контролируемых сечений, линий электропередачи и электросетевого оборудования; повышается электрическая нагрузка на ТЭЦ за счет снижения расхода пара на промышленные и тепловые отборы путем понижения температуры сетевой воды.

Если проведение мероприятий не обеспечило повышения частоты до 49,80 Гц включительно, то вводятся аварийные ограничения с контролем перетоков мощности по контролируемым сечениям и нагрузок электросетевого оборудования.

При работе энергосистемы с частотой ниже 49,80 Гц в электрических сетях и на электростанциях запрещается проведение плановых переключений в РУ, устройствах релейной защиты и противоаварийной автоматики, устройствах технологической автоматики энергоблоков, кроме необходимых для ликвидации нарушения нормального режима [4].

Вопрос 24. Когда в течении суток рекомендуется производить оперативные переключения?

Ответ. Время начала плановых переключений в каждом конкретном случае определяется диспетчером, в диспетчерском управлении которого находится данное оборудование. Рекомендуется производить переключения в часы наименьших нагрузок. Не допускается производить переключения в часы максимума нагрузок и во время грозы или урагана, а также начинать переключения за полчаса до окончания смены. Однако при производстве переключений диспетчер оценивает режим на предмет наиболее тяжелого нормативного возмущения и если при этом не обнаруживает недопустимых отклонений параметров электроэнергетического режима, то в часы максимальных нагрузок допускается производить переключения [4].

Вопрос 25. Дайте определения сложным и простым переключениям.

Ответ. Сложные переключения — переключения, которые требуют определенной последовательности и координации действий оперативного персонала при операциях с коммутационными аппаратами, заземляющими разъединителями и УРЗА. Для повторяющихся сложных переключений должны быть использованы типовые программы, бланки переключений. Сложные переключения, а также переключения на электроустановках, имеющих неисправные блокировочные устройства, должны выполняться по программам, бланкам переключений.

Простые переключения — переключения, включающие не более 4-х операций с коммутационными аппаратами в главной схеме электрических соединений или цепях УРЗА, и не влияют на надежность работы энергосистемы [ПТЭ ЭСИС п.6.8].

Вопрос 26. Для чего предназначена оперативная блокировка безопасности на подстанции?

Ответ. Важным средством предупреждения неправильных операций, производимых оперативным персоналом, является оснащение всех разъединителей и заземляющих ножей устройствами блокировки.

Оперативная блокировка разъединителей с выключателями должна предотвращать:

1. Включение и отключение разъединителями активной и реактивной мощности, больших уравнительных токов или включение на несинхронное напряжение за исключением случаев включения и отключения намагничивающего тока силовых трансформаторов и зарядного тока линий;

2. Включение заземляющих ножей на шины и участки присоединений, находящиеся под напряжением;

3. Включение разъединителей на участки шин и присоединений, заземленные включенными заземляющими ножами;

4. Подачу напряжения выключателем на заземленный участок шин [42].

Вопрос 27. В каких случаях разъединителем можно производить операции включения и отключения?

Ответ. Разъединителями (отделителями) разрешается выполнять операции включения и отключения:

— Трансформаторов напряжения, нейтралей силовых трансформаторов 110—220 кВ, ДГР 6—35 кВ при условии отсутствия в сети замыкания на землю;

— Намагничивающего тока силовых трансформаторов 6—500 кВ;

— Зарядного тока и тока замыкания на землю ВЛ и КЛ, шин, присоединений;

— В кольцевых сетях 6—10 (20) кВ разрешается отключение разъединителями уравнительных токов до 70 А и замыкание сети в кольцо при разности напряжений на разомкнутых контактах разъединителей более, чем на 5%;

— Допускается отключение и включение трехполюсными разъединителями наружной установки при напряжении 10 кВ и ниже нагрузочного тока до 15 А;

— Допускается дистанционное отключение разъединителями неисправного выключателя 220 кВ и выше, зашунтированного одним выключателем или цепью из нескольких выключателей других присоединений, если отключение самого выключателя может привести к его разрушению и отключению подстанции [42].

Допустимые значения отключаемых и включаемых разъединителями токов должны быть определены нормативными документами. Порядок и условия выполнения операций для различных электроустановок должны быть регламентированы местными инструкциями [ПТЭ ЭСиС п.6.8.11].

Вопрос 28. Что необходимо делать, если при отключении (включении) разъединителя между контактами возникла дуга?

Ответ. Включение разъединителей выполняется быстро и решительно, но без удара в конце хода. Начатая операция включения продолжается до конца даже при появлении дуги между контактами.

Отключение разъединителей выполняется медленно и осторожно. Вначале необходимо сделать небольшое движение рычагом привода, чтобы убедиться в отсутствии качаний и поломок изоляторов. Если при расхождении контактов между ними возникнет дуга, разъединитель возвращается во включенное положение и до выяснения причины возникновения дуги (операции с ним не выполняются) [42].

Вопрос 29. В каких случаях снимается оперативный ток с приводов коммутационных аппаратов?

Ответ. Оперативный ток снимается:

1. При переводе присоединения с одной системы шин на другую с помощью шиносоединительного выключателя, оперативный ток снимается с шиносоединительного выключателя перед проведением операций с шинными разъединителями.

2. Если в процессе переключений требуется жесткая фиксация разъединителей, имеющих дистанционное управление, во включенном положении, оперативный ток снимается с приводов этих разъединителей.

3. В случаях, предусмотренных правилами безопасности: неисправного выключателя, если его включение или включение может привести к разрушению (при зависании контактов, повреждении фарфора, потере масла);

4. При отключении ненагруженного силового трансформатора разъединителем, оперативный ток снимается с отключенных по НН выключателей трансформатора [42].

Вопрос 30. Разрешаются ли операции с коммутационными аппаратами, имеющими дистанционное управление, при наличии замыкания на землю в цепях оперативного тока?

Ответ. Допускаются с разрешения диспетчера, в чьем диспетчерском управлении находится оборудование. Допускаются только при ликвидации нарушения нормального режима [4].

Вопрос 31. Что должно быть указано в местном бланке оперативных переключений?

Ответ. Должен быть указан порядок переключений, исключающий появление высоких уровней высокочастотных коммутационных перенапряжений и исключающий появление феррорезонанса в открытом распределительном устройстве (далее — ОРУ) 110 — 500 кВ. При формировании условий выполнения переключений, необходимо учитывать возможность неполнофазных отключений коммутационных аппаратов [42].

Вопрос 32. Что должен предпринять диспетчер для предотвращения и ликвидации снижений напряжения?

Ответ. При снижении напряжения в контрольных пунктах ниже минимальной границы графика напряжения диспетчер на основании данных ОИК, опроса оперативного и диспетчерского персонала выясняет причины снижения напряжения и принимает меры к восстановлению напряжения путём:

— использования резервов реактивной мощности генераторов и СКРМ;

— отключения шунтирующих реакторов;

— включения находящихся в резерве СКРМ;

— изменения коэффициентов трансформации трансформаторного оборудования, оснащённого устройствами РПН.

При снижении напряжения на объектах электроэнергетики ниже минимально допустимого уровня дополнительно к вышеуказанным мероприятиям, диспетчер принимает следующие меры:

— увеличение загрузки генерирующего оборудования и СКРМ по реактивной мощности до уровня разрешённых аварийных перегрузок;

— снижение перетоков активной мощности по линиям электропередачи;

— разгрузку генерирующего оборудования по активной мощности и дополнительную загрузку по реактивной мощности.

Если проведение вышеперечисленных мероприятий не обеспечило повышения напряжения до минимально допустимого значения, вводятся графики временного отключения потребления [4].

Вопрос 33. Что должен предпринять диспетчер для предотвращения и ликвидации недопустимого повышения напряжения?

Ответ. При повышении напряжения на оборудовании энергообъектов сверх допустимых значений диспетчер на основании данных ОИК, опроса оперативного и диспетчерского персонала выясняет причины повышения напряжения и принимает меры к его снижению путём:

— снижения загрузки по реактивной мощности генерирующего оборудования и СК, работающих в режиме ее выдачи, или увеличения потребления реактивной мощности соответствующим оборудованием, работающим в режиме ее потребления;

— включения шунтирующих реакторов, находящихся в резерве;

— отключения СКРМ, работающих в режиме выдачи реактивной мощности;

— изменения коэффициентов трансформации трансформаторов, оснащенных устройствами РПН;

— перевода генерирующего оборудования и СК, работающих в режиме выдачи реактивной мощности, в режим потребления реактивной мощности;

— разгрузки генерирующего оборудования по активной мощности и дополнительной разгрузки по реактивной;

— перераспределения перетоков активной мощности по линиям электропередачи с контролем перетоков активной мощности;

— вывода в резерв линий электропередачи в районе повышенного напряжения (только выключателями), с контролем напряжения и перетоков мощности по контролируемым сечениям [4].

Вопрос 34. В чем особенность оперативных переключений на подстанциях (далее — ПС), где возможны явления феррорезонанса?

Ответ. При выводе в ремонт шин с трансформаторами напряжения (далее — ТН) серии НКФ на подстанциях (ПС) его разъединители следует отключать перед отключением выключателя последнего присоединения, питающего эти шины. При вводе в работу системы шин разъединители ТН следует включать лишь после включения этой системы шин. Если ТН не имеет разъединителей, то ввод/вывод в работу с.ш. должен производиться шинными разъединителями при включенном выключателе одной из электрических цепей, который первым включается или последним отключается, необходимо заземлять нейтраль трансформатора. Приведу поясняющий порядок переключений при выводе в ремонт автотрансформатора АТ2, исключающий возникновение феррорезонанса на ПС с воздушными выключателями и электромагнитными ТН (см. рисунок 1):

1) поочередно на соответствующем рабочем месте отключить выключатели В-10, В-220, В510 и В512 цепей АТ2, снять опер. ток с их приводов после этого проверить их отключенное положение (по месту установки) и затем отключить разъединители Р10, Р220 цепей АТ2.

2) поочередно отключить разъединители ТР510, ТР512, Р500 цепей АТ2 и проверить отсутствие напряжения на ошиновке между АТ2 500/220/10 кВ и соответствующем разъединителем, после чего включить их ЗН;

3) вывести газовую и технологические защиты АТ2 и ГЗ РПН;

4) включить выключатель В512 и с деблокированием включить разъединители ТР512 и ТР510;

5) включить выключатель В510 тем самым замкнув транзит через сш ОРУ-500 кВ.

ТН отключается совместно с АТ2 всеми выключателями (затем разъединителями), ёмкость делителей и ошиновки компенсируется индуктивностью обмотки АТ2. Включением выключателей В510 или В512 при включённых Р510, Р512 подается напряжение на ТН АТ2. Возникает последовательная цепочка «емкостной делитель-ТН», следовательно, сначала необходимо сначала включить выключатель В512, а затем включением Р512 подаётся напряжение на ТН [54].

Рисунок 1 — Схема ПС 500/220/10 кВ «Учебная» по схеме «3/2» [54]

При отключении выключателей от системы шин с ТН серии НКФ действием устройства резервирования отказа выключателя (далее — УРОВ) следует предусматривать автоматическое повторное включение (далее — АПВ) любой отключенной со всех сторон электрической цепи, для того чтобы расстроить возможный феррорезонансный контур. Для исключения феррорезонансных явлений в ОРУ применяются: антирезонансные ТН для распределительных сетей, для питающих сетей- антирезонансные или емкостные ТН при одно- многоразрывных выключателях или одноразрывные выключатели при электромагнитных ТН. Имеет место запрет на отключение выключателя одного из силовых трансформаторов при срабатывании ДЗШ. Её действием при КЗ на шинах ВН отключаются выключатели трансформатора лишь со стороны СН и НН [п. 5.11.14 ПТЭ ЭСИС].

Вопрос 35. Какие меры на подстанции применяются для предотвращения феррорезонанса в сети 220—500 кВ?

Ответ. Феррорезонанс токов возникает в схеме, образованной двумя параллельными реактивными сопротивлениями: индуктивным сопротивлением высоковольтной обмотки и емкостным сопротивлением ВЛ. Феррорезонансные процессы имеют место и при автоматических отключениях (УРОВ). На подстанциях напряжением 220 кВ и выше при оперативных переключениях могут образоваться различные схемы соединения индуктивности трансформатора напряжения (ТН) серии НКФ и активного сопротивления его обмоток с емкостью шин и конденсаторов, шунтирующих контактные разрывы воздушных выключателей. На шинах могут появиться повышенные напряжения, а по обмотке ВН трансформатора напряжения серии НКФ будут проходить недопустимые токи, что приводит к их повреждению. Для предотвращения феррорезонанса рекомендуется включать ТН типа НКФ в такие точки первичной схемы, где они будут всегда зашунтированы большой емкостью или малым индуктивным сопротивлением, т. е. непосредственно на линии или параллельно силовым трансформаторам. При включении ТН типа НКФ на шины следует при выводе в ремонт этих шин отключать ТН разъединителем непосредственно перед снятием напряжения с шин воздушными выключателями. Включение разъединителя ТН должно производиться только после постановки шин под напряжение.

Исключить данный процесс возможно применением выключателей без емкостных делителей напряжения, применение емкостных и анти-резонансных ТН, увеличение в 1,5 раза емкости ошиновки РУ путем установки на шинах дополнительных конденсаторов [40].

Вопрос 36. Каковы действия диспетчера, ответственного за регулирование частоты при повышении частоты выше 50,05 Гц?

Ответ. При повышении частоты выше 50,05 Гц, диспетчер, ответственный за регулирование частоты в синхронной зоне, производит следующие действия:

— на основании данных информационных систем, опроса диспетчерского и оперативного персонала выясняет причины повышения частоты, состояние и режим контролируемых сечений и связей;

— в зависимости от причин повышения частоты принимает меры к восстановлению частоты до уровня, не выходящего за пределы нормальных значений, путем разгрузки электростанций (ГЭС, ТЭС, ГТУ, ТЭЦ), перевода агрегатов ГАЭС в двигательный режим.

При сохранении тенденции повышения частоты выше 50,20 Гц, разгружается генерирующее оборудование вплоть до технического минимума с контролем частоты и перетоков мощности по контролируемым сечениям, линиям электропередачи и электросетевому оборудованию.

При исчерпании регулировочных возможностей на ГЭС, ТЭС и при достижении значений частоты 50,4 Гц отдаются команды на глубокую разгрузку ТЭС путём:

— перевода энергоблоков с турбонасосами на скользящие параметры пара;

— отключения котлов на дубль-блоках,

— отключения отдельных энергоблоков;

— аварийной разгрузки блоков АЭС, в первую очередь энергоблоков с реакторами типа ВВЭР.

При этом объём и характер разгрузки должен учитывать ожидаемый рост нагрузки [4].

Вопрос 37. Действия диспетчерского персонала Системного оператора при аварийном отключении ЛЭП?

Ответ. При отключении ЛЭП, диспетчерский персонал, в чьём диспетчерском ведении или управлении находится ЛЭП, обязан:

1. Создать режим, допустимый для отключенного состояния ЛЭП (при необходимости произвести перестройку релейной защиты и ПА);

2. Принять срочные меры по включению потребителей, отключенных от ПА (в случае выдачи УВ) и, при невозможности, заменить их отключением по графикам временного отключения потребления;

3. Определить порядок её включения под напряжение с учётом допустимых режимных параметров (перетоков мощности в контролируемых сечениях, токов по ЛЭП и электросетевому оборудованию, уровней напряжения, нагрузок электростанций).

Порядок включения ЛЭП под напряжение должен определяться исходя из схемы распределительного устройства с учетом возможности отказа выключателя, которым подаётся напряжение на ЛЭП, и отключения смежного оборудования (систем шин, автотрансформаторов.). Это может сопровождаться развитием аварии и отключением потребителей. Включение отключившейся ЛЭП под напряжение, как правило, производится со стороны подстанции с нормальной схемой распределительного устройства (РУ) или электростанции с отключенным генерирующим оборудованием.

Допускается включение под напряжение отказавшей линии со стороны электростанции в случаях, когда нет других возможностей опробовать ЛЭП. Порядок включения и отключения ЛЭП, находящихся в диспетчерском управлении и ведение ДЦ указан в «Положению по управлению режимами» [4].

Вопрос 38. Когда запрещается повторное включение трансформатора без выяснения причин его отключения?

Ответ. Запрещается включение в работу трансформатора (автотрансформатора, шунтирующего реактора), отключившегося действием защит от внутренних повреждений (газовой, дифференциальной или отсечки), без анализа газа, масла, устранения выявленных нарушений и испытаний. При отключении трансформатора действием дифференциальной защиты ошиновки необходимо произвести его внешний осмотр, обращая внимание на целостность высоковольтных вводов, а также выключателей, проводов и гирлянд изоляторов. Если в процессе осмотра повреждений не обнаружено, трансформатор опробуется напряжением и включается в работу [4].

Вопрос 39. На время проведения, каких операций отключаются автоматическое повторное включение (далее — АПВ) шин, автоматический ввод резерва (далее — АВР) секционных и шиносоединительных выключателей?

Ответ. При производстве операций с шинными разъединителями и воздушными выключателями. Операции с разъединителями проводятся при введенных быстродействующих защитах и УРОВ [5].

Вопрос 40. В каких случаях разрешается проводить операции с выключателями, имеющими признаки зависания контактов?

Ответ. Запрещается проводить операции с выключателем, имеющим признаки зависания контактов. Присоединение необходимо разгрузить для того, чтобы ослабить или погасить дугу (разгрузка или отключение отдельных элементов сети, шунтирование обходным выключателем и т.д.) Должна быть подготовлена схема подстанции, предполагающая возможность отключить дефектный выключатель шиносоединительным или обходным выключателем, разъединителями (дистанционно) [5].

Вопрос 41. Что следует сделать при погашении шин действием УРОВ при отключении выключателя на одном из присоединений подстанции?

