Оксана Тришина, Сургут
Работа
в области компенсации реактивной мощности стала темой
Технического совета, прошедшего в ОАО «Тюменьэнерго».
Специалисты филиалов, профильных структур компании и
представители потребителей оценили результативность мер по
установке компенсирующих устройств и свою совместную
деятельность по повышению надежности энергоснабжения.
Необходимость разработки программы по компенсации реактивной
мощности остро назрела в «Тюменьэнерго» к 2007 году.
Заместитель главного инженера компании Василий Боровицкий,
рассказывая собравшимся об истории проблемы, сообщил, что
прирост энергопотребления с 2001 по 2007 годы составлял от 4
до 9% ежегодно, в то время как электросетевое строительство
не успевало за ростом потребления предприятиями
нефтегазового комплекса. Дело осложнялось отменой в 2000
году Правил пользования электрической и тепловой энергией, в
результате чего потребители перестали участвовать в
поддержании напряжения на шинах подстанций. Превышение
некоторыми компаниями потребляемой мощности от разрешенной
по договорам технологического присоединения доходило до 20%,
а работа по компенсации реактивной мощности многими
потребителями была практически прекращена. Значение tg φ
(тангенс фи — соотношение реактивной и активной составляющих
электрического тока) в некоторых узлах Тюменской
энергосистемы повысилось до значения 0,7.
Покрытие потребности в компенсации реактивной мощности
составляло всего около 30%. В итоге возросли потоки
реактивной мощности по электрическим сетям к шинам
подстанций, как следствие — ограничилась пропускная
способность линий электропередачи, а также возросли потери в
сетях. Сложилась ситуация, когда в большинстве филиалов
возникла проблема дефицита мощности, связанная с высокой
загрузкой воздушных линий и подстанций всех уровней
напряжения. Так, например, в Когалымских электрических сетях
даже в штатном режиме энергооборудование работало с
перегрузками, вывод одной линии в ремонт обеспечивал целую
связку проблем, как для оставшихся в работе линий, так и для
всего энергоузла в послеаварийном режиме.
Нарастание рисков снижения надежности энергоснабжения и
угрозы устойчивому функционированию энергосистемы требовало
незамедлительного введения мер по компенсации реактивной
мощности как энергокомпанией, так и ее потребителями. Такие
меры были утверждены в 2007 году приказом РАО ЕЭС, в
соответствии с которым в филиалах «Тюменьэнерго» началась
работа по внедрению комплексов БСК и УШР — батарей
статических конденсаторов и управляемых шунтирующих
реакторов.
Первыми в зоне ответственности «Тюменьэнерго» комплексы БСК
и УШР были введены на ПП 110 кВ «Таврическая», обслуживаемом
Когалымскими электрическими сетями. Проект по повышению
пропускной способности и надежности электроснабжения
Когалымского энергоузла с использованием БСК и УШР на этом
переключательном пункте был разработан по заданию «Тюменьэнерго»
институтом Томскэлектросетьпроект. Далее подобными
комплексами были оснащены объекты Ноябрьских,
Нижневартовских электрических сетей и предприятия «Энергокомплекс».
Аналогичные меры были предприняты и некоторыми
потребителями.
«С потребителями электроэнергии была проведена серьезная
работа, — отметил в ходе Техсовета заместитель генерального
директора — главный инженер ОАО «Тюменьэнерго» Сергей
Егошин. — Многие предприятия, понимая, что повышение
надежности системы выгодно в первую очередь им самим,
возобновили работу по вводу компенсирующих устройств,
которые уже были установлены на их объектах, или приобрели
новые БСК. Однако были и такие, которым приходилось подолгу
доказывать необходимость этих мер». Несмотря на многие
факторы, осложняющие реализацию мер по компенсации
реактивной мощности — например, высокую стоимость
оборудования и длительность его изготовления — к 2009 году
утвержденные приказом мероприятия были выполнены. После
этого установка компенсирующих устройств проводилась в
плановом режиме, исходя из прогнозов по энергопотреблению и
анализа состояния конкретного энергоузла.
Итогом масштабной работы стала стабилизация напряжения в
сетях: колебания напряжения в течение суток уменьшились по
некоторым филиалам в 8 раз (в Когалымских ЭС — с 2,6 до 0,3
кВ), повышение напряжения на тех объектах, где его уровень
ранее был пониженным, а также существенное снижение потерь в
сетях. Соотношение реактивной и активной мощности также
значительно уменьшилось и находится в диапазоне 0,12-0,3 —
это значит, что увеличилась эффективность потребления. В
некоторых филиалах за счет внедрения БСК и УШР появилась
возможность нормализовать нагрузку питающих линий и
трансформаторов, в 5-6 раз уменьшить сброс нагрузки при
грозовых и аварийных отключениях. Комплексным результатом
стало значительное повышение надежности энергосистемы в
целом и качества услуги по передаче электроэнергии, об этом
говорит кратное уменьшение количества обращений от
потребителей по вопросам перепадов напряжения.
«Сегодня можно констатировать, что ситуация значительно
улучшилась, но необходимость в дальнейшей реализации таких
мер остается. Мы будем продолжать эту деятельность как по
находящимся в работе устройствам, так и по вводу новых
совместно с потребителями», — подвел итоги Техсовета Сергей
Егошин.
