61 (2020-08-01 09:50:46 отредактировано Lekarь)

Re: Использование ТГ в качестве СК

ПАУтина писал(а):
2020-08-01 04:49:24

Может вы из КВН-а, а то всё норовите постебаться?!
Ну, так по измывайтесь над "живопырками": установленная мощности, например Анадырского узла менее 75 МВА, а зимой при
- 55...60 гр.С работает всего 23+(6...12) МВА.
Если Вы такой опытный, то скажите уже наконец, что нибудь дельное! Например, что занятость населения - это тоже хорошо, особенно турбинистов...
.

Конечно важна, даже очень важна. Только смотрите, что получается, в том числе и благодаря похоже вам. Все станции частные. А значит платить будут по минимуму во всех случаях, тем более если затраты на каждый киловатт большие. Эти затраты компенсируются за счет потребителей всей остальной страны. И в итоге, что мы имеем? Да мы сохранили рабочие места и заняли население работой, за которую оно получает зарплату. Но эти же турбинисты для которых сохранили работу уже с экранов ТВ говорят, что да работа то у нас есть, но она не особо нужная, как и мы, потому что мы не можем из-за цен летать с ДВ в столицу нашей Родины и другие города мир посмотреть и отдохнуть. И они правы потому что сохраняли мы рабочие места турбинистов, а не производства, которые могли бы повысить спрос на киловаты, сделать их окупаемыми и дешевыми.
И как бы получается, что непродуманность в развитии энергосистемы, когда знаешь изначально, что перевод старых живопырок в режим СК не сулит в обозримом  будущем ничего хорошего для персонала в целом.  И благо вы делаете или зло не знаю.
Какой выход из этой ситуации  я тоже не знаю, но если есть возможность поднять уровень жизни существующих работников, то надо мне кажется это ставить во главу. Т.е. если есть возможность перевести персонал, закрывающихся станций на новые, строящиеся, то это надо делать.

62 (2020-08-05 13:37:19 отредактировано c0s)

Re: Использование ТГ в качестве СК

stoyan писал(а):
2020-07-31 19:05:43

Могут обеспечить реактивной мощностью район с потреблением примерно 360 МВт доведя коэффициент мощности от 0,8 до 0,95. Потери в сети снизятся на 30 %.

Потери в сети …
Таблица 2 Приложения 1 Приказа 326 Минэнерго:
- потери электроэнергии в синхронном компенсаторе 160 МВА - 4 725 000 кВт*ч/год (в первоисточнике dPном=1.75 МВт, кз=0.7, T=6000 ч, для ТГ без турбины в 1.8 раза больше) - 8 505 000 кВт*ч/год

Снижение потерь в "питающей" сети (судя по (0.8/0.95)^2=0.7):
- отпуск в при кз = 0.7 будет 360 000 кВт * 0,7 * 8760 ч = 2 207 520 000 кВт*ч/год
- нагрузочные потери сколько … пускай 2% … в натуральном выражении 44 150 400 кВт*ч/год
- снижение потерь на 30% будет соответственно 13 245 120 кВт*ч/год

Итого эффект "на глаз" 4 740 120 кВт*ч/год … вот сколько останется на тариф на потери минус затраты на эксплуатацию?

Обычно все эти технические мероприятия окупаются десятилетиями … в этом варианте не будет хотя бы капитальных вложений …

63

Re: Использование ТГ в качестве СК

c0s писал(а):
2020-08-05 13:19:15

Обычно все эти технические мероприятия окупаются десятилетиями … в этом варианте не будет хотя бы капитальных вложений …

Согласен, хороший аргумент.
конечно, кто-то даже скажет, что не учли затраты на зарплату персоналу, поэтому всё равно ... не рентабельно ...
я приводил пример реальных объектов, где дело было даже не в экономике, а возможности существования нормального режима в ЭС.