Ответ. При неуспешной попытке отключения дефектного выключателя необходимо:

— отключить его разъединители с нарушением блокировки,

— провести опробование шин напряжением, затем подать питания для потребителей, питающимся по тупиковым схемам;

— включить с контролем (улавливанием) синхронизма отключившиеся линии и трансформаторы [5].

Вопрос 42. Что необходимо предпринять при обнаружении понижения уровня масла в масляном выключателе?

Ответ. Запрещаются операции масляным выключателем с пониженным уровнем масла. С выключателя должен быть снят оперативный ток, и он должен быть выведен в ремонт [32].

Вопрос 43. Какое устройство означает аббревиатура «ПАВ»?

Ответ. ПАВ — устройство полуавтоматического включения. Для уменьшения времени включения ВЛ-110 кВ и выше под нагрузку. Применение ПАВ актуально для протяженных ВЛ 500 кВ с сильно выраженным емкостным эффектом.

Вопрос 44. Для чего выводится АПВ с отходящих линий при переключениях на подстанции?

Ответ. Для оперативных переключений (оперирование линейными разъединителями) выводится АПВ на линиях, для исключений повторных включений при изломе изолятора и падении колонки на территорию ОРУ. Это требование служит для обеспечения безопасности выполнения оперативных переключений персоналом [54].

Вопрос 45. В чем заключаются особенности работы устройств АПВ в сетях с кабельными и воздушными линиями?

Ответ. При включении заземляющего разъединителя у конденсатора связи на ВЛ 110—220 кВ, оборудованных АПВ с контролем отсутствия напряжения (или АПВ КС), предварительно должно быть отключено АПВ данной линии. После включения линии производится проверка быстродействующей защиты током нагрузки на условно включенной линии (в случае перевода цепей ШОН), включать АПВ следует только после того, как проверка закончена, и быстродействующая защита введена в работу.

АПВ для кабельный и кабельно-воздушных линий не предусматривается. Однако это неизбежно ведет к возможному недоотпуску электроэнергии ввиду того, что большее количество КЗ в распределительных и питающих сетях являются самоустраняющимися.

Если линия без ответвлений включена с одного конца и находится только под напряжением, АПВ линии должно быть отключено. При одностороннем питании линии с ответвлениями АПВ должно быть включено.

Вопрос 46. Что обязан предпринять оперативный персонал подстанции при успешном АПВ на параллельных воздушных линиях?

Ответ. При успешном действии АПВ на параллельных линиях, имеющих балансовую или поперечную дифференциальную защиту, дежурный обязан проверить распределение нагрузок по линиям. Если нагрузки на линии нет, то необходимо немедленно сообщить диспетчеру, что линия находится под напряжением и во избежание отключения нагруженной линии от балансовой или поперечной дифференциальной защиты при сквозных КЗ, требуется включить выключатель ненагруженной линии с противоположного конца. В случае задержки включения выключателя с противоположного конца, необходимо по указанию диспетчера вывести из работы указанные защиты с обеих сторон параллельных линий [42].

Вопрос 47. Какие существуют графики аварийного ограничения?

Ответ. Графики ограничения режима потребления электрической энергии и графики ограничения режима потребления электрической мощности (далее — графики ограничения режима потребления) утв. согласно Приказу Министерства энергетики РФ от 6 июня 2013 г. №290 «Об утверждении Правил разработки и применения графиков аварийного ограничения режима потребления электрической энергии (мощности) и использования противоаварийной автоматики», в соответствии с которыми потребители заранее уведомляются о необходимости ограничить потребление электрической энергии (мощности) и самостоятельно выполняют технические (технологические) мероприятия, обеспечивающие снижение потребления в объемах и в периоды суток, которые указаны в уведомлении.

Графики временного отключения потребления, в соответствии с которыми без предварительного уведомления потребителей сетевая организация или системный оператор производит отключение линий электропередачи. При этом также может предусматриваться отключение электроустановок непосредственно персоналом потребителей. Графики временного отключения потребления вводятся в действие в случае невозможности ввода в действие графиков ограничения режима потребления в необходимые сроки, в случае невыполнения потребителями диспетчерских команд системного оператора о вводе в действие графиков ограничения режима потребления.

Вопрос 48. Что необходимо сделать для ликвидации перегрузки линий электропередачи, электросетевого оборудования и контролируемых сечений?

Ответ. Превышения максимально допустимых значений перетоков мощности в контролируемых сечениях и длительно допустимых перетоков мощности (токов) по ЛЭП и электросетевому оборудованию устраняются немедленной загрузкой электростанций в приемной части энергосистемы и разгрузкой в передающей части энергосистемы; включение аварийно отключившихся линий электропередачи или электросетевого или генерирующего оборудования; использованием допустимых аварийных перегрузок генерирующего оборудования; аварийных ограничений потребления в приемной части энергосистемы.

Перегрузки сверх аварийно-допустимых значений перетоков мощности в контролируемых сечениях и аварийно-допустимых перетоков мощности по линиям электропередачи и электросетевому оборудованию устраняются незамедлительно за счет использования дистанционного отключения потребителей по каналам противоаварийной автоматики [4].

Вопрос 49. Какие подсистемы составляют систему регулирования напряжения?

Ответ. При управлении технологическими режимами энергосистем в нормальных режимах и при нарушениях нормального режима напряжение в энергосистеме поддерживается системой регулирования напряжения, состоящей из подсистем первичного, вторичного и третичного регулирования [5].

Первичное регулирование напряжения является основным средством ограничения отклонений напряжения. Первичное регулирование напряжения осуществляется автоматическими регуляторами возбуждения (генерирующих установок, синхронных компенсаторов, синхронных двигателей) и автоматическими устройствами управления режимами СКРМ (статических компенсаторов реактивной мощности, управляемых шунтирующих реакторов, устройств СТАТКОМ и др.) при изменении напряжения на выводах генератора, трансформатора или в других контролируемых узлах синхронной зоны.

Вторичное регулирование напряжения координирует работу СКРМ и устройств регулирования напряжения и потоков реактивной мощности в пределах области регулирования для поддержания требуемого уровня напряжения в контрольных пунктах и обеспечивает восстановление диапазонов первичного регулирования напряжения. Вторичное регулирование напряжения может осуществляться действиями диспетчерского и оперативного персонала или автоматически.

Третичное регулирование напряжения восстанавливает возможности вторичного регулирования напряжения, оптимизирует уровни напряжения в контрольных пунктах с использованием расчетов, основанных на данных системы измерения, проводимых в режиме реального времени, и обеспечивает соответствующую настройку устройств управления СКРМ и устройств регулирования напряжения.

Вопрос 50. На основании, каких требований выбираются контрольные пункты, напряжение в которых регулирует и контролирует диспетчер?

Ответ. Контрольные пункты по напряжению выбираются исходя из влияния напряжения в контрольных пунктах на обеспечение соответствия уровней напряжения значениям, допустимым для оборудования и необходимого запаса устойчивости в контролируемых сечениях, а также нормативных запасов устойчивости двигательной нагрузки в промежуточных узлах энергосистемы с учетом возможности регулирования напряжения в контрольном пункте в диапазоне, задаваемом графиком напряжения [5].

Вопрос 51. Какие объекты входят в перечень контрольных пунктов по напряжению ОЭС? На чем основывается выбор?

Ответ. В перечень контрольных пунктов могут входить: электростанции с большой местной нагрузкой, подстанции с синхронными компенсаторами, регулируемыми (отключаемыми) батареями статических конденсаторов, реакторами, трансформаторами и АТ с РПН, и вольтодобавочными трансформаторами в цепи СН.

Выбор контрольных пунктов (КП) должен выполняться: при изменении схемы электрических соединений энергосистемы, при вводе нового генерирующего оборудования на электростанциях и компенсирующих устройств на подстанциях. Пересмотр КП должен осуществляться не реже одного раза в три года.

Вопрос 52. Какие значение принимают для критических напряжений в узлах электрической сети 110 кВ и выше? Чем опасно снижение напряжения в узах нагрузки?

Ответ. Критическое напряжение в узлах электрической сети 110 кВ и выше с мощными электродвигателями или с высокой долей электродвигательной нагрузки при отсутствии более точных данных следует принимать равным: Uкр = 0,7•Uном. Для 110 кВ- Uкр=77 кВ.

Основную промышленную нагрузку составляют асинхронные двигатели (с короткозамкнутым и фазным ротором и др.). Снижение напряжения ведет к уменьшению вращающего момента на валу двигателя (увеличение скольжения) и к увеличению потребляемой мощности, а это ведет ещё к большему падению напряжения. При провале напряжения двигатель может опрокинуться, после чего он не сможет нести нагрузку на валу.

Основной критерий регулирования напряжения в питающих сетях — экономический (минимум потерь активной мощности) при соблюдении режимных и технических ограничений по допустимым уровням напряжений и диапазону регулирующих устройств.

Вопрос 53. Что такое оперативное обслуживание распределительных сетей?

Ответ. К оперативному обслуживанию относятся действия оперативного персонала по поддержанию заданного оперативного состояния электроустановки или по целенаправленному его изменению:

— выполнение оперативных переключений при выводе электроустановок, КЛ, ВЛ в ремонт и вводе их в работу, а также при изменении режима сети;

— поиск, локализация и устранение повреждений;

— выдача разрешения на подготовку рабочего места и допуск;

— ввод в работу новых и реконструированных электроустановок [3].

Вопрос 54. Разрешается ли замыкание перетока мощности по распределительной сети и включение на одни шины трансформаторов, питающихся от трансформаторов или линий?

Ответ. Запрещается по условиям возникновения возможного уравнительного тока, но допускается для разгрузки перегружающихся трансформаторов 10/0,4 кВ или линии 0,4 кВ, установленных на разных трансформаторных подстанциях, но питающихся от одной линии [32].

Вопрос 55. Как проводятся переключения в распределительных сетях с несфазированными линиями?

Ответ. Переключения с несфазированными линиями проводятся с кратковременным отключением потребителей после их предупреждения, а потребителей 1-й категории — после согласования с ними [32].

Вопрос 56. Какие аварии расследуются комиссиями, создаваемыми собственником объекта электроэнергетики?

Ответ. Собственник осуществляет расследование причин аварий, в результате которых произошли (пункт 5 Правил расследования причин аварий в электроэнергетике):

1) отключение основного или вспомогательного оборудования электростанции действием УРЗ и технологической автоматики (ТА) или оперативным персоналом вследствие недопустимых отклонений параметров или ошибочных действий оперативного персонала, повлекшее ограничение мощности электростанции на величину 50 МВт и более;

2) повреждение объекта напряжением 6 кВ и выше, а также отключение такого объекта действием РЗА (включая ложные срабатывания) или оперативным персоналом вследствие недопустимых отклонений параметров или ошибочных действий оперативного персонала;

3) нарушение, приводящее к потере управляемости энергетического объекта (потеря питания собственных нужд, оперативного тока и др.) продолжительностью 1 час и более;

4) вывод из работы электрооборудования АЭС действием устройств РЗА или оперативным персоналом вследствие недопустимых отклонений параметров режима электрических сетей;

5) нарушение режима работы электростанции, вызвавшее превышение лимитов предельно допустимых выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух в 5-кратном объеме и более, продолжительностью более 1 суток;

6) отключения или разрушения оборудования, явившиеся причиной или следствием пожара на объекте электроэнергетики [1].

Вопрос 57. Может ли изменение коэффициента трансформации трансформаторов потребителей привести к снижению напряжения в прилегающей сети?

Ответ. Изменяя коэффициент трансформации КТ на трансформаторе-1, можно добиться необходимого уровня напряжения U для Н1. Но в условиях дефицита реактивной мощности изменение КТ для увеличения напряжения на подстанции Б приводит к увеличению потребления реактивной мощности нагрузкой Н1 в соответствии с ее статической характеристикой. Из-за этого снижается напряжение в центре питания и напряжение на других нагрузках.

Рисунок 2 — Схема участка сети для пояснения регулирования напряжения

Вопрос 58. Как осуществляется регулирование напряжения в распределительных электрических сетях?

Ответ. В зависимости от степени неравномерности графика нагрузки (токов нагрузки) регулирование осуществляется:

— Стабилизацией напряжений, если неравномерность суточных графиков нагрузки невелика;

— Встречным регулированием напряжения: напряжение в центре питания регулируется в зависимости от тока нагрузки — в режиме максимальных нагрузок повышается, а в режиме минимальных нагрузок снижается. Основное средство регулирования — это изменение коэффициента трансформации трансформаторов узловой подстанции.

1 и 1» — напряжение у потребителя в режиме минимальных нагрузок соответственно без регулирования и при встречном регулировании, 2 и 2» — то же в режиме максимальных нагрузок.

Рисунок 3 — Эпюра напряжения подстанции

Вопрос 59. Почему обеспечивать баланс реактивной мощности за счет генераторов системы не целесообразно?

Ответ. Обеспечение баланса реактивной мощности приемной системы, только за счет передачи из передающей в принимающую систему нецелесообразно из-за потерь активной мощности при передаче. Коэффициент мощности генераторов в системе составляет в среднем 0,85—0,9, следовательно, выработка реактивной мощности не может превышать 0,5—0,6 генерируемой ими активной мощности. Поэтому должны использоваться местные источники реактивной мощности приемной системы. К тому же, возможности поглощения избыточной реактивной мощности генераторами передающей и приемной системы могут быть ограничены. У генераторов уставка ограничения минимального тока ротора по принимаемой реактивной мощности связана с нагревом торцевых зон обмотки статора и устойчивостью.

Вопрос 60. Можно ли отключить синхронный генератор от системы в невозбужденном состоянии для создания вращающегося резерва?

Ответ. Отключенный от сети, но продолжающий вращаться невозбужденный генератор (или синхронный компенсатор) с отключенным автоматом гашения поля (АГП) считается автоматическим резервом [32].

Вопрос 61. Каковы критерии максимально-допустимого перетока (МДП) в контролируемом сечении (КС)? Какие критерии являются чаще всего определяющими в сильных связях ЕЭС?

Ответ. Применение критериев определения МДП по перетоку в исходной (доаварийной) схеме, определенного по условию поддержания напряжения в узлах нагрузки и длительно допустимому току приводит при эксплуатации к излишнему ограничению МДП (АДП) в КС или являются не определяющими в большинстве схемно-режимных ситуаций в системообразующих сетях [10]. Более редкими критериями являются: критерий определения допустимого перетока в направлении дефицитной части энергосистемы в случае её возможного отделения на изолированную работу в результате единичного нормативного возмущения — не более 40% от уровня потребления (с проверкой установленной мощности станций не менее 70% максимума потребления рассматриваемого района) и критерий о необходимости поддержания 15% запаса по напряжению и длительно допустимой токовой нагрузки (ДДТН) ЛЭП и оборудования в исходной схеме (критерии «для планирования»).

Согласно «Методическим указаниям по устойчивости энергосистем» утвержденным Приказом Минэнерго России от 03.08.2018 N 630 максимально допустимый переток должен удовлетворять следующим критериям (наиболее распространенные критерии определения МДП в КС):

— Переток в исходной (доаварийной) схеме должен быть меньше предела статической апериодической устойчивости по активной мощности в исходной схеме на величину 20% запаса и нерегулярных отклонений (колебаний).

— Переток в исходной схеме должен быть таким, чтобы во всех послеаварийных режимах, которые могут возникнуть в результате нормативных возмущений, переток в послеаварийной схеме с учетом действия ПА был бы меньше предела статической апериодической устойчивости по активной мощности на величину 8% запаса и нерегулярных колебаний.

— Переток в исходной схеме должен быть таким, чтобы во всех послеаварийных режимах, которые могут возникнуть в результате нормативных возмущений, переток в послеаварийной схеме с учетом действия ПА был бы меньше перетока, определенного по условию поддержания напряжения в узлах нагрузки на уровне не ниже 10% запаса от величины критического напряжения, с учетом нерегулярных колебаний.

— Максимально допустимый переток мощности в любом сечении в рассматриваемом режиме должен не превышать предельного по динамической устойчивости перетока в том же сечении при всех нормативных возмущениях с учетом действия ПА.

Нагрузка любого элемента электрической сети в любом нормативном послеаварийном режиме не должна превышать значений аварийно-допустимой токовой нагрузки (АДТН), допустимых в течение 20 мин. Принято, что диспетчерский персонал в течение указанных 20 мин должен так скорректировать установившийся послеаварийный режим с пониженными запасами устойчивости и (или) перегрузами оборудования. Для этого в соответствующих инструкциях для диспетчера приводятся МДП перетоков мощности в контролируемых сечениях в полной и ремонтных схемах и другие необходимые указания.

Вопрос 62. Какими критериями чаще всего определяется максимально-допустимый переток в реальных контролируемых сечениях энергосистемы?

Ответ. Зачастую, критерии допустимой токовой нагрузки оборудования определения МДП в системообразующих контролируемых сечениях ЕЭС России не является определяющим в отличии от сети 110—220 кВ, где критерии допустимой токовой нагрузки оборудования в целом часто являются ограничивающими.

Из-за протяженности сетей условия обеспечения статической устойчивости вызывают больше ограничений. С динамической устойчивостью на межсистемных (как правило, слабых) связях возникают проблемы гораздо реже, чем на связях отдельных крупных электростанций или энергоузлов в энергосистеме. Ограничения по напряжению чаще возникает на более низких уровнях иерархии управления (АО «СО ЕЭС» РДУ) и крайне редко на уровне ИА АО «СО ЕЭС». В связи с более детальным рассмотрением возможных послеаварийных режимов, учётом фактических объёмов управляющих воздействий и состояния противоаварийной автоматики, в настоящее время существуют сечения, в которых в одной схеме присутствуют более 6 критериев определения МДП, каждый из которых при определённых условиях может стать ограничивающим [10].

Вопрос 63. Как решается задача регулирования напряжения на этапах планирования режимов, а затем оперативного управления?

Ответ. При управлении режимами ЭЭС с помощью АСДУ задача регулирования напряжения решается на этапах планирования режимов и оперативного управления и состоит в наиболее полном использовании имеющихся устройств для достижения экономического эффекта. При планировании режимов на основе прогнозов нагрузки и состава работающего оборудования заблаговременно рассчитываются оптимальные режимы напряжений на заданный интервал времени, например на следующие сутки. Полученные таким образом графики оптимальных напряжений передаются на энергообъекты (электростанции, подстанции с регулирующими устройствами), где и должны выдерживаться оперативным персоналом или автоматическими устройствами. При оперативном управлении используется информация о фактическом состоянии ЭЭС и ее режиме, получаемая на основе телеизмерений и телесигнализации. Она вводится в ОИК, обрабатывается и представляется диспетчеру в удобном для восприятия виде. В наиболее современных АСДУ наряду с представлением фактической режимной информации вырабатываются рекомендации диспетчеру по коррекции плановых графиков напряжений [16].

Вопрос 64. Что понимается под термином «оперативная ликвидация аварий»?

Ответ. Отделение от энергосистемы поврежденного оборудования или участка сети, производство операций для предотвращения развития аварии или для устранения опасности для обслуживающего персонала и оборудования, не затронутого аварией, или для восстановления нарушенного в результате аварии энергоснабжения потребителей, нормальных параметров режима. Производство операций для создания наиболее надежной в данных условиях схемы работы энергосистемы или для выяснения состояния, отключившегося во время аварии оборудования и возможности восстановления нормальных схем [5].

Вопрос 65. Что подразумевает управление и ведение объектов электроэнергетики?

Ответ. Если оборудование находится в диспетчерском управлении, то диспетчеру необходимо самостоятельно контролировать его работу и принимать решения о режиме его работы. Если же оборудование находится у субъекта электроэнергетики в диспетчерском ведении, то диспетчер контролирует его работоспособность, состояние, но операции по изменению режима можно совершать только по команде диспетчерского центра, в чьем оперативном управлении оно находится [5].

Вопрос 66. Какое событие в системе может быть более опасно, чем короткое замыкание?

Ответ. В большинстве случаев короткие замыкания (далее — КЗ) опасны тем, что вызывают различные по величине небалансы мощности в энергосистеме (влияют на устойчивость генераторов в системе) и повреждают оборудование. Опаснее для системы не устранившиеся затяжные КЗ (ликвидация КЗ действием УРОВ или резервных защит) может быть асинхронный ход, как возбуждённого генератора, так и частей ЭС (при расхождении векторов напряжения на 180 эл. гр, величина тока будет в 2 раза больше тока 3-х фазного КЗ, а в различных точках сети будут возникать перенапряжения) также провоцирующий каскадное развитие аварий, утяжеление работы сети, лавину напряжения/частоты. С точки зрения устойчивости функционирования системы опаснее КЗ могут быть только значительные небалансы активной/реактивной мощности в системе (соизмеримые с мощностью ОЭС или как минимум составляющие величину 1200 МВт и более), такие как набросы и спады мощности нагрузок или потеря генерации.

Вопрос 67. Допускается ли повторное включение отключившегося трансформатора при недопустимой перегрузке, оставшегося в работе трансформатора?

Ответ. При возникновении перегрузки внешних или внутренних связей, оборудования подстанций диспетчером должны приниматься меры по их разгрузке до величин, не превышающих максимально допустимых или разрешенных аварийно-допустимых перетоков. Для этого используют резервы активной мощности, отключение потребителей в дефицитных частях или разгрузку электростанций в избыточных частях, а также скорейшее включение аварийно-отключившихся элементов сети. При этом допускается повторное включение трансформатора, отключившегося только резервной защитой при недопустимой перегрузке, оставшегося в работе трансформатора [32].

Вопрос 68. Когда допускается неоднократное ручное опробование отключившейся ЛЭП?

Ответ. Допускается неоднократное ручное опробование отключившейся ЛЭП, если её отключение привело:

— к перегрузке контролируемых сечений;

— к превышению длительно допустимой токовой нагрузки ЛЭП и электросетевого оборудования;

— к необходимости ввода ограничения режима электропотребления;

— к нарушению электроснабжения энергопринимающих установок потребителей;

— к угрозе нарушения устойчивой работы АЭС.

При этом первое ручное опробование воздушной ЛЭП должно производиться без осмотра оборудования и выяснения причины отключения путём осмотра панелей устройств РЗА, при условии: отсутствия косвенных или прямых признаков работы УРОВ (по данным информационных систем, АПТС и т.п.), отсутствия информации от оперативного персонала объекта электроэнергетики о повреждении оборудования, препятствующего опробованию.

После однократного опробования, перед последующим, должны быть уточнены и проанализированы возможное место повреждения и вид короткого замыкания по данным регистраторов аварийных событий и фиксирующих приборов.

В случае принятия решения о дальнейшем опробовании после двух неуспешных опробований диспетчер, в диспетчерском управлении которого находится линия электропередачи, предварительно уведомляет о принятом решении ЦУС сетевой организации, эксплуатирующей данную линию электропередачи [5].

Вопрос 69. Что такое результирующая устойчивость?

Ответ. Результирующая устойчивость — это способность системы сохранить режим близкий к исходному после кратковременного асинхронного режима. Это разновидность динамической устойчивости [12].

Вопрос 70. Что означает термин «сползание режима»?

Ответ. Текучесть или сползание режима наблюдается, когда плавно увеличивается нагрузка и генератор подходит к предельным значениям выдаваемой активной мощности и рабочего угла генератора (углового положения ротора) по условиям статической устойчивости согласно угловой характеристике мощности. Характеризуется вначале медленным, а затем быстрым увеличением угла между ЭДС по концам электропередачи схемы выдачи мощности станции (или между эквивалетными системами) и сопровождающуюся выпадением из синхронизма с последующим асинхронными проворотами с ресинхронизацией или же переходом в установившийся асинхронный режим.

Вопрос 71. На что необходимо обратить внимание при выводе трансформатора в ремонт с точки зрения режима работы прилегающей сети?

Ответ. При выводе в ремонт силовых трансформаторов необходимо следить за сохранением режима заземления нейтралей. При ремонте трансформатора его нейтраль заземляется: при однофазном КЗ при токе 20 кА на втором трансформаторе, заземленная нейтраль выведенного в ремонт трансформатора окажется под потенциалом, примерно равным 20·0,5=10 кВ, где 0,5 — нормированное сопротивление заземлителя растеканию тока в земле, что представляет опасность для ремонтного персонала [32].

Вопрос 72. Что необходимо проверить при подаче напряжения на выключатель?

Ответ. После проверки электромагнитной блокировки выключателя вывести или проверить — выведено ли АПВ, АВР присоединения (если они не выведены автоматически) [32].

Вопрос 73. Какие способ повышения динамической и статической устойчивости электроэнергетической системы существуют? Отличается ли они?

Ответ. Деление на динамическую и статическую устойчивость условно. Если повышается статическая устойчивость повышается и динамическая устойчивость генераторов в системе.

Применение в энергосистемах нашли следующие мероприятия:

1. Уменьшения влияния переходных сопротивлений генератора (применение АРВ СД),

2. Уменьшения пусковых токов для крупных узлов двигательной нагрузки (плавный пуск),

2. Увеличения инерционности генератора, что позволяет машине не реагировать на избыточный момент, вызванный большими возмущениями (близкими КЗ).

3. Максимально быстрое отключение повреждений от системы (быстродействующие выключатели с пофазным приводом).

4. Увеличение потолка возбуждения генератора и повышение кратности форсировки (4 кВ/с).

5. Применение тормозных сопротивлений в цепях статора и демпфирующих обмоток ротора.

6. Применение ЦСПА и локальный ПА в объединённых энергосистемах (проще всего реализует автоматика отключение генераторов от сети).

7. Использование FACTS, малоинерционных вставок и линий постоянного тока в системе.

8. Расщепление проводов ВЛ, перевод ВЛ в кабельные линии (уменьшение реактансов связи).

9. Установка переключательных пунктов с поперечной и продольной компенсацией.

10. Цифровизация электрической сети (повышение наблюдаемости и управляемости электрической сети).

Вопрос 74. Для решения каких задач используется система мониторинга запасов устойчивости (СМЗУ)?

Ответ. Система предназначена для расчета величины МДП в режиме реального времени, что позволяет учитывать текущие изменения схемно-режимной ситуации в энергосистеме и тем самым дает дополнительные возможности по использованию пропускной способности электрической сети без снижения уровня надежности энергосистемы. В системе расчет МДП проводится в циклическом режиме и занимает 2—10 минут в зависимости от числа элементов в модели энергосистемы (прежде всего зависит от количества генерирующих установок). [8]

Прежде СМЗУ использовалась только в процессе оперативного управления электроэнергетическим режимом, теперь результаты расчетов системы в контролируемом сечении используются в процессе актуализации расчетной модели первой ценовой зоны оптового рынка — для проведения расчетов на рынке на сутки вперед и на БР. Применение СМЗУ является дополнительным фактором повышения эффективности работы оптового рынка, обеспечивая возможность загрузки наиболее эффективных электростанций за счет более полного использования пропускной способности сети. Применение СМЗУ дает возможность использования до 250–300 МВт (10%) дополнительной пропускной способности сечения «Восток».

Вопрос 75. Как используется система мониторинга переходных режимов (СМПР) для анализа низкочастотных колебаний?

Ответ. Инструментом, позволяющим реализовать мониторинг НЧК мощности, является Система мониторинга переходных режимов (СМПР). Результаты измерений подлежат дальнейшей обработке с целью определения основной частоты и затухания электромеханических колебательных мод в различных нормальных режимах функционирования электроэнергетической системы. Внедрение СМПР привело к появлению ряда алгоритмов мониторинга колебаний, использующих множество векторных синхронизированных измерений из разных точек сети: в реальном времени оценивается эквивалентная модель системы, на основании этой модели из отклонений процесса определяются коэффициенты демпфирования, частота и колебательные моды. Использование упрощенной эквивалентной модели вносит определенные погрешности в результаты мониторинга. Сейчас создаются инструменты мониторинга НЧК, позволяющих определять параметры, характеризующие электромеханические колебания, на основе измеряемых в реальном времени сигналов без оценивания эквивалентных моделей энергосистем [8].

Вопрос 76. Что такое низкочастотные колебания мощности в энергосистеме? Чем они вызваны?

Ответ. Наличие низкочастотных колебаний мощности может значительно снизить максимально-допустимые перетоки мощности в КС ЭС. Колебания естественны для каждой энергосистемы и возникают вследствие малых изменений нагрузки в системе и возмущений, таких как отключения генераторов или линий. При наличии крупных концентрированных энергосистем, соединенных относительно слабыми связями, в состав которых активно включаются мощности распределенной генерации. Изменение состава генерации и структуры электропотребления приводит к уменьшению постоянных инерции элементов энергосистем, увеличивая чувствительность параметров режима энергосистемы к малым возмущениям. Влияние изменения нагрузки, составляющего небольшую долю от потока мощности, может оказаться неодинаковым для устойчивых колебаний, которые являются приемлемыми, и неустойчивых колебаний, развитие которых может привести к системной аварии. Увеличение передачи мощности на дальние расстояния ведет к тому, что межзональные колебания становятся слабозатухающими или даже опасными. Собственные частоты низкочастотных колебаний (НЧК) расположены в диапазоне 0,1—3,0 Гц и делятся на локальные и общесистемные колебания. Локальные колебания характеризуют параметры взаимных качаний синхронных машин в подсистемах, общесистемные — качания подсистем или групп генераторов относительно друг друга. Уровень затухания колебаний в энергосистеме зависит от управления при помощи регуляторов (АРС) и АРВ, установленных у генераторов, и может существенно меняться в зависимости от рабочей точки характеристик «генератор-нагрузка». Правильная настройка систем АРВ позволяет демпфировать низкочастотные колебания мощности [7].

Вопрос 77. При каком условии допускается ограничение режима потребления без согласования с потребителем в случае возникновения (угрозы возникновения) аварийных электроэнергетических режимов?

Ответ. Невозможности использования (недостатке) технологических резервов мощности

Вопрос 78. Перечислите команды диспетчера при прогнозировании недопустимого снижения частоты электрического тока

Ответ.

— включение в работу генерирующего оборудования, находящегося в холодном резерве

— ввод в работу ЛЭП, оборудования и устройств РЗА, отключенное состояние которых ограничивает выдачу активной мощности из избыточных районов

— запрет вывода в ремонт (резерв) ЛЭП, оборудования и устройств РЗА, отключенное состояние которых ограничивает выдачу активной мощности из избыточных районов

— ввод графиков ограничения режима потребления

Вопрос 79. Какие действия необходимо выполнить при отключении трансформатора 110 кВ действием резервной защиты (защиты от внутренних повреждений не действовали) и возникновении недопустимой перегрузки оставшегося в работе трансформаторного оборудования?

Ответ. включить трансформатор без осмотра.

Вопрос 80. При повышении частоты выше 50,05 Гц, какие меры должен принять диспетчер к восстановлению частоты до нормально допустимого уровня?

Ответ.

— запрет вывода в ремонт ЛЭП, оборудования и УРЗА, отключение которых приводит к необходимости загрузки или невозможности разгрузки генерирующего оборудования электростанции

— разгрузки АЭС

— ввода в работу ЛЭП, оборудования и УРЗА, включение которых обеспечивает возможность разгрузки генерирующего оборудования электростанций

Вопрос 81. Что должно быть учтено при разработке схемы подачи напряжения.

Ответ.

— минимальное количество промежуточных объектов схемы подачи напряжения;

— наличия постоянного дежурного персонала на объектах, используемых в схеме подачи напряжения.

Вопрос 82. Какие действия необходимо выполнить при отключении трансформатора 110 кВ действием резервной защиты (защиты от внутренних повреждений не действовали) и возникновении недопустимой перегрузки оставшегося в работе трансформаторного оборудования?

Ответ. включить трансформатор без осмотра

Вопрос 83. Установите правильную последовательность переключений, выполняемых при выводе УРЗА для технического обслуживания.

Ответ.

1. Отключить выходные цепи (цепи УРОВ, цепи отключения, включения коммутационных аппаратов и т.п.).

2. Отключить цепи оперативного тока.

3. Отключить цепи тока от ТТ.

4. Отключить цепи напряжения от ТН.

5. Отсоединить цепи, связывающие проверяемые устройства РЗА с другими УРЗА, если это необходимо по условиям производства работ (цепи сигнализации, пуска осциллографов и фиксирующих приборов и т.п.).

Вопрос 84. Установите правильную последовательность переключений, выполняемых при вводе УРЗА после технического обслуживания.

Ответ.

1. Подключить цепи напряжения от ТН.

2. Подключить цепи тока от ТТ.

3. Подключить цепи оперативного тока.

4. Проверить состояние УРЗА на соответствие схеме и режиму.

5. Подключить цепи сигнализации.

6. Подключить цепи связей данного устройства РЗА с другими УРЗА (цепи пуска осциллографов и фиксирующих приборов и т.п.).

7. Подключить цепи отключения, включения коммутационных аппаратов, цепи УРОВ и т. п.

Вопрос 85. Чем определяется порядок перехода на работу в вынужденном режиме в контролируемом сечении?

Ответ. Согласно стандартам СО ЕЭС:

1.Иерархическим уровнем диспетчерского центра, осуществляющего регулирование перетока активной мощности в контролируемом сечении, в котором требуется работа в вынужденном режиме

2. Временем, в течение которого требуется работа в вынужденном режиме

3. Схемно-режимной ситуацией, при которой требуется переход на работу в вынужденном режиме

Вопрос 86. Кто принимает решение о возможности оперативного перехода на работу в вынужденном режиме (ВР) в контролируемом сечении РДУ?

Ответ. Согласно стандартам СО ЕЭС:

1. Главный диспетчер РДУ при необходимости перехода на работу в ВР на 40 минут

2.Главный диспетчер ОДУ при необходимости перехода на работу в ВР на срок до 24 часов

3.Главный диспетчер ЦДУ при необходимости перехода на работу в ВР на срок свыше 24 часов

Вопрос 87. Какие приборы предусматриваются на транзитных подстанциях для измерений при осуществлении точной синхронизации?

Ответ. Предусматриваются два вольтметра и частотомера, один синхроноскоп (ПУЭ п.1.6.18). Для синхронизации предусматриваются устройства для полуавтоматической/ручной точной синхронизации с блокировкой от несинхронного включения (п. 3.3.52 ПУЭ).

Вопрос 88. При каком переходном токе допускается производить включение на параллельную работу генераторов при аварийных режимах в энергосистеме?

Ответ. Включение на параллельную работу генераторов осуществляется способом автоматической или полуавтоматической самосинхронизации. В зависимости от типа энергоблока включение может производиться способом самосинхронизации, если периодическая составляющая переходного тока при включении в сеть не превосходит 3Iном (п.3.3.46 ПУЭ).

Вопрос 89. В какой очередности синхронизируются с сетью и между собой генераторы, присоединенные через один выключатель?

Ответ. Генераторы предварительно синхронизируются между собой способом самосинхронизации, а затем с сетью способом точной синхронизации (п.3.3.51 ПУЭ).

Вопрос 90. Какова величина аварийного небаланса мощности для ЕЭС/ОЭС?

Ответ. Для ЕЭС России величина резерва первичного регулирования составляет +-1200 МВт. В состав РПР не входи мобилизуемая при ОПРЧ мощность оборудования [8].

Вопрос 91. Как связаны нормативные возмущения с величиной объемов резерва третичного регулирования и невыпускаемого резерва?

Ответ. В ряде схемно-режимных ситуаций в ЕЭС после возникновения нормативных возмущений возможно длительное превышение МДП в КС. Для предотвращения этого превышения на электрических станциях, влияющих на МДП в указанных сечениях, должны быть обеспечены достаточные объемы РТР при планировании. Перечень КС определяется диспетчерским центром АО «СО ЕЭС».