64

Re: Использование ТГ в качестве СК

c0s писал(а):
2020-08-05 13:19:15

Таблица 2 Приложения 1 Приказа 326 Минэнерго:

Давайте посмотрим так ли страшно все это.

c0s писал(а):
2020-08-05 13:19:15

потери электроэнергии в синхронном компенсаторе 160 МВА - 4 725 000 кВт*ч/год (в первоисточнике dPном=1.75 МВт, кз=0.7, T=6000 ч

В процентах от мощности СК потери будут ((4725/6000)/160).100% = 0,49% [МВт/МВАр]. Вполне прилично.

c0s писал(а):
2020-08-05 13:19:15

для ТГ без турбины в 1.8 раза больше

, значит 0,88% - тоже не плохо.
И если

c0s писал(а):
2020-08-05 13:19:15

Итого эффект "на глаз" 4 740 120 кВт*ч/год … вот сколько останется на тариф на потери минус затраты на эксплуатацию?

Причем тут

c0s писал(а):
2020-08-05 13:19:15

Обычно все эти технические мероприятия окупаются десятилетиями

если

c0s писал(а):
2020-08-05 13:19:15

в этом варианте не будет хотя бы капитальных вложений

Что будет окупаться если нет капитальных вложений? Имеются одни текущие расходы - текущий ремонт, зарплата персонала и еще некую мелочь.
Новый СК окупается за 8 - 10 лет, не мало, но чтоб десятилетиями...

65

Re: Использование ТГ в качестве СК

stoyan писал(а):
2020-08-05 14:37:26

Что будет окупаться если нет капитальных вложений? Имеются одни текущие расходы - текущий ремонт, зарплата персонала и еще некую мелочь.
Новый СК окупается за 8 - 10 лет, не мало, но чтоб десятилетиями...

Не вижу смысла цитировать каждую строчку ...
На Ваших же цифрах прикинул на глаз озвученное снижение потерь на 30%, что-то не правильно прикинул? 30% снижения для района никак не будет выходит имхо … даже при таких "удобных" косинусах … в кВт*ч что-то и будет выходить … но в рублях это всё сойдёт на нет … да и эффект будет в сетях одной организации, а затраты будет нести другая …

Этого совсем не понял: dPном = 1.75 МВт при установленной мощности 160 МВА для СК и в 1.8 раза больше … откуда 0.49% [МВт/МВАр] и 0.88% [МВт/МВАр] и что в этом хорошего и приличного если это нормативные цифры? при наличии "паспортных" данных оборудования будут другие цифры.

Судя по всему Вы уверены в эффективности и значимости данного мероприятия, в том числе и в части снижения потерь … воля Ваша. Ни в коем случае не собирался Вас разубеждать …

P.S. Окупается на бумаге при "продвижении"? очень интересно кто и каким образом потом оценивает фактический эффект от реализации мероприятия … планы это очень хорошо … но живём то мы и зарплату получаем по факту …

Присоединяйтесь!!! Мы в социальных сетях и на Ютуб.

66

Re: Использование ТГ в качестве СК

c0s писал(а):
2020-08-05 16:01:00

откуда 0.49% [МВт/МВАр] и 0.88% [МВт/МВАр]

Из цитируемого вами в #62,

c0s писал(а):
2020-08-05 13:19:15

отпуск в при кз = 0.7 будет 360 000 кВт * 0,7 * 8760 ч = 2 207 520 000 кВт*ч/год
- нагрузочные потери сколько … пускай 2% … в натуральном выражении 44 150 400 кВт*ч/год
- снижение потерь на 30% будет соответственно 13 245 120 кВт*ч/год

Итого эффект "на глаз" 4 740 120 кВт*ч/год

c0s писал(а):
2020-08-05 16:01:00

но в рублях это всё сойдёт на нет … да и эффект будет в сетях одной организации, а затраты будет нести другая

Получается по вашему не стоит вообще компенсировать реактивную мощность.

67 (2020-08-06 12:09:07 отредактировано c0s)

Re: Использование ТГ в качестве СК

Каким образом 1.75 МВт/160 МВА (Qном СК 160 МВА надо полагать практически 160 Мвар, нет такого оборудования у нас на балансе, да и Вам виднее) соотносится с 0.49 % [МВт/МВАр] всё равно не понял … про мощность речь или про энергии …

stoyan писал(а):
2020-08-06 08:06:29

Получается по вашему не стоит вообще компенсировать реактивную мощность.