Объем невыпускаемых резервов (в т.ч. часть холодного резерва) определяется сетевыми ограничениями, не позволяющими обеспечить реализацию запланированного резерва электростанций (ГЭС), изменение технологических режима работы которых оказывается непосредственное влияние на переток активной мощности в КС с учетом их пропускной способности [20].

Вопрос 92. В чем заключается системная сложность функционирования ЭЭС в осенне-зимний период? (ОЗП)

Ответ. Осенне-зимний период является наиболее трудным для устойчивого функционирования ЭЭС, поскольку возникают риски исторических максимумов потребления электроэнергии (увеличения резервов), резко повышается аварийность оборудования, увеличиваются объемы вынужденных ремонтов оборудования, стараются минимизировать число оперативных переключений и тд. Прохождение данного периода сопровождается рядом организационно-технических мероприятий.

Вопрос 93. Что может быть предпочтительнее при каскадном развитии аварии: деление сети или попытка ввести режим в допустимую область?

Ответ. Опыт аварийных ситуаций в Московской энергосистеме в период 2008г. говорит о том, что при диспетчерском управлении режимом энергосистемы в ряде случаев необходимо принимать решения о выделение опасного участка сети на изолированную работу (деление сети) с вынужденным погашением потребителей выделенного района. При этом необходимо проанализировать возможно самоустранения данной ситуации (пик нагрузок и иные временные неблагоприятные факторы), схемно-режимную ситуацию участка сети (ремонтные режимы, ослабленная сеть, серьёзность повреждения), погодные условия, температуру окружающего воздуха, состояние первичного и вторичного оборудования, надежность устройств РЗ и ПА, скорость действия ОВБ и оперативного персонала сетей, сочетание возможных устойчивых неблагоприятных факторов в ослабленной схеме (после опер. переключений). Поскольку в сетях с высокой плотностью нагрузок высок риск каскадного развития аварий (привести к опасным токовым перегрузкам в смежной сети и повреждению оборудования) попытка удержать синхронную работу сети может привести к ещё большей аварии [5].

Раздел 1.4 Основы планирования режимов и балансов в электроэнергетической системе

Вопрос 1. В чем заключается необходимость и цели планирования режимов?

Ответ. Необходимость планирования следует из того, что планирование энергетического режима обеспечивает надежную согласованную работу субъектов энергетики (в рамках функционирования оптового рынка электроэнергии и мощности (далее — ОРЭМ) и процедуры конкурентного отбора мощности (далее- КОМ) и надежное энергоснабжение потребителей. Цели: оценка балансовой ситуации (соотношение спроса и предложения, наличие резервов мощности) и согласование графиков ремонтов генерирующего оборудования и объектов электросетевого хозяйства и планов по выводу оборудования из эксплуатации [22].

Вопрос 2. Как организуются графики ремонтов энергетическими компаниями?

Ответ. В электросетевых компаниях необходимо по возможности совмещать отключения для ремонта присоединений подстанций и BJI, для этого ежегодно составляться план-график отключений, уточняемый в дальнейшем на каждый месяц с уведомлением потребителей и иных владельцев. На электростанциях планово-предупредительный ремонт оборудования РУ приурочивается к срокам ремонта энергоблоков или синхронных генераторов и первичного привода по отдельности [22].

Вопрос 3. В чем заключаются недостатки существующих методик расчета надежности электроэнергетических систем?

Ответ. Существующие методики расчета надежности учитывают только первичную схему электрических соединений электроустановок. При этом, как показывает практика, аварийные ситуации часто возникают при повреждениях, связанных с инженерными сооружениями, вспомогательным оборудованием и механизмами, вторичными цепями [32]. Статистика потока отказов оборудования первичных схем не всегда отражает фактическую ситуацию из-за сложности сбора статистики повреждений, уязвимых мест в системе и тд. Поэтому надёжностные схемы и расчеты не обладают необходимой степенью соответствия реальной энергосистеме.

Вопрос 4. Что должен обеспечить каждый диспетчерский центр при планировании электроэнергетического режима энергосистемы?

Ответ. Диспетчерский центр системного оператора (СО) обязан обеспечить:

— сбалансированность потребления электрической энергии и нагрузки объектов генерации с учетом перетоков электроэнергии между операционными зонами и потерь электроэнергии;

— распределение нагрузки между отдельными объектами генерации в соответствии с критерием минимизации суммарных затрат покупателей электрической энергии;

— выполнение ограничений на параметры электроэнергетических режимов, определяемых условиями надежной работы энергосистемы и отдельных объектов электроэнергетики [8].

Вопрос 5. Какие данные учитываются при планировании электроэнергетических режимов энергосистемы?

Ответ. При планировании электроэнергетических режимов энергосистемы учитываются следующие данные:

— сводный прогнозный баланс производства и поставок электрической энергии (мощности), утверждаемый федеральным органом исполнительной власти по тарифам;

— действующие и прогнозируемые тарифы на электрическую и тепловую энергию;

— предоставляемые покупателями электрической энергии сведения о прогнозируемых объемах потребления, включая заявляемые участниками оптового рынка объемы планового почасового потребления электрической энергии;

— информация о результатах торговли на оптовом рынке электрической энергии (мощности) (объемы электрической энергии, определенные в двусторонних договорах купли-продажи электрической энергии, и плановое почасовое производство электрической энергии);

— характеристики готовности оборудования электрических станций к работе и обеспеченности энергоресурсами, а также технико-экономические характеристики оборудования;

— характеристики электрических сетей, включая пропускную способность, величину потерь, максимальные и аварийно-допустимые значения передаваемой мощности, рассчитанные исходя из принятой при планировании схемы электрических соединений объектов электроэнергетики;

— нормы расхода гидроресурсов, устанавливаемые для гидроэлектростанций [8].

Вопрос 6. В чем заключается ключевая цель краткосрочного планирования режимов ЭЭС?

Ответ. Ключевая цель краткосрочного планирования режимов ЭЭС — формирование диспетчерского плана, включающего в себя диспетчерские графики, графики ремонтов, объемы резервов мощности и нормативного резервов на загрузку и разгрузку, состав оборудования электростанций и сетей, услуги по системной надежности с учетом распределение нагрузки между генераторами по критерию минимизации затрат покупателей электроэнергии ОРЭМ, графики напряжения в контрольных пунктах [8]. К современным методам краткосрочного планирования, прежде всего, относятся методы, построенные на статистических и нейронных методах, включающих множественную линейную и нелинейную регрессию, стохастические временные ряды, общее экспоненциальное сглаживание, методы пространства состояния вейвлет-преобразованиях временных рядов [9].

Вопрос 7. На основании чего определяются пропускные способности сечений электрической сети при среднесрочном планировании режимов?

Ответ. На основании расчета МДП (АДП) в КС с учетом согласованных графиков планового ремонта основного оборудования [10].

Вопрос 8. Какие факторы учитываются при оценке балансовой надежности ЭЭС?

Ответ. Оценка балансовой надежности ЭЭС осуществляется с применением математического моделирования и вероятностных методов оценки с учетом плановых ремонтов основного оборудования, прогнозную аварийность оборудования с учетом наступления одновременно нескольких событий, отклонения уровня потребления в ЭЭС и возникновения технологических ограничений на выработку электроэнергии (в том числе по экстремальным температурам наружного воздуха).

Вопрос 9. Какие показатели рассчитываются при определении балансовой надежности ЭЭС?

Ответ. Для оценки балансовой надежности определяю: суммарную вероятность бездефицитной работы (0,996) и ожидаемую длительность дефицита мощности в ЭС (0,1 сут. в год). При выборе объемов резерва мощности должен учитываться критерий минимизации экономических затрат на сооружение энергетических объектов [8].

Вопрос 10. Что понимается под рабочей мощностью, горячим и холодным резервом, ограничениями мощности станции?

Ответ. Под рабочей мощностью электростанции понимается часть максимально доступной мощности объектов по производству электрической и тепловой энергии, за исключением мощности объектов электроэнергетики, выведенных в установленном порядке в ремонт и из эксплуатации.

Горячий резерв (вращающийся резерв) станции — резервная мощность работающих в данное время агрегатов, которая может быть реализована путем изменения их производительности.

Холодный резерв или не включённый резерв мощности согласно ГОСТ 21027—75 это мощность неработающих исправных агрегатов электростанций. Величина холодного резерва станции определяется как суммарная установленная мощность турбоагрегатов, находящихся в холодном резерве за вычетом собственных ограничений по данным единицам оборудования и общестанционных ограничений.

Мощность турбоагрегатов, находящихся в холодном резерве, должна быть обеспечена мощностью исправных котлов, находящихся в холодном резерве или в работе [32].

Ограничения мощности — это значение вынужденного недоиспользования установленной мощности генерирующего агрегата по различным причинам, например, технические ограничения из-за состояния оборудования, сезонные ограничения из-за повышения температуры охлаждающей воды в конденсаторе и другие. Снижение мощности из-за ремонтных работ в ограничение мощности не включают.

Ограничение мощности бывает:

— Общестанционное — значение вынужденного недоиспользования установленной мощности одновременно всех генерирующих агрегатов электростанции в целом;

— Общегрупповое — значение вынужденного недоиспользования установленной мощности группы генерирующих агрегатов, обусловленное влиянием факторов, распространяющих свое действие одновременно на все входящие в данную группу генерирующие агрегаты;

— Собственное — значение вынужденного недоиспользования установленной мощности электроустановки, обусловленное влиянием факторов, распространяющих свое действие только на данный генерирующий агрегат.

Вопрос 11. Какой режим в энергосистемах принято считать оптимальным?

Ответ. Естественное распределение мощности между электростанциями обратно пропорциональное коэффициентам статизма АРС не является оптимальным, так как не учитывает технико-экономические показатели оборудования (схемы выдачи мощности), стоимость топлива, потери мощности на передачу по электрической сети [8].

Оптимальным называют режим работы энергосистемы, обеспечивающий наименьшие затраты на производство и распределение электроэнергии.

Вопрос 12. Каковы задачи разработки схем и программ перспективного развития электроэнергетики?

Ответ. К основным задач относятся:

— надежное функционирование ЕЭС России в долгосрочной перспективе;

— баланс между производством и потреблением в ЕЭС России;

— предотвращение локальных дефицитов производства электроэнергии и мощности и ограничения пропускной способности электрических сетей;

— скоординированное планирование строительства и ввода в эксплуатацию, а также вывода из эксплуатации объектов сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей;

— информационное обеспечение деятельности органов государственной власти при формировании государственной политики в сфере электроэнергетики,

— обеспечение координации планов развития топливно-энергетического комплекса, транспортной инфраструктуры, программ (схем) территориального планирования и схем, и программ перспективного развития электроэнергетики [22].

Вопрос 13. Какие индексы надежности работы электрических сетей применяются на практике?

Ответ. В настоящее время компании, отвечающие за распределение электрической энергии, прилагают максимальные усилия над решением проблемы перебоев в работе электрической сети; с этой целью энергосбытовые и энергоснабжающие компании измеряют индексы надежности согласно стандартам IEEE (Институт инженеров по электротехнике и радиоэлектронике). Этими индексами являются:

— SAIFI (индекс средней частоты отключений по системе) — определяется отношением общего числа отключенных потребителей электроэнергии, потерявших питание от длительных внеплановых нарушений электроснабжения, к общему числу подключенных потребителей электроэнергии за рассматриваемый отчетный период времени.

— SAIDI (индекс средней продолжительности отключений по системе) — определяется отношением общей продолжительности длительных внеплановых нарушений электроснабжения потребителей к общему числу подключенных потребителей за рассматриваемый отчетный период времени.

— CAIDI (индекс средней продолжительности отключения одного потребителя) — определяется отношением общей продолжительности длительных внеплановых нарушений электроснабжения потребителей к количеству потребителей, отключенных хотя бы от одного такого нарушения за рассматриваемый отчетный период времени.

Вопрос 14. Каковы могут быть причины невозможности переустройства воздушных линий (далее — ВЛ) 110—220 кВ в кабельной линии (далее — КЛ) 110—220 кВ?

Ответ. Утверждение о невозможности переустройства выходов ВЛ кабельными линиями должно быть обосновано: указаны причины невозможности применения метода горизонтально-направленного бурения для прокладки кабельных линий, например, наличие подземных вод с большим напором, глинистых грунтов текучей консистенции, плывунов и т. п. [22]

Вопрос 15. Какие основные потребители реактивной мощности в электроэнергетических системах?

Ответ. Свойства элементов электрической части ЭЭС таковы, что при их функционировании создаются магнитные и электрические поля, что условно принято, как потребление или выработка реактивной мощности. Потребителями реактивной мощности являются: асинхронные двигатели, силовые и измерительные трансформаторы, автотрансформаторы, индукционные печи, вентильные преобразователи, воздушные и кабельные линий, реакторы, сварочные агрегаты, ВЧ-заградители и др.

Вопрос 16. Планируется ли организация параллельной работы первой и второй синхронных зон ЕЭС?

Ответ. В целях организации параллельной работы энергосистем синхронных зон для повышения надёжности электроснабжения потребителей ОЭС Востока на ПС 220 кВ «Могоча» МЭС Сибири установлена вставка постоянного тока на базе СТАТКОМ. Функции данной вставки: обеспечение заданного перетока активной мощности в обоих направлениях между ОЭС Сибири и Востока -200 МВт, независимое регулирование напряжения на шинах 220 кВ и реактивной мощности на сторонах примыкания к энергосистемам, демпфирование электромеханический колебаний и локализация кратковременных возмущений пределах одной энергосистемы.

Вопрос 17. Можно ли спрогнозировать потери электроэнергии в электрических сетях?

Ответ. Технические потери теоретически могут быть рассчитаны как за прошедший промежуток времени, так и на любой прогнозируемый период при наличии ожидаемых режимных параметров сети.

Технические потери разделяются на «нагрузочные и «условно — постоянные» потери. Условно-постоянные подразделяются на: потери холостого хода трансформаторов, потери на корону на ЛЭП, потери в компенсирующих устройствах и реакторах, потери в измерительных трансформаторах, приборах учета электроэнергии и др.

Нагрузочные потери электроэнергии подразделяются на потери в линиях электропередачи и в обмотках силовых трансформаторов. Учесть различные случайные факторы представляется нетривиальной задачей.

Расчет же коммерческих потерь является задачей малоразрешимой ввиду отсутствия четкого математического описания (только вероятностный подход с недостаточным уровнем достоверности).

Вопрос 18. От какого режимного критерия при планировании режима работы электропередачи 1150 кВ пришлось отказаться?

Ответ. Электропередача 1150 кВ Сибирь — Казахстан — Урал создавалась с нарушением фундаментального принципа надёжности N-1. Удовлетворить критерию надёжности N-1 не представляется возможным, когда ЭП 1150 кВ шунтируется сравнительно слабой сетью 500 кВ. Радикальным путём решения проблемы надёжности для 3-фазной линии 1150 кВ могло бы стать оснащение её резервной фазой, что, привело бы к существенному снижению экономической эффективности линии.

Раздел 1.5 Основы компенсации реактивной мощности

Вопрос 1. В чем заключается негативное влияние компенсации реактивной мощности на системы электроснабжения?

Ответ. В сети с компенсации реактивной мощности динамическая устойчивость узла нагрузки снижается из-за более быстрого выбега двигателя. При включении статических конденсаторов в составе мощности нагрузки появляется отрицательная составляющая реактивной мощности. и суммарная кривая ∑Qнагр = f (U) оказывается пологой. В свою очередь, ЭДС эквивалентного генератора при включении конденсаторов уменьшается, что приводит к деформации характеристики ∑Qген. В результате запас статической устойчивости узла нагрузки также уменьшается.

Батареи статических конденсаторы обладают собственными недостатками: зависимость генерируемой реактивной мощности от питающего напряжения, чувствительность к искажениям питающего напряжения; недостаточную прочность, особенно при коротком замыкании и перенапряжениях.

Вопрос 2. Что такое перекомпенсация реактивной мощности?

Ответ. Перекомпенсация — это избыточная реактивная мощность, вырабатываемая компенсирующей установкой (КУ) в периоды малых нагрузок (ночью, в обеденные перерывы, в нерабочие и праздничные дни) и передаваемая в питающую сеть энергосистемы. Результатом перекомпенсации является увеличение суммарных потерь мощности в электрических сетях и усложнению устройств регулирования напряжения [15].

Вопрос 3. Установки компенсации реактивной мощности (УКРМ) должны выбираться с учетом работы в послеаварийном режиме?

Ответ. УКРМ должны выбираться с учетом обеспечения требуемой пропускной способности линий в нормальном и послеаварийном режиме с учетом изменения перетоков реактивной мощности и запасом статической устойчивости по напряжению в точке установки. Выбор места и мощности УКРМ в нормальном режиме должен быть оптимальным исходя из наиболее вероятных схемно-режимных условий работы сети [6].

Вопрос 4. Запрещено ли применять при новом электросетевом строительстве вращающиеся электрические машины в качестве УКРМ?

Ответ. На новых и реконструируемых подстанциях запрещено применять вращающиеся электрические машины для компенсации реактивной мощности, кроме асинхронизированных компенсаторов при наличии специальных обоснований. Наиболее оптимальное современное решение: статические тиристорные компенсаторы (СТК) состоят из параллельно включенных управляемых реакторов и конденсаторных элементов, которые подключаются к сети через трансформатор. Для регулирования знака реактивной мощности используются тиристоры (управление углом коммутации), благодаря этому система управления регулирование осуществляется практически мгновенно. Это особенно важно для стабилизации переходных процессов в ЭЭС (демпфирование колебания мощности и напряжения).

Использование СТК в питающих сетях позволяет: стабилизировать напряжение в месте подключения СТК, уменьшить потери активной мощности в электропередаче и увеличить пропускную способность, улучшить условия регулирования напряжения в сети (без необходимости переключений РПН трансформаторов) [23].

Вопрос 5. Для чего предназначена компенсация реактивной мощности в электрических сетях? Предусматриваются ли штрафные санкции для потребителя, превышающего потребление реактивной мощности из сети?

Ответ. Реактивная мощность в сети обусловлена физико-технической необходимостью создания магнитных полей в электросетевом оборудовании для их функционирования и выполнения задачи передачи, трансформации и распределения переменного тока: материал проводников, их конструкция (магнитопроводы электрических машин, повивы проводов и др. находящиеся в переменном э/м поле). Компенсация реактивной мощности — целенаправленное воздействие на баланс реактивной мощности в узлах электроэнергетической системы с целью регулирования напряжения и снижения потерь электроэнергии при помощи компенсирующих устройств.

Мероприятия по компенсации реактивной мощности позволяют:

— уменьшить нагрузку на трансформаторы питающих подстанций, увеличить срок их службы (проектировать трансформаторы меньшей полной мощности),

— использовать проводники меньшего сечения (с учетом зависимости роста потерь электроэнергии с уменьшением сечения проводника),

— улучшить качество электроэнергии в сети (за счёт уменьшения искажения формы напряжения),

— уменьшить нагрузку на выключатели за счет снижения токов в цепях,

— снизить расходы на генерацию электроэнергии.

При выявлении факта превышения нормируемого (в зависимости уровня от напряжения в точке подключения) коэффициента реактивной мощности для потребителя следуют штрафные санкции, выражающиеся в применении повышающего коэффициента при расчете стоимости за оказанные услуги по передаче электроэнергии сетевой организации [63].

Раздел 1.6 Основы выполнения расчетов токов КЗ

Вопрос 1. Какие методы координации тока короткого замыкания (далее — КЗ) в электрических сетях существуют? Какое оборудование наиболее эффективно для этой цели?

Ответ. Согласно п.2.1.5 Положения о технической политике ПАО «Россети — ФСК ЕЭС», в электрических сетях должны реализовываться следующие методы и мероприятия ограничения токов КЗ:

— при проектировании развития и реконструкций участков сети применять более высокий класс напряжения, сооружения подстанций глубокого ввода (увеличение реактансов связи);

— секционирование электрических сетей;

— блочная компоновка «генератор-трансформатор-линия» электростанций.

— применение реакторно-резисторных установок в нейтралях трансформаторов;

— оптимизация режима заземления нейтралей в существующих электрических сетях;

— применение трансформаторов с расщепленной вторичной обмоткой;

— автоматическое опережающее деление сети (как временное мероприятие);

— продольное и поперечное разделение сетей (размыкание транзитов для уменьшения тока подпитки КЗ);

— при проектировании развития сети не размещать центры питания высокого напряжения на близком расстоянии.

— применение токоограничивающих устройств новых конструкций;

Вопрос 2. В чем заключаются основные отличия короткого замыкания в сети 0,4 кВ от короткого замыкания (далее — КЗ) в сети свыше 1 кВ?

Ответ. Для сетей 0,4 кВ характерны большое влияние активных сопротивлений и сопротивления дуги на значения токов КЗ, тепловой спад тока КЗ по мере удаления от шин 0,4 кВ питающей подстанции, а также сравнительно низкая надежность основных защитных аппаратов из-за относительно небольшого тока однофазного КЗ. В результате термического воздействия на нулевой проводник возможен его обрыв. Напряжение поврежденной фазы снизится в пределе до нуля, а напряжение неповрежденных фаз относительно земли возрастет до 1,4 фазного напряжения, что может привести к повреждению однофазных электроприемников, подключенных к неповрежденным фазам [40].

Вопрос 3. От чего зависит ток однофазного короткого замыкания (КЗ) на землю в сети 0,4 кВ?

Ответ. При однофазном КЗ на землю, токи зависят от параметров питающего трансформатора, схемы соединения его обмоток, теплового эффекта от протекания аварийного тока (теплового спада тока КЗ). Для трансформаторов со схемой соединения обмоток «треугольник-звезда с нулем», значение тока в месте однофазного КЗ за трансформатором практически равно току трехфазного КЗ в этой же точке. Для трансформаторов со схемой соединения обмоток «звезда-звезда с нулем» ток в месте однофазного КЗ за трансформатором значительно меньше тока при трехфазном КЗ в этой же точке. Существенное влияние на ток КЗ в сетях 0,4 кВ может оказать переходное сопротивление месте повреждения- при повреждениях за сравнительно мощными трансформаторами 1,6—2,5 МВА. Значение переходного сопротивления при этом принимается порядка 0,15 мОм [40].

Вопрос 4. Какого предельное время отключения тока короткого замыкания (КЗ)?

Ответ. Для сетей 110—220 кВ предельное время отключения КЗ составляет 0,15—0,3 с, для ЛЭП 330—500 кВ 0,1—0,12 с. В распределительных сетях 6—10 кВ КЗ можно отключать со временем 1,5—3 с. Уставки срабатывания РЗ в большинстве случае выставляются значительно меньшие с учетом селективности с питающей подстанцией. Замыкания в распределительных сетях не вызывают столь опасного понижения напряжения в узлах системы и не влияют на её устойчивость в виду малой мощности, однако, могут привести к повреждению оборудования от длительно протекающего по ним тока междуфазного КЗ [40].

Вопрос 5. Как выполняется защита от многофазных коротких замыканий в распределительных сетях 6—35 кВ?

Ответ. Выполняется с отключением одного места повреждения в случае двойных КЗ на землю. В целях повышения чувствительности к повреждениям за трансформаторами с соединением обмоток «треугольник-звезда» и «звезда-треугольник» желательно выполнение трехрелейной защиты (ПУЭ п.3.2.99).

Вопрос 6. Какая особенность расчета тока короткого замыкания в схеме выдачи мощности электростанции?

Ответ. Особенность расчета тока КЗ заключается в учете наличии АРВ (кратности формировки возбуждения) и демпферных обмоток генератора. При этом возможны два режима: Режим номинального напряжения. При этом система АРВ генератора справилась с подъемом напряжения.

2. Режим предельного возбуждения. Генератор не справился с подъемом напряжения. В этом случае ЭДС генератора по поперечной оси будет определяться предельным возбуждением. При расчете сложных схем расчет ведется путем последовательного приближения [40].

Вопрос 7. Чему равно переходное сопротивление в месте короткого замыкания для сетей напряжением 110 кВ и выше?

Ответ. При замыканиях между фазами сопротивление в месте КЗ определяется сопротивлением электрической дуги между фазами, а при замыканиях на землю к сопротивлению дуги добавляется сопротивление опоры и заземления. Сопротивление электрической дуги, которой сопровождаются большинство повреждений на ВЛ, практически является чисто активным и характеризуется градиентом напряжения в дуге 1,4 кВ (max) на 1м длины дуги. В соответствии с этим:

Rд =1050·Lд/ Iд, Ом,

где Iд- действующее значение тока в дуге, А, Lд- длина дуги, м.

При замыкании на землю (перекрытие гирлянды) длительностью 5 периодов можно в расчетах принять длину дуги равной 1,2 длины гирлянды. Следует иметь ввиду, что при затяжных КЗ длина дуги имеет тенденцию к быстрому возрастанию во времени (под влиянием ветра и пр.), вследствие чего Rп может сильно увеличиться [40].

Вопрос 8. Какой уровень токов короткого замыкания следует ограничивать в распределительной сети?

Ответ. Для электрических сетей напряжением 35—110 кВ рекомендуется ограничивать ТКЗ на уровне 40 кА, в сетях 6 — 20 кВ — до 12 кА. Для сетей мегаполисов напряжением 110 кВ рекомендуется ограничивать ТКЗ на уровне 50 кА.

Вопрос 9. Как влияет внешнее короткое замыкание на работу трубчатых разрядников?

Ответ. Для распределительных сетей верхний предел тока, отключаемого трубчатым разрядником, должен быть не менее наибольшего значения тока трехфазного КЗ, а нижний предел — не более наименьшего тока двухфазного КЗ, а для сетей более высоких классов должен быть не менее наибольшего значения тока однофазного КЗ в данной точке сети, а нижний предел не более наименьшего в данной точке сети тока однофазного КЗ (реже двухфазного) (п. 4.2.146 ПУЭ).

Вопрос 10. При расчетах установившегося аварийного режима тока короткого замыкания необходимо учитывать тип синхронного генератора? Его явнополюсность?

Ответ. Учет явнополюсности при расчете токов короткого замыкания в установившемся режиме уточняет расчет не более чем на 3% и при практических расчетах явнополюсность (значение поперечной составляющей синхронного сопротивления генератора) не учитывается.

Вопрос 11. Что называется удаленным и ближним коротким замыканием?

Ответ. КЗ считается удаленным, если амплитуды периодической составляющей тока статора данной электрической машины в начальный и произвольный моменты КЗ практически одинаковы, и близким, если эти амплитуды существенно отличаются. Обычно под электрической удаленностью расчетной точки КЗ от какого-либо источника энергии понимают приведенное к номинальной мощности источника внешнее сопротивление, которое оказывается включенным между источником и точкой КЗ. Более универсальной величиной, является отношение действующего значения периодической составляющей тока источника энергии в начальный момент КЗ к его номинальному току. В отечественной и международной практике КЗ принято считать близким, если это отношение равно двум или больше двух. При меньших значениях указанного отношения КЗ следует считать удаленным.

Вопрос 12. На шину какой фазы оказывает наибольшее электродинамическое взаимодействие ток короткого замыкания?

Ответ. В нормальном режиме механические силы взаимодействия незначительны, но при КЗ, они могут достигать значений, опасных для шин, вызывать их деформацию и даже разрушение. Наибольшие механические усилия между проводниками возникают, когда ток КЗ достигает ударного значения. При трехфазном КЗ в наиболее тяжелых условиях находится средняя фаза «B».

Вопрос 13. Какой расчетный ток короткого замыкания для расчетов стойкости проводников выбирают на электростанциях и на подстанциях?

Ответ. Согласно ПУЭ 7 изд. расчетным видом КЗ в сетях является трехфазное КЗ, но на мощных узловых подстанциях из-за большого количества заземленных нейтралей ток однофазного КЗ может быть больше или соизмерим с 3-х фазным. Для определения термической стойкости проводников в сетях — трехфазное КЗ, но на генераторном напряжении электростанций — трехфазное или двухфазное КЗ в зависимости от того, какое из них приводит к большему нагреву (исходя времени отключения КЗ выключателем и срабатыванием резервной УРЗ генератора).

Вопрос 14. Чем определяется ударный ток короткого замыкания?

Ответ. Величиной апериодической составляющей в токе КЗ, уд ток достигается максимума за 0,01 с. И зависит от соотношения реактивных и активных составляющих в сети (X/R). Чем больше реактивность сети, тем больше ударный ток КЗ. Поэтому для повышения точности расчета ТКЗ пренебрегать активным сопротивлением при расчетах в протяжённых сетях 110 кВ и ниже не рекомендуется.

Вопрос 15. Какие аппараты и проводники не проверяются по условиям короткого замыкания при проектировании электроустановок?

Ответ. Не проверяются по условиям КЗ ТТ, а также аппараты и проводники вторичных цепей для ЭУ до 1 кВ (ПУЭ 1.4.7). Для ЭУ свыше 1 кВ по условиям КЗ не проверяются:

1.Проводники и электрические аппараты, защищенные предохранителями (при токе до 60 А), ВЛ без устройств АПВ, цепи, подключенные к индивидуальным ЭПУ и трансформаторам мощностью до 2,5 МВА напряжением до 20 кВ.

2. Трансформаторы тока, аппараты и шины цепей ТН, установленные в цепях напряжением до 20 кВ, если по условиям КЗ требуется такое завышение их коэффициентов трансформации, при котором не может быть обеспечен необходимый класс точности. при этом рекомендуется избегать применения ТТ, не отвечающих требованиям стойкости к току КЗ (ПУЭ п.1.4.6).

Вопрос 16. Какие виды проверок по условиям короткого замыкания применяются при проектировании электросетевого оборудования?

Ответ. При проектировании электросетевого оборудования по условиям КЗ проверяются:

— На электродинамическую стойкость — электрические аппараты, токопроводы, жесткие и гибкие шины, провода ВЛ (определении дополнительных тяжений в проводниках при КЗ), вводы, герметичные кабельные проходки и муфты, а также опорные конструкции проводников;

— На термическую стойкость — электрические аппараты, вводы, герметичные кабельные проходки, кабельные муфты, кабели (жилы и экраны), токопроводы, защищенные провода, шины, а также ВЛ устройствами АПВ;

— На коммутационную способность (выключатели) и на невозгораемость — кабели и изолированные проводники (ПУЭ п.1.4.4).

Вопрос 17. Допускается ли не учитывать при проектировании электрической сети сложные замыкания в сети (несколько точек КЗ)?

Ответ. Выбирается такая точка, при КЗ, в которой оборудование сети находятся в наиболее тяжелых условиях. Случаи одновременного замыкания на землю различных фаз в двух разных точках сети допускается не учитывать (п.1.4.10 ПУЭ).

Вопрос 18. Какое время принимается в качестве расчетной продолжительности короткого замыкания при проверке электросетевого оборудования на термическую стойкость при КЗ?

Ответ. Принимается минимально возможное время воздействия тока КЗ, определяемое путем сложения времени действия основного (резервного, в случае недостаточной чувствительности) комплекта УРЗ (с учетом времени АПВ), и полного времени отключения этого выключателя. При проверке выключателей на отключающую способность в качестве расчетной продолжительности КЗ принимается собственное время выключателя и t=0,01 с. (ударный ток КЗ). При проверке кабелей на невозгораемость расчетная продолжительность КЗ определяется путем сложения времени действия резервного комплекта УРЗ и полного времени отключения выключателя (ПУЭ п.1.4.12).

Вопрос 19. При каких условиях обеспечивается термическая стойкость кабелей и проводников при коротком замыкании?

Ответ. Термическая стойкость кабеля обеспечивается, если температура их нагрева к моменту отключения КЗ (при длительности протекания тока КЗ равному одной секунде) не превышает предельных по условию термической стойкости значений по ТУ (ПУЭ п.1.4.21).

Вопрос 20. Проверяются ли предохранители на отключающую способность при коротком замыкании при проектировании электрической сети 6—10 кВ?

Ответ. Предохранители проверяются по отключающей способности: по начальному действующему значению периодической составляющей тока КЗ (без учета токоограничивающего действия предохранителей) (ПУЭ 7 изд. 1.4.27).

Вопрос 21. Какая точка в качестве расчетной принимается при проверке кабелей на невозгораемость при коротком замыкании?

Ответ. Принимается точка, находящаяся для одиночных кабелей (одного сечения по длине) в начале кабеля (ПУЭ 7 изд. п.1.4.31).

Вопрос 22. Для чего выполняется деление в электрической сети?

Ответ. Стационарное или автоматическое деление сетей выполняется обычно в ЭЭС в связи с увеличением числа и мощности источников электрической энергии в ЭЭС. Необходимость деления сети получается в тех случаях, когда уровень токов КЗ в узлах нагрузки превышает допустимый уровень по параметрам электрооборудования, находящегося в эксплуатации. Деление сети существенно влияет на эксплуатационные режимы, устойчивость и надежность работы ЭЭС, а также на потери мощности и энергии в сетях. Различают деление сети на стационарное (СДС) и автоматическое (АДС).

Вопрос 23. Дайте определение стационарному и автоматическому делению сети.

Ответ. Автоматическое деление сети осуществляется в аварийном режиме с целью облегчения работы коммутационных аппаратов при отключении ими поврежденной цепи. Оно выполняется на секционных или шиносоединительных выключателях, реже — на выключателях мощных присоединений.

Стационарное деление сети– это деление сети в нормальном режиме, осуществляемое с помощью секционных, шиносоединительных или линейных выключателей мощных присоединений электроустановок. В последнем случае деление сети связано с выведением из работы соответствующих линий электропередачи или автотрансформаторов связи, т.е. с замораживанием капиталовложений. Стационарное деление сети производят тогда, когда наибольший уровень тока КЗ в данной сети превышает допустимый с точки зрения параметров установленного оборудования.

Вопрос 24. Назовите наиболее тяжелый вид короткого замыкания в распределительной электрической сети.

Ответ. Наиболее тяжелым аварийным режимом работы распределительной сети является трехфазное металлическое короткое замыкание. Однако в сети 110—220 кВ на мощных узловых подстанциях из-за большого количества заземленных нейтралей ток однофазного КЗ может быть больше или соизмерим с 3-х фазным.

Раздел 1.7 Основы координации перенапряжений и изоляции

Вопрос 1. Какие виды перенапряжений существуют в электрических сетях?

Ответ. К наиболее частым внутренним перенапряжениям относят: коммутационные, режимные, резонансные (феррорезонансные и др.), а к внешним: атмосферные, электростатические [70].

Вопрос 2. Как выполняется защита от коммутационных перенапряжений?

Ответ. Защита от перенапряжений при коммутации вакуумными выключателями индуктивной нагрузки может быть выполнена следующими способами: установкой ограничителей перенапряжений (ОПН), демпфирующих RC-цепочек, применение электромагнитных трансформаторов напряжения, подключаемых между фазой и землей со стороны коммутируемого присоединения и управлением моментом коммутации: задержкой в отключении двух фаз выключателя — подключением перед коммутацией резистора между фазой и землей [п. 5.11.13 ПТЭ ЭСИС]. А также установка шунтирующих и компенсирующих реакторов, схемные мероприятия, системная и противоаварийная автоматика (п. 4.2.170 ПУЭ).

Вопрос 3. Почему сопротивление изоляции зависит от температуры?

Ответ. Ток сквозной проводимости и абсорбции в диэлектриках (изоляции) зависит от температуры, поэтому все результаты измерения сопротивления приводят к базовой температуре. При этом линейные и подстанционные изоляторы имеют малую емкость, поэтому при измерении их сопротивления абсорбционные явления не учитываются, а по величине сопротивления нельзя определить наличие пробоя или трещины.

Вопрос 4. По каким условиям при проектировании электростанции должна выбираться изоляция шинных мостов генераторов, включая вводы от токопроводов напряжением 6 и 10 кВ?

Ответ. При 6—10 кВ должна выбираться на напряжение 20 кВ, при напряжении 13,8—24 кВ — на напряжение 35 кВ с учетом СЗ (2.2.27).

Вопрос 5. Как выполняется защита от коммутационных перенапряжений?

Ответ. Защита от перенапряжений при коммутации вакуумными выключателями индуктивной нагрузки может быть выполнена следующими способами: установкой ограничителей перенапряжений (ОПН), демпфирующих RC-цепочек, применение электромагнитных трансформаторов напряжения, подключаемых между фазой и землей со стороны коммутируемого присоединения и управлением моментом коммутации: задержкой в отключении двух фаз выключателя — подключением перед коммутацией резистора между фазой и землей [п. 5.11.13 ПТЭ ЭСИС]. А также установка шунтирующих и компенсирующих реакторов, схемные мероприятия, системная и противоаварийная автоматика (п. 4.2.170 ПУЭ).

Вопрос 6. Чем опасно для электрооборудования повышенное напряжение?

Ответ. Изоляция оборудования, находящегося под повышенным переменным напряжением, быстрее изнашивается, увеличивает вероятность частичного перекрытия, пробоя.

Вопрос 7. Чем определяется степень загрязнения изоляции изоляторов?

Ответ. Основной характеристикой изоляторов является длина пути утечки, т.е. наименьшее расстояние по поверхности изоляции между металлическими частями разного потенциала. Таким образом, длина пути утечки характеризует величину пробивного напряжения по поверхности изоляторов (свойства диэлектрика определяются материалом). Также нормируется удельная длина пути утечки — отношение длины пути утечки к наибольшему рабочему, как правило, линейному напряжению [68].

Вопрос 8. Чем вызваны внутренние перенапряжения?

Ответ. Включение разомкнутой ВЛ сверхвысокого напряжения под напряжение, включение под напряжение блочной ВЛ с ненагруженные трансформатором, включение ненагруженных шины ПС с емкостными уравнителями напряжений по разрывам выключателей, неполнофазный режим, отключение ненагруженных ВЛ (собственная емкость линии) и БСК, отключение трансформаторов на холостом ходу [68].

Вопрос 9. Почему при опробовании напряжением первой в России линии «Куйбышев-Москва» сверхвысокого напряжения 400 кВ на приемном конце было повреждена изоляция первичного оборудования?

Ответ. В режиме малых нагрузок, когда линия нагружена на сопротивление больше волнового сопротивления самой ВЛ, проявляется эффект генерации реактивной мощности линии в сеть, что вызвало перенапряжение на приемном конце, превышающее фазное (231 кВ), на которое была рассчитана изоляция оборудования. Достоверная информации о срабатывании разрядников в данном инциденте отсутствует [7].

Вопрос 10. На какое рекомендованное линейное напряжение должна рассчитываться гирлянда изоляторов на порталах подстанции 35 кВ?

Ответ. На подстанциях с высшим напряжением 35 кВ сопротивление заземляющего контура не должно превышать 4 Ом, а гирлянды изоляторов на порталах ОРУ 35 кВ следует выполнять на класс напряжения 110 кВ [6].

Вопрос 11. Что такое защищённый подход подстанции?

Ответ. При пробегании грозовой волны по ЛЭП под действием «короны» происходит деформация волны (заваливается фронт и уменьшается амплитуда). Длина защищенного подхода выбирается так, чтобы волна при ударе молнии в фазный провод за защищенным подходом, пробежав до ПС, стала безопасной для оборудования подстанции. Длина защищённого подхода зависит от класса напряжения, типа опор и составляет 1 — 4 км (согласно ПУЭ). Подход к подстанции должен быть защищен тросом, даже для ЛЭП на деревянных опорах [6].

Вопрос 12. Какие существуют основные принципы защиты от внутренних перенапряжений?

Ответ. 1. Схемно-режимные мероприятия включают в себя ограничение числа режимов, в которых могут возникать опасные перенапряжения. В теории предлагается, применение схем без выключателей на стороне ВН (110 кВ и выше). При отсутствии выключателя на стороне высшего напряжения исключается режим холостого хода ЛЭП, так как после линии стоит не нагруженный трансформатор (на практике реализуется устройствами ПАВ линии).

2. Ограничение амплитуд установившихся перенапряжений: применение шунтирующих реакторов на ЛЭП для снижения перенапряжений, вызванных емкостным эффектом ВЛ.

— Ограничение перенапряжений переходного процесса: применение ОПН и шунтирующих сопротивлений в выключателях, выключателей с управляемым моментом коммутации [68].

Вопрос 13. Что могут устанавливать для защиты синхронных машин от перенапряжений на подстанции?

Ответ. Кроме защитных аппаратов может устанавливаться защитная емкость. При этом защитная емкость не требуется, если суммарная емкость присоединенных к защищаемым машинам кабельной линии (далее — КЛ) (участок менее 100 м) составляет 0,5 мкФ и более на фазу (п. 4.2.161 ПУЭ). Так же они не требуются, если емкость генератора и кабельной сети на шинах генераторного напряжения имеет требуемое значение. При определении емкости кабельной сети в этом случае учитываются участки кабелей на длине до 750 м (п. 4.2.164 ПУЭ).

Вопрос 14. Что необходимо учитывать при выполнении защиты от перенапряжений?

Ответ. Устройства защиты от перенапряжений следует выбирать с учетом координации их защитных характеристик с изоляцией защищаемого оборудования, наибольшего рабочего напряжения сети с учетом высших гармоник и неравномерности распределения напряжения, а также повышений напряжения в течение времени действия резервных РЗ при однофазном замыкании на землю, при односторонней коммутации линии или переходном резонансе на высших гармониках (п. 4.2.148 ПУЭ).

Вопрос 15. В каких случаях не требуется защита от грозовых перенапряжений подстанций (ПС) 35—220 кВ?

Ответ. Выполнение защиты от прямых ударов молнии не требуется для ПС 35 кВ с трансформаторами мощностью менее 1600 кВА, а также для ПС 220 кВ и ниже с эквивалентным удельным сопротивлением земли (в грозовой сезон) более 2000 Ом·м при числе грозовых часов в году не более 20 (ПУЭ п.4.2.134).

Вопрос 16. Какими решениями на подстанции 330—750 кВ обеспечиваются допустимые уровни напряженности электрического поля?

Ответ. Уровни напряженности ЭМП обеспечиваться технико-конструкционными решениями с использованием экранирующих устройств и металлоконструкции для ОРУ из оцинкованных, алюминированных или алюминиевых элементов. Так же следует исключать соседство одноименных фаз в смежных ячейках (ПУЭ п.4.2.75—76).

Вопрос 17. Для каких энергетических объектов критичны вопросы электромагнитной совместимости?

Ответ. Для объектов с большой величиной напряженности составляющих электромагнитного поля, прежде всего это блоки электростанций, токопроводы, шинопроводы генераторного напряжения, системы возбуждения мощных синхронных генераторов, открытые распределительные устройства ВН подстанций 330—750 кВ. Данные электроустановки могут влиять на работу микропроцессорных терминалов РЗА. При обследовании на ПС 500 кВ заземляющего устройства, спроектированного по условиям напряжения прикосновения, от измерительного прибора создавались две токовые петли, имитирующие протекание составляющих тока однофазного КЗ на землю (соответствующих подпитке места КЗ от собственных трансформаторов объекта и подпитке из энергосистемы). Измеренные потенциалы пересчитывались пропорционально реальным токам КЗ. Результат: перепад потенциалов между различными точками заземляющего устройства достигает 5 кВ. Этот потенциал будет приложен к изоляции вторичных цепей и входам аппаратуры, что вызовет повреждение кабелей и аппаратуры. Если территории предприятия и подстанции связаны оболочками кабелей и заземлителями: в случае однофазного КЗ на территории питающей подстанции происходит вынос потенциала на заземления зданий и сооружений на территории компрессорной станции. В результате между заземлениями различных зданий и сооружений возникают разности потенциалов до нескольких киловольт, прикладываемые в итоге к информационным цепям, объединяющим здания и сооружения объекта в единую сеть. В нормальном режиме функционирования ПС за счет несимметрии сети и несимметрии нагрузки с ЗУ постоянно стекает ток, создавая на нем определенное напряжение, воздействующее на линии и кабели, выходящие за территорию ПС, вызывая протекание по ним токов промышленной частоты, достигающих ампер. В результате в аппаратуре связи и телесигнализации возникают шумы, реже — отказы [29].

Вопрос 18. Как коммутации оборудования подстанций влияет на электромагнитную совместимость объекта?

Ответ. Коммутации силового оборудования приводят к появлению мощных высокочастотных переходных процессов на шинах высокого напряжения (ВН) за счет перераспределения зарядов. При этом генерируется сильное электромагнитное поле, наводящее помехи в кабелях, проложенных поблизости от шин. Частотный спектр этих помех широк и достигает сотен мегагерц. Экранирование кабеля — наиболее эффективна при заземлении экрана кабеля с двух концов: у источника сигнала и у его приемника. Но заземление экрана с двух сторон приводит к появлению низкоомной связи между двумя точками на территории энергообъекта. При КЗ на землю поблизости от места заземления экрана по нему потечет ток. Если сопротивление по магистралям заземления будет велико, то ток, протекающий по экрану, достигнет опасных значений и кабель может сгореть. Таким образом, необходимо снижать сопротивление элементов ЗУ (увеличение длинны или сечения проводников ЗУ) [29].

Вопрос 19. Можно ли чистить изоляцию электрооборудование под напряжением?

Ответ. Для сохранения изоляции оборудования ОРУ допускается применять обработку поверхности изоляторов гидрофобными пастами. В закрытом распределительном устройстве (ЗРУ) 6—10 кВ применение находит очистка изоляторов под напряжением с помощью пылесоса и штанг из изоляционного материала с наконечниками в виде щеток, а для очистки фарфоровых и стеклянных изоляторов ВЛ 35—500 кВ под напряжением обмыв струей воды низкого (менее 0,6 МПа) или высокого (более 0,6 МПа) давления [44].

Вопрос 20. В чем причины перекрытий опорных изоляторов в закрытом распределительном устройстве (далее — ЗРУ) подстанций?

Ответ. В ЗРУ случаи перекрытия опорных изоляторов и вводов аппаратуры и трансформаторов часто возникают вследствие попадания на них крыс и кошек, проникающих через вентиляционные отверстия, неплотно прикрытые двери и не заделанные проемы в местах прохода кабелей.

Цементная пыль, образующаяся со временем в помещениях ЗРУ с бетонными полами вследствие истирания поверхности последних, загрязняет изоляцию и аппаратуру. Так в ЗРУ происходит разрушение полов из-за выкатывания и перекатывания тяжелых тележек с оборудованием: шкаф с электромагнитным выключателем КРУ (далее — комплектное распределительное устройство) может иметь массу более тонны [42].

Раздел 1.8 Основы функционирования оптового рынка электроэнергии (мощности)

Вопрос 1. Каковы ключевые изменения в оптовом рынке электроэнергии и мощности по сравнению с федеральным оптовом рынком электроэнергии и мощности?

Ответ. Ключевые изменения в ОРЭМ заключаются в следующем:

— Преобразование Регулируемого сектора (далее — РД) в систему РД;

— Введение рынка мощности (два товара — энергия и мощность);

— Ведение целевого рынка на сутки вперёд (отказ от добровольности участия потребителей на рынке на сутки вперед (далее — РСВ), расчёт на 100%);

— Расширение способов работы по свободным двусторонним договорам;

— Введение конкурентного балансирующего рынка;

— Начало построения системы финансовых гарантий на ОРЭМ [18].

Вопрос 2. Что такое «Рынок на сутки вперед»? Какие процессы происходят в рамках РСВ?

Ответ. Рынок «на сутки вперед» основан на механизме ежедневного централизованного аукциона ценовых заявок покупателей и продавцов электроэнергии, который проводится АО «АТС» за сутки до реального времени на каждый час суток. При проведении конкурентного отбора учитываются потери электроэнергии и системные ограничения.

По итогам расчета РСВ для каждого узла расчетной модели в отношении каждого часа следующих суток определяются:

— плановое почасовое потребление;

— плановое почасовое производство;

— равновесные цены на электроэнергию.

На РСВ осуществляется маржинальное ценообразование — цена определяется по самой дорогой удовлетворенной заявке на поставку электроэнергии [18].

Вопрос 3. Перечислите субъекты оптового рынка и его организацию.

Ответ. В состав субъектов оптового рынка входят участники обращения электрической энергии и (или) мощности — поставщики электрической энергии (генерирующие компании) и покупатели электрической энергии (энергосбытовые организации, крупные потребители электрической энергии, гарантирующие поставщики), совет рынка, коммерческий оператор и иные организации, обеспечивающие в соответствии с правилами оптового рынка и договором о присоединении к торговой системе оптового рынка функционирование коммерческой инфраструктуры оптового рынка, организации, обеспечивающие функционирование технологической инфраструктуры оптового рынка (организация по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью, системный оператор). [1].

Вопрос 4. Каковы требования правил оптового рынка электроэнергии и мощности для получения статуса субъекта оптового рынка?

Ответ. Согласно Правилам оптового рынка, к поставщикам и покупателям электроэнергии, намеренным получить статус субъекта оптового рынка, предъявляются требования, указанные в таблице 3. [18]

Таблица 3 — Требования ОРЭМ к потребителям и поставщикам электроэнергии

Вопрос 5. Опишите процедуру допуска группы точек поставки (далее — ГТП) энергосбытовой организации к торговой системе оптового рынка электроэнергии и мощности для энергосбытовой организации.

Ответ.

Для организации покупки электроэнергии (мощности) согласно Регламентам ОРЭМ [66] энергосбытовой организации (далее — ЭСО) необходимо пройти следующие процедуры:

— Вступление в Члены НС;

— Заключение ДОП;

— Согласование ГТП регистрации ПСИ, с целью получения Акта о согласовании ГТП и регистрации перечней средств измерений (ПСИ);

— Установление соответствия АИИС КУЭ ЭСО требованиям ОРЭМ;

— Направление заявления на получение статуса Субъекта, регистрация ГТП;

— Допуск ГТП, с целью получения доступа к торговой системе для расчетов на ОРЭМ с первого числа следующего месяца по зарегистрированной ГТП в отношении потребителя.

Вопрос 6. Что такое балансирующий рынок и основные принципы организации балансирующего рынка?

Ответ. «Балансирующий» рынок — рынок, торговля электроэнергией на котором осуществляется в режиме, близком к реальному времени. На этом рынке участники оплачивают отклонения объемов своего фактического производства/потребления электроэнергии от плановых почасовых объемов производства потребления электроэнергии [18].

Основные принципы организации балансирующего рынка:

— Цена покупки электроэнергии в балансирующем рынке не должна быть более выгодна, чем на РСВ;

— Цена отклонения поставщика по собственной инициативе не должна быть более выгодна, чем на РСВ;

— Поставщик не должен быть заинтересован в уводе мощностей из РСВ в БР.

Вопрос 7. Когда определяется фактическая максимальная/минимальная мощность включенного генерирующего оборудования?

Ответ. В час фактической поставки СО определяет фактическую величину максимальной мощности, готовой к несению нагрузки, и фактическую величину минимальной мощности включенного в работу генерирующего оборудования.

Генерирующее оборудование, не обеспеченное запасом по основному и резервному виду топлива, холодным резервом не является [20].

Вопрос 8. Когда СО регистрирует факт «неисполнения команды диспетчера»?

Ответ. Если при контроле фактического режима поставки (по телеметрии) диспетчером регистрируются не согласованные с СО отклонения, превышающие 5% от заданного командой диспетчера значения генерации или скорости изменения нагрузки при неоднократном участии в суточном регулировании, и такое отклонение недопустимо в фактически складывающихся режимных условиях, диспетчер может объявить предупреждение о регистрации факта «неисполнение команды диспетчера». После объявления предупреждения о регистрации факта «неисполнения команды диспетчера» диспетчер должен повторно отдать стандартную документируемую команду на изменение режима работы ГОУ, неисполнение которой было зафиксировано, и доложить об объявлении предупреждения о регистрации факта «неисполнение команды диспетчера» в вышестоящий диспетчерский центр [20].

При повторном неисполнении отданной команды, через 15 минут после объявления предупреждения диспетчер СО имеет право объявить регистрацию факта «неисполнение команды диспетчера» по согласованию с вышестоящим диспетчерским центром.

Факт «неисполнения команды диспетчера» считается подтвержденным при наличии для одного и более часов операционных суток вышеуказанных отклонений, при этом в отношении одних операционных суток не может быть зарегистрировано более одного такого факта.

Вопрос 9. Как устроена система рынков в электроэнергетике России?

Ответ. На федеральном уровне функционирует оптовый рынок, включающий в себя:

1.Рынок электроэнергии, обеспечивающий краткосрочную надежность и экономическую эффективность, формирует наиболее эффективную загрузку генерации и обеспечивает реализуемость электрических режимов, дает ценовые сигналы для энергоэффективного потребления (рынок долгосрочных двусторонних договоров, РСВ, БР).

2.Рынок мощности, обеспечивающий долгосрочную надежность (предупреждая дефицит генерации), формирует эффективную структуру генерации с наименьшими затратами и выдает ценовые сигналы для развития потребления в регионах в зависимости от достаточности и стоимости строительства объектов генерации (конкурентный обор мощности и договоры поставки мощности).

3.Рынок системных услуг, обеспечивающий поддержание дополнительных технологических свойств и элементов оборудования, необходимых для системной надежности.

Оптовый рынок транслирует цены в розничный рынок электроэнергии и мощности, функционирующий на региональном уровне [18].

Вопрос 10. В чем заключается принципы рынка мощности?

Ответ. Основные принципы рынка мощности:

— Заблаговременный отбор мощностей (конкурентные отборы) по принципу пула (сейчас согласно эластичному спросу);

— Отобранным генераторам гарантируется оплата отобранного объема в обмен на обязательство поставить мощность;

— Осуществление почасового контроля фактической поставки мощности;

— Система экономических стимулов.

Стимулы предусматривают:

1. Корректное планирование графиков ремонтов;

2. Соблюдение диспетчерской дисциплины;

3. Минимизацию количества аварийных остановов;

4. Реализация технической политики в отрасли в части обновления парка генерирующего оборудования;

5. Экономическое стимулирование поддержание свойств оборудования, необходимых для надежного функционирования энергосистемы (регулирование реактивной мощности, ОПРЧ и др.)

Отдельный механизм поддержки инвестиционных проектов по строительству генерирующих объектов (ДПМ, новые ГЭС и АЭС) [18].

Вопрос 11. В каких случаях СО регистрирует сумму установленных мощностей включенных и выключенных агрегатов?

Ответ. В час фактической поставки СО определяет соответствие фактического эксплуатационного состояния оборудования эксплуатационному состоянию, заданному СО. В случае выявления несоблюдения заданного эксплуатационного состояния оборудования, СО регистрирует величину как сумму установленных мощностей включенных и выключенных агрегатов без учета величин ранее согласованных ограничений установленной мощности и зарегистрированных снижений максимальной мощности в отношении данных агрегатов:

Величина регистрируется СО при:

— Снижение мощности вследствие вывода в ремонт оборудования по неотложной (аварийной) заявке, поданной участником ОРЭ менее чем за 4 часа до часа фактической поставки.

— Снижение мощности вследствие аварийного отключения оборудования по факту.

— Включение/не отключение/не включение/отключение генерирующего оборудования, несогласованное с СО.

По окончании регистрации СО регистрирует снижения мощности по данному оборудованию в общем порядке с учетом ранее зарегистрированных снижений максимальной мощности [20].

Вопрос 12. Что позволяет достичь управление нагрузкой (спросом на электроэнергию)?

Ответ. Управление нагрузкой (спросом на электроэнергию) — это изменение потребления электроэнергии конечными потребителями относительно их нормального графика нагрузки в ответ на изменение цен на электроэнергию во времени или в ответ на стимулирующие выплаты, предусмотренные чтобы снизить потребление в периоды высоких цен на электроэнергию на оптовом рынке или, когда существует угроза системной надежность. Управление спросом может снижать цены на электроэнергию на оптовом рынке и на розничном рынке. Управление спросом получило широкое признание как средство обеспечения надежности энергоснабжения, интеграции возобновляемых источников энергии, повышения конкуренции на рынке электроэнергии и расширения возможностей потребителей. Традиционно основную роль в поддержании баланса играют электростанции. В отсутствие специальных мер стимулирования потребителей (например, таких как «demand response») спрос на электроэнергию не зависит или мало зависит от цен на рынке, потребители не снижают потребление при росте цены. В условиях неэластичного спроса активной стороной, выступают производители. С ростом нагрузки для удовлетворения этого роста привлекаются менее эффективные генераторы. Путем снижения нагрузки в такие периоды энергосистема и рынок потенциально могли бы избежать использования менее эффективных генераторов для удовлетворения повышенного спроса. В последние годы с появлением цифровых приборов учета электроэнергии, развитием «интеллектуальных сетей» («smart grid») появилась возможность повышения эластичности потребления путем целенаправленного воздействия на оборудование потребителя. Управление спросом является эффективным инструментом снижения цен на рынке электроэнергии в пиковые часы, когда для покрытия спроса на электроэнергию привлекаются менее эффективные генерирующие объекты. При этом относительно небольшое снижение потребления может привести к существенному снижению цены на электроэнергию [8].

Вопрос 13. Назовите ключевые требования к потребителю для участия в пилотной процедуре управлением спроса (Demand Response).

Ответ. Потребитель получает дополнительный доход при кратковременном снижении своей нагрузки в установленные СО «ЕЭС» часы для этого он определяет объём и количество часов снижения мощности (2 или 4 часа) (возможно через агрегатор спроса — ЭСО). За сутки до ограничения Потребитель получаете команду на снижение.

Особенности для Потребителя:

— Отсутствие штрафов за невыполнение команды на снижение (через агрегатор спроса);

— Не более 5 команд на снижение потребления в месяц;

— Возможность получения услуги через агрегатор спроса — ЭСО;

— Наличие АИИС КУЭ не требуется, достаточно интервального учета элеткроэнергии [23.1].

Вопрос 14. Какова роль вынужденных генераторов на рынке мощности (КОМ)?

Ответ. Генерирующие объекты, мощность которых не отобрана КОМ могут быть выведены из эксплуатации или перейти в категорию вынужденных генераторов. Вынужденные генераторы — нельзя вывести из эксплуатации по системным, соображения-например, от них зависит надежность теплоснабжения или электроснабжения потребителей. «ВГ» могут продавать электроэнергию и мощность по ценам, установленным ФАС России, либо продавать только электроэнергию на рынке на сутки вперед и балансирующем рынке (далее — БР) [20].

Вопрос 15. Какие существуют системные услуги на одноименном рынке (СУ)?

Ответ. На рынке СУ АО «СО ЕЭС» оказывает следующие услуги:

1. Нормированное первичное регулирование частоты с использованием генерирующего оборудования ЭС.

2. Автоматическое вторичное регулирование частоты и перетоков активной мощности с использование генерирующего оборудования, а всех ГЭС с установленной мощностью более 100 МВт должна быть обеспечена возможность участия в автоматическом вторичном регулировании (АВРЧМ). Обеспечивает резервы вторичного регулирования.

3. Регулирование реактивной мощности с использованием генерирующего оборудования электростанций без производства ЭЭ. Для регулирования напряжения в узлах ЭС (поддержание устойчивость ЭЭС и качества электроэнергии потребителей).

— Развитие систем противоаварийной автоматики: создание и внедрение ЦСПА 2-го поколения, развитие АПНУ и тд. [8]

Вопрос 16. Какие риски несёт гарантирующий поставщик?

Ответ. Риски ГП:

— нарушения требований договора (платежной дисциплины и др.) потребителем;

— риски, связанные с покупкой (планированием объемов), актуализацией групп точек поставки и расчётами на ОРЭМ (штрафные санкции) [19].

Вопрос 17. В чем заключается конкуренция между субъектами рынка электроэнергии?

Ответ. совмещение в пределах одной ценовой зоны естественно-монопольных видов деятельности с конкурентными не допускается, в то же время в конкурентных видах деятельности объединение разных видов деятельности возможно (например, генерирующая компания может владеть сбытовыми организациями, но не может владеть сетями) [1].

Вопрос 18. Что является хабом на оптовом рынке электроэнергии и мощности?

Ответ. Хаб — совокупность узлов расчетной модели, которые характеризуются единой динамикой изменения равновесных цен на электроэнергию в них, и для которых на основании полученных по результатам конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед равновесных цен в этих узлах определяется в соответствии с Регламентами ОРЭМ [66] единая средняя цена (индекс хаба) для каждого часа операционных суток.

Вопрос 19. Какие существуют механизмы реализации мощности на оптовом рынке электроэнергии и мощности?

Ответ. Мощность — особый товар, покупка которого предоставляет участнику ОРЭМ право требования к продавцу мощности (генерация) поддержания в готовности ГО для выработки электроэнергии установленного качества в объеме, необходимом для удовлетворения потребности в электрической энергии данного участника. Существуют следующие механизмы реализации мощности на ОРЭМ:

• обязательная покупка на основе договоров о присоединении мощности, вынужденной генерации, конкурентного отбора мощности (ДПМ, ДВР, КОМ);

• покупка/продажа мощности по свободным договорам купли-продажи мощности (СДМ) [18].

Вопрос 20. Что такое группа точек поставки на оптовом рынке электроэнергии и мощности? Назовите условия объединения точек поставки электроэнергии в ГТП.

Ответ. ГТП — одна или несколько точек в электрической сети (точек поставки), относящихся к одному узлу расчетной модели и (или) к единому технологически неделимому энергетическому объекту, в отношении которого участником оптового рынка осуществляется купля-продажа электрической энергии и (или) мощности на оптовом рынке, или ограничивающих территорию, в отношении которой купля-продажа электрической энергии и (или) мощности на оптовом рынке осуществляется только одним участником оптового рынка, и используемых для определения и исполнения обязательств, связанных с поставкой и оплатой электрической энергии и (или) мощности.

Точки поставки могут объединяться в группу при условии, что:

1) в случае одновременного размыкания электрических цепей во всех точках поставки, включаемых в данную ГТП, объект или группа объектов, принадлежащих субъекту ОРЭМ и относящихся к данной группе точек поставки, полностью отделяются от электрической сети;

2) точки поставки относятся к одному узлу расчетной модели и/или к единому технологически неделимому энергетическому объекту по согласованию с Системным оператором [18].

Вопрос 21. Назовите случай отрицательное и положительного сальдо перетоков в группе точек поставки Потребления.

Ответ. Если в соответствии с актом согласования ГТП в указанную группу точек поставки потребления включено генерирующее оборудование, не представленное на ОРЭМ группой точек поставки генерации, сальдо перетоков данной ГТП в различные периоды времени может быть как положительным (потребляю­щим), так и отрицательным (генерирующим) [18].

Вопрос 22. Чем отличается присоединенная мощность от установленной? Какая используется для определения ГТП?

Ответ. Присоединенная мощность — совокупная величина номинальной мощности присоединенных к электрической сети (в том числе опосредованно) трансформаторов и ЭПУ электрической энергии, исчисляемая в МВА. Установленная мощность электроустановки- наибольшая активная электрическая мощность, с которой электроустановка может длительно работать без перегрузки в соответствии с техническими условиями или паспортом на оборудование (по ГОСТ 19431—84). Таким образом, для количественного критерия ГТП необходимо руководствоваться термином присоединная мощность [18].

Вопрос 23. Может ли выступать ПАО «Россети ФСК ЕЭС» в роли потребителя электроэнергии?

Ответ. Электрические сети ФСК — совокупность объектов электросетевого хозяйства, в отношении которых ПАО «Россети Федеральная сетевая компания ЕЭС» покупает электрическую энергию в целях компенсации потерь [18]. Определяется на основании документов, предоставленных в соответствии с разд. 6 Положения о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии (мощности) [1].

Вопрос 24. Назовите ориентировочный срок окупаемости вывода объекта промышленного потребителя на оптовом рынке электроэнергии и мощности.

Ответ. Срок окупаемости напрямую зависит от необходимости дооснащения точек поставки АИИС КУЭ, их количества, местоположения объекта (ценовой зоны, электроэнергетической инфраструктуры, планируемого узла расчетного модели энергосистемы).

Вопрос 25. Дайте определение ценовой и неценовой зоне, субъектам с особенностями функционирования оптового и розничных рынков электроэнергии.

Ответ. Ценовые зоны (1-ая и 2-ая) — это территории, на которых возможна свободная конкуренция между производителями, обеспечиваемая значительной пропускной способностью электрической сети. Однако цены по электрической энергии и мощности в ЦЗ отличаются, так как конкурентные торги проходят отдельно по каждой ЦЗ. ЦЗ разделяются на зоны свободного перетока мощности — территории, внутри которой отсутствуют существенные системные ограничения на переток электрической энергии и мощности. Переток между зонами свободного перетока мощности ограничен.

Неценовые зоны — это территории, где конкуренция ограничена из-за низкой пропускной способности сетей. Неценовые зоны, это территории, объединенные в ЕНЭС, на которых конкуренция между производителями электроэнергии ограничена из-за относительной неразвитости электрической сети.

Разделение определяется топологией и структурой электрической сети, но отнесение субъектов федерации к регионам с особенностями функционирования не является технологическим. Цена электрической энергии и мощности в таких регионах устанавливается ниже рыночной, экономически обоснованной.

Вопрос 26. Назовите средний процент отклонения прогнозируемой величины объема потребления электроэнергии от фактического по группе точек поставки Гарантирующего поставщика 1-го уровня.

Ответ. Средний процент отклонения не превышает 5% от полезного отпуска ГП по региону. Малый процент расхождения обусловлен значительной долей потребителей электроэнергии с прогнозируемой усредненной нагрузкой (профилем потребления), относящихся к 1 и 3 ЦК. Значение точности планирования по иным категориям потребителей не вносит значительного искажения ввиду покупки на ОРЭМ ГП электроэнергии в значительных объемах млрд. кВт*ч.

Вопрос 27. Назовите ограничение по конкурентному регулированию реактивной мощности на рынке системных услуг.

Ответ. Возможности конкурентного рынка системных услуг в части регулирования реактивной мощности ограничены тем обстоятельством, что перетоки реактивной мощности по системе являются паразитными и технологически обусловлены не только реактивностью ЭПУ (двигатели и др.), но и наличием реактивности в элементах самой сети (ВЛ, трансформаторы и др).

Вопрос 28. Назовите какое влияние программы ДПМ оказывают на рынок мощности.

Ответ. Нерыночные (социально-экономические) и инвестиционные надбавки к стоимости 1 МВт мощности (ДПМ ВИЭ, ТКО и др.) приводят к нехарактерным изменениям уровня цен для маржинальной модели ценообразования. Так при падении спроса на электроэнергию и уменьшении цен на 1 МВт*ч на РСВ, цена за МВт на рынке мощности возрастает, поскольку стоимостное бремя надбавок (перекрестное субсидирование) перераспределяется на оставшихся участников рынка.

Вопрос 29. Какие факторы используете для прогноза цен на электроэнергию по второй ценовой зоне?

Основные факторы, которые — резервы, тренд изменения цены на уголь, тренд изменения цены РСВ по Второй ценовой зоне и влияние ГЭС.

Вопрос 30. Какая информация, публикуемая и рассчитываемая Ассоциацией «НП Совет рынка» используется для тарифного регулирования?

Ответ. Рассчитываемая и публикуемая Ассоциацией «НП Совет рынка» информация используется участниками оптового рынка электрической энергии (мощности) при планировании своей деятельности и федеральными органами исполнительной власти для государственного тарифного регулирования, в том числе для:

— расчета тарифа продажи мощности «вынужденных» станций;

— расчета размера надбавки, необходимой для обеспечения безопасной эксплуатации АЭС;

— расчета размера сбытовой надбавки для гарантирующих поставщиков.

Вопрос 31. Почему на оптовом рынке электроэнергии и мощности обращается два товара (электроэнергия и мощность)?

Ответ. Электроэнергия и мощность рассматриваются как отдельные товары. Реализация электроэнергии представляет собой физическую поставку электроэнергии потребителю, в то время как реализация мощности представляет собой обязательство и возможность поддержания в готовности генерирующего оборудования для выработки электроэнергии установленного качества в объёме, необходимом для удовлетворения потребности потребителя в электроэнергии [18].

Вопрос 32. Какую составляющую цены на электроэнергию прогнозирует Ассоциация «НП Совет рынка».

Ответ. Одноставочная цена включает в себя составляющие на покупку объемов электрической энергии и мощности, каждая из которых имеет регулируемую и нерегулируемую часть. Ассоциация «НП Совет рынка» прогнозирует цены на электрическую энергию и мощность на ОРЭМ, продаваемые по свободным (конкурентным) ценам с учетом различных надбавок (РД, ВР, ДПМ и прочее) [18].

Вопрос 33. Раскройте суть и назначение «рынка на сутки вперед» и «балансирующего рынка» электроэнергии.

Ответ. Рынок «на сутки вперед» организован в форме аукциона ценовых заявок. Цель аукциона — установление цен и объемов покупки/продажи электрической энергии так, чтобы достичь максимальной взаимной выгоды поставщиков и покупателей от торговли. Балансирующий рынок — сфера обращения отклонений от плановых объемов поставки электроэнергии, определенных в результате конкурентного отбора ценовых заявок для балансирования системы и (или) определенных по факту производства/потребления электрической энергии на основе данных коммерческого учета.

Цена покупки электроэнергии на БР может быть выше цены покупки на РСВ, а цена продажи — может быть ниже, поэтому участникам ОРЭМ необходимо планировать свое почасовое производство и потребление таким образом, чтобы добиться минимального отклонения факта от плана, т.к. отклонение может привести к увеличению затрат [64].

Вопрос 34. Чем обуславливается деление на ценовые зоны оптового рынка.

Ответ. Оптовый рынок электроэнергии и мощности функционирует на территории регионов, объединенных в ценовые зоны, в границах которых всем субъектам электроэнергетики предоставляется право осуществлять деятельность по купле-продаже электрической энергии (мощности) по свободным (нерегулируемым) ценам. Первая ценовая зона включает в себя территории Европейской части России и Урала, вторая — территорию Сибири. Такое разделение обусловлено рядом причин, и, прежде всего, сетевыми ограничениями и подходами, применяемыми АО «СО ЕЭС» при планировании и ведении режима ЕЭС, поскольку состав включенного генерирующего оборудования в ценовых зонах отличается.

Вопрос 35. Каково влияние балансирующего рынка и небалансов балансирующего рынка и рынка на стуки вперед на конечную цену электроэнергии?

Ответ. Основная часть затрат на покупку электроэнергии приходится на долю РСВ, что делает прогнозирование цен РСВ ключевой задачей. Отклонение свободной нерегулируемой цены от цены РСВ в среднем составляет 3%. Следовательно, влияние БР и небалансов БР и РСВ на конечную цену электроэнергии не превышает 3% [64].

Вопрос 36. Какие методы используются для построения прогноза цен на электроэнергию?

Ответ. Методологической основой прогнозов являются методики и исходные данные для построения прогнозов, одобренные Наблюдательным советом Ассоциации «НП Совет рынка». Для прогнозирования цен на электрическую энергию используются методы статистического и факторного анализа, а также, при необходимости, применяется метод имитационного моделирования [64].

Вопрос 37. Раскройте сущность статистического и факторного анализа для прогнозирования цен на электроэнергию.

Ответ. 1. Прогнозируемая величина зависит от определенных факторов.

— На основании фактических данных (по статистике) определяется характер зависимости прогнозируемой величины от определенных факторов.

— Создается регрессионная модель. Предполагается, что эти зависимости постоянны.

— Формируется прогноз влияющих факторов для прогнозирования требуемой величины. Данный метод позволяет дать оценку изменения цен при несущественном изменении основных влияющих факторов относительно прошлых периодов [64].

Вопрос 38. Раскройте сущность имитационного моделирования для прогнозирования цен на электроэнергию.

Ответ. Суть метода заключается в проведении серии расчетов, в которых имитируются различных факторы, в том числе отсутствовавшие в прошлых расчетных периодах. Этот трудоемкий метод может использоваться для прогнозирования цен с выявлением влияний изменения топологии сети, крупных вводов генерирующего оборудовании и при изменении правил ценообразования на ОРЭМ [64].

Вопрос 39. Перечислите факторы, влияющие на цену РСВ.

Ответ. При построении прогнозов свободных нерегулируемых цен на электроэнергию разработка факторной модели начинается со сбора статистических данных о факторах, которые потенциально могут влиять на формирование цены на РСВ. Проводится анализ зависимости цены РСВ на продажу от каждого фактора в отдельности [64]. Связь факторов, влияющих на цену РСВ схематично показана на рисунке 4.

Рисунок 4 — Факторы, влияющие на цену РСВ

Вопрос 40. Раскройте сущность понятия доля удовлетворенного ценового предложения.

Ответ. Доля удовлетворенного ценового предложения (kPrice) является наиболее значимым и, вместе с тем, наиболее нестабильным фактором, для его прогнозирования разрабатывается отдельная регрессионная модель. kPrice определяется как отношение «удовлетворенного ценового предложения» к «ценовому предложению» [64].

Вопрос 41. Дайте краткое описание прогнозирования свободных (нерегулируемых) цен на покупку электрической энергии по субъектам Российской Федерации

Ответ. Модель, построенная на основе влияющих факторов, описывает поведение цены РСВ (на продажу) за определенный период, при этом параметры модели определяют влияние каждого из факторов на цену РСВ.

1. Объединение субъектов Российской Федерации (при корреляции цен и иных параметров) в «макрорегионы».

— Построение прогнозной модели для каждого макрорегиона.

— Расчет прогноза цен на продажу на РСВ для макрорегионов.

— Оценка влияния БР и небалансов РСВ и БР на цену электроэнергии: оценивается доля, которую в среднем составляет стоимость БР и суммарная величина небалансов РСВ и БР по отношению к стоимости РСВ, а также доля объемов БР в общем объеме электроэнергии.

— Формирование набора корректирующих коэффициентов, которые применяются к средней цене на продажу на РСВ для субъекта Российской Федерации,

— Получение прогноза свободных (нерегулируемых) цен на продажу электроэнергии для субъектов Российской Федерации.

— Применение метода имитационного моделирования для учета неизвестных (новых) факторов.

— Результаты проведенных расчетов сравниваются с результатами реальной торговой сессии для определения степени влияния данных факторов на цены РСВ.

— К полученным ранее результатам прогноза применяются корректировочные коэффициенты [64].

Вопрос 42. Как формируются прогнозы цен на покупку электроэнергии?

Ответ. Путем статистического анализа и определения среднего отношения цен на продажу и покупку, характерного для субъекта РФ, из прогнозов цен на продажу формируются прогнозы цен на покупку.

Вопрос 43. При подаче заявок на рынок на сутки вперед учитывается технический или технологический минимум ТЭС?

Ответ. Все тепловые станции подают ценопринимающие заявки на технологический минимум, который больше, чем технический [64].

Вопрос 44. Учитываются ли прогнозные значения валового внутреннго продукта (ВВП) или валового регионального продукта (ВРП) при моделировании индексов РСВ?

Ответ. ВВП и ВРП — макроэкономические факторы, относящиеся к прогнозированию потребления электроэнергии. Для оценки влияния данных показателей на изменение электропотребления возможно применение коэффициента эластичности равного 0,3 [64].

Вопрос 45. Как сильно изменение потребления влияет на изменение индекса рынка на сутки вперед (в среднем)?

Ответ. Изменение потребления электроэнергии по первой ЦЗ на 1% приводит к изменению цены в среднем 0,3—0,5% [64].

Вопрос 46. Какова средняя ошибка прогнозирования индексов РСВ?

Ответ. Для первой ЦЗ ошибка прогнозирования, обусловленная моделью, составляет порядка 1%, а неточностью факторов — 2—3%. По второй ЦЗ вследствие высокой роли ГЭС — 5% и 8- 10% соответственно. При этом точность зависит от срока прогноза: на месяц, год, три года [64].

Вопрос 47. Назовите ключевой фактор, влияющий на изменение цены во второй ценовой зоне.

Ответ. Одним из важнейших факторов, влияющих на уровень цен во второй ценовой зоне является уровень водности, и, как следствие, объемы выработки ГЭС [64].

Вопрос 48. Чем обусловлено снятие ограничения на на принудительный переток электроэнергии из первой ценовой зоны во вторую.

Ответ. Снятие ограничения на переток из первой ценовой зоны во вторую означает образование дополнительного спроса, за который конкурируют генерирующие мощности. Загружаться будут станции, которые окажутся дешевле. Это приводит к росту цены внутри второй ценовой зоны, поскольку происходит дополнительная загрузка относительно дорогих тепловых мощностей [64].

Вопрос 49. Как вы оцениваете результаты реформы электроэнергетики в России?

Ответ. Из положительных последствий можно отметить приток инвестиций в сектор генерации. Из отрицательных — избыточный ввод ряда сетевых и генерирующих мощностей. Это было обусловлено завышенным прогнозом потребления электроэнергии в России, которым руководствовалась отрасль на начальном этапе реформирования («крест Чубайса») [64].

Вопрос 50. В модели прогнозирования рынка на сутки вперед учитываются амортизационные отчисления?

Ответ. Нет, поставщик электроэнергии учитывает свои условно-переменные затраты на стадии подачи ценовых заявок на РСВ. Рынок мощности служит для покрытия части условно-переменных и всех условно-постоянных затрат. На ОРЭМ имеется перекрестное субсидирование, вследствие чего каждый поставщик сам балансирует свои финансовые потоки [64].

Вопрос 51. Как учитывается в расчетах прогнозных индексов рынка на сутки вперед выработка станций?

Ответ. При построении прогнозов используется информацию о планируемых объемах выработки электроэнергии станциями и статистика ВСВГО, полученную от всех собственников генерирующих объектов [64].

Вопрос 52. Входит ли доходность электростанций в ценовые заявки, и кто ее контролирует?

Ответ. Доходность станций входит в заявку поставщика на РСВ. Контроль над ценовыми заявками поставщиков осуществляет Федеральная антимонопольная служба России.

Вопрос 53. Прогнозы индексов рынка на сутки вперед являются основой для тарификации электроэнергии?

Ответ. Нет, прогнозируются средние значения [64].

Вопрос 54. Перечислите сложности моделирования индексов РСВ.

Ответ. При моделировании сложно учесть влияние конкуренции условно-переменных затрат станций (заявки поставщиков) в случаях изменения макроэкономических (ИПЦ) показателей или иных существенных сложнопрогнозируемых факторов.

Вопрос 55. Для чего оплачиваются пуски генерирующего оборудования при выборе состава включенного генерирующего оборудования «ВСВГО»?

Ответ. По результатам ВСВГО могут быть дополнительно оплачены пуски генерирующего оборудования (оплата пусков осуществляется в стоимости договора купли продажи рынка на сутки вперед). Пуски и остановы расходуют ресурс парка оборудования в составе генерирующей единицы (котлы, лопатки и др.), а соответственно таким образом эксплуатируемое оборудование требует более дорогостоящего технического обслуживания и ремонта [18].

Вопрос 56. Какую информацию используется СО ЕЭС при проведении ВСВГО?

Ответ. Для проведения ВСВГО системный оператор использует: информацию из уведомлений поставщиков о составе и параметрах генерирующего оборудования; ценовые заявки поставщиков; актуальные данные по ожидаемому потреблению электроэнергии, топологии сети, системным ограничениям, необходимым объемам резервов [18].

Вопрос 57. Для чего предназначен рынок системных услуг в ЕЭС?

Ответ. Рынок системных услуг используется в качестве механизма обеспечения надежности функционирования энергетической системы и качества электрической энергии. В разных странах рассматривают различные типы системных услуг.

Раздел 1.9 Основы функционирования розничного рынка электроэнергии

Вопрос 1. Назовите сколько занимает составляющей цены на электроэнергию (мощность) в структура конечной (розничной) цены на электроэнергию

Ответ. В составе конечной цены в целом по Российской Федерации более 50% занимает оплата электрической энергии (мощности) на ОРЭМ.

Вопрос 2. Назовите структуру розничного тарифа на электроэнергию

Ответ. В настоящее время структура розничного тарифа: ОРЭМ — 49%, услуги КО и оперативно-диспетчерские услуги — 2%; услуги электросетевых организаций — около 45%; сбытовая надбавка — около 4%.

Вопрос 3. Назовите существенные обстоятельства необходимые потребителю для выбора ценовой категории.

Ответ. Потребитель выбирает ценовую категорию исходя из следующих существенных обстоятельств:

— объем присоединенной мощности и наличие интервального учёта электроэнергии;

— возможность осуществления прогнозирования потребления электроэнергии на сутки вперёд (квалификация персонала);

— оценка равномерности графика нагрузки и его зависимости от внешних факторов (изменения спроса на продукцию или услуги и др.)

Вопрос 4. Как соотносятся обязательства гарантирующего поставщика (далее — ГП) на оптовом рынке электроэнергии и мощности и требования гарантирующего поставщика к потребителям?

Ответ. Расчеты по ценовым категориям осуществляются таким образом, чтобы итоговые обязательства ГП на ОРЭМ равнялись требованиям ГП по всем потребителям, находящимся в зоне его деятельности за расчетный месяц [19].

Вопрос 5. Приведите примеры нарушений законодательства РФ при взаимодействии Потребителя с гарантирующим поставщиком (далее — ГП) на розничном рынке электроэнергии.

Ответ.

— Применение в расчетах не корректного уровня напряжения/тарифной группы для расчетов за услуги по передаче электрической энергии со стороны ГП;

— Разделение точек поставки на разные акты о тех. присоединении и перевод Потребителя на 1 ЦК. ГП получает большую сбытовую надбавку по тарифной группе менее 670 кВт. Данная схема противоречит законодательству РФ (максимальная мощность определяется по совокупности энергопринимающих устройств, имеющих между собой электрические связи) и приводит к росту тарифа для потребителей в регионе по 1 ЦК;

— Некорректный обмен данными о почасовом потреблении между Потребителем по 5—6 ЦК и ГП с целью формирования идеального графика потребления. Безучетное потребление электроэнергии и нарушение законодательства РФ со стороны Потребителя [19].

Вопрос 6. В чем заключается суть концепции тарифов на электроэнергию? В чем недостаток одноставочного тарифа?

Ответ. Концепция тарифов разработана с целью справедливой оплаты за потребленную электроэнергию по ценовым категориям потребителей, обеспечивающая технико-экономическую эффективность функционирования РРЭ с учётом неравномерных графиков электрической нагрузки и необходимостью планирования балансов электроэнергии (договорных объемов) субъектами электроэнергетики. Поэтому к недостаткам одноставочных тарифов можно отнести тот факт, что они не создают экономической заинтересованности потребителей в снижении потребления электроэнергии у себя в часы максимальной загрузки всей ЕЭС [1].

Вопрос 7. В отношении кого устанавливаются единые котловые тарифы (ЕКТ)?

Ответ. Единые (котловые) тарифы устанавливаются:

1) В отношении населения и приравненных к нему категории потребителей регулирование цен (тарифов) осуществляется отдельно в отношении электрической энергии, поставляемой населению и приравненным к нему категориям потребителей в пределах социальной нормы потребления электрической энергии (мощности) и сверх такой социальной нормы. Одноставочные тарифы для населения и приравненных к нему категории потребителей, рассчитываются в руб/кВт*ч, без дифференциации по уровням напряжения.

2) В отношении прочих потребителей дифференцированно:

на тарифных уровнях напряжения ВН, СНI, СНII, НН и устанавливаются одновременно в 2 вариантах:

— двухставочный тариф в виде ставок на содержание электрических сетей и на оплату нормативных технологических потерь электрической энергии в электрических сетях;

— одноставочный тариф в расчете на 1 кВт*ч электрической энергии с учетом стоимости нормативных технологических потерь электрической энергии. [62].

Вопрос 8. Какие существуют модели котлов при расчетах за услуги по передаче электроэнергии?

Ответ. Котловое ценообразование применяется для определения тарифов на услуги по передаче электрической энергии и применении этих тарифов в расчетах между потребителями электроэнергии и сетевыми организациями, а также между сетевыми организациями. Котлодержатель — сетевая организация, заключающая от своего имени договоры со всеми потребителями (или гарантирующими поставщиками и энергосбытовыми организациями, представляющими их интересы), в независимости от того, к сетям какой сетевой организации подключены потребители.

— Схема «котел сверху» — тарифы рассчитываются так, чтобы котлодержатель передал смежным сетевым организациям всю их НВВ.

— Схема «котел снизу» — потребители (гарантирующие поставщики, энергосбытовые организации) заключают договор оказания услуг по передаче электроэнергии с той сетевой организацией, к сетям которой подключен потребитель. Далее сетевая организация передает деньги (согласно НВВ) вышестоящей сетевой организации.

— Схема «смешанный котел» — часть сетевых организаций региона работают по схеме котел сверху, часть по схеме котел снизу. Смешанные котлы возникают, когда котел снизу не позволяет перераспределить денежные средства, полученные от потребителей, таким образом, чтобы все сетевые организации получили свои НВВ.

— Схема «котел сбоку» — устаревший вид котлового тарифообразования, когда котлодержателем является гарантирующий поставщик [62].

Вопрос 9. Какие тенденции развития субъектов электроэнергетики существуют на розничном рынке электроэнергии?

Ответ. Ужесточение нормативно-правовой и нормативно-технической базы в области транспорта электроэнергии в части обеспечения надежности электроснабжения: сокращение времени прекращения электроснабжения потребителей, вынужденных и плановых межремонтных интервалов (SAIDI/SAIFI), качества гарантированно предоставляемых услуг потребителям: технологическое присоединение, замена и поверка приборов учёта, организация интеллектуального учёта электрической энергии ведёт к сокращению числа для территориальных сетевых организаций и консолидации электрических сетей на базе ПАО «Россети» [23]. Заинтересованностью промышленных и иных потребителей (категорий потребителей от 150 до 670 кВт, 670 кВт и выше) в строительстве энергоцентров (объектов распределенной генерации), вызванной ростом тарифов на оказание услуг по передаче электроэнергии [9.1].

Вопрос 10. Назовите составляющие товара электроэнергия, получаемой сетевой организацией для реализации. Какую составляющую необходимо покупать территориальной сетевой организацией (далее — ТСО) на розничном рынке электроэнергии (РРЭ)?

Ответ. Электроэнергия, полученная сетями ТСО и зафиксированная приборами учета на границах балансовой принадлежности, складывается из таких составляющих:

— Полезный отпуск — электроэнергия, полученная и оплаченная потребителями по договорам.

— Транзитная электроэнергия — электроэнергия, протекающая по сетям ТСО в сети смежных ТСО и в сети потребителей, в том числе электроэнергия от объектов розничной генерации

— Коммерческие и технические потери электроэнергии, в том числе электроэнергия необходимая для обеспечения собственных нужд подстанций. ТСО обязана покупать электрическую энергию в целях компенсации потерь на РРЭ [18].

Вопрос 11. Перечислите составляющие конечной цены за электроэнергию на розничном рынке электроэнергии для Потребителя

Ответ. Ценообразование цены за электроэнергии на РРЭ для конечного потребителя:

— стоимость покупки электроэнергии (мощности) ЭСО, ГП на ОРЭМ (РСВ, БР);

— оплата услуг по передачи электрической энергии (тариф для ТСО устанавливается РЭК субъекта РФ);

— оплата услуг АО «СО ЕЭС», АО «АТС», АО «ЦФР» (тарифы устанавливает ФАС РФ);

— сбытовая надбавка (для ГП устанавливает РЭК, для ЭСО по условиям договора с потребителем).

Вопрос 12. Перечислите тарифные уровни напряжения, применяемые на розничном рынке электроэнергии.

Ответ. Тарифные уровни напряжения необходимы для взаиморасчетов на РРЭ за услуги по передаче электроэнергии (отдельно или в составе ЦК) и устанавливаются в зависимости от физической точки присоединения согласно акту об осуществлении технологический присоединения и определяются:

— уровень НН 0,4 кВ;

— уровень СН-2 6—20 кВ;

— уровень СН-1 35 кВ;

— уровень ГН 6,3—110 кВ — опосредованное присоединение к сетям сетевой организации через энергоустановки производителей электрической энергии;

— уровень ВН 110 кВ и выше;

— уровень ВН 220 кВ и выше присоединение к ЕНЭС (временно действует в двух субъектах РФ).

Чем выше уровень напряжения, тем ниже тариф. Если потребитель подключен непосредственно к подстанции, для расчетов за услуги по передаче принимается наивысший уровень напряжения подстанции.

Вопрос 13. В каких случаях потребителю невыгодно передавать сети в аренду ТСО?

Ответ Передавать ТСО оборудование на праве аренды экономические не нецелесообразно в случаях если:

— Потребитель подключен к сетям ПАО «ФСК ЕЭС» (изменение тарифного уровня напряжения);