По моему мнению, а не слово в слово из "учебника":
- "Стоит" - в рублях, как эффективность от снижения потерь? В таком виде нет, так как компенсировать её нужно как можно "ближе" к месту её потребления. Ждать когда tg монетизируют всё-таки … боюсь лично я уже и не дождусь …
- "Стоит" - как мероприятие по снижению потерь? Конечно стоит. Все технические мероприятия по снижению потерь в "рублях" не "шибко" окупаемы, но на эти мероприятия организациям выделяются деньги в тарифе - цель которых именно снижение потерь, приведение их к определённому уровню, на перспективу, в рамках всяких разных программ энергоэффективности/энергоёмкости …

Вот чего не стоит делать по моему мнению:
- притягивать эффект от снижения потерь в сети на 30% в районе, если tg привести с 0.75 к 0.33 - сколько районов изначально с tg 0.75? нагрузочные потери это "добрая" половина всех потерь, то есть уже к 15-20%, минус рост постоянных потерь, да же без потерь самого СК, от повышения уровней напряжений те же 1-2% …
- поддерживать крайне не эффективные ТГ СК годами, вместо применения современных/эффективных СК, если "там" это действительно крайне необходимо в краткосрочной/долгосрочной перспективе … 

Собственно к теме: это же всё уже работает, формула там не хитрая … а фактические цифры за 2019 год по какому-нибудь из участников у кого-нибудь есть?

Post's attachments

subj_ssm_2019_290119.pdf 120.51 Кб, 7 скачиваний с 2020-08-06 

You don't have the permssions to download the attachments of this post.

68 (2020-08-06 14:33:06 отредактировано Sm@rt)

Re: Использование ТГ в качестве СК

Коллеги, всем спасибо за ответы, похоже тема действительно интересная. Вот еще статейку нашел:
Услуги по регулированию реактивной мощности без производства электрической энергии с использованием генераторов, работающих в режиме синхронного компенсатора Сергей Рычков, журнал «Электрические станции» 2012. №7.
Из нее многое станет понятно. Повторюсь не в потерях дело, все должно компенсироваться на рынке системных услуг.
Вот выдержка из статьи:
В настоящее время компенсация затрат генерирующих компаний, связанных с регулированием реактивной мощности и напряжения, осуществляется на оптовом рынке электроэнергии и мощности как составная часть платы за мощность. Предоставление диапазона регулирования реактивной мощности является обязанностью генерирующих компаний на рынке мощности. Контроль исполнения таких обязательств осуществляется посредством механизма определения объемов фактически поставленной на оптовый рынок мощности (контроля готовности генерирующего оборудования к производству электроэнергии) и, соответственно, их неисполнение влечет за собой снижение оплаты мощности. Эксплуатационные затраты сетевых компаний на регулирование реактивной мощности и напряжения учитываются в составе тарифа на услуги по передаче электроэнергии. Необходимость установки новых или модернизации существующих источников реактивной мощности учитывается в инвестиционных программах сетевых компаний.
Указанные выше экономические механизмы не учитывают затрат генерирующих компаний, связанных с регулированием реактивной мощности с использованием генераторов, работающих в режиме синхронного компенсатора. Утвержденные постановлением Правительства Российской Федерации № 117 от 3 марта 2010 г. Правила отбора субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии, оказывающих услуги по обеспечению системной надежности, и оказания таких услуг [1] определяют в качестве одного из видов услуг по обеспечению системной надежности услуги по регулированию реактивной мощности без производства электрической энергии. Для оказания таких услуг используются генераторы, работающие в режиме синхронного компенсатора (отсюда сокращенное название услуг – услуги по регулированию в режиме синхронного компенсатора, РРСК). Оказание услуг по РРСК осуществляется по договору между субъектом электроэнергетики (генерирующей компанией) и Системным оператором. Источником оплаты служит тариф Системного оператора (СО) на оказание услуг по оперативно-диспетчерскому управлению в части обеспечения надежности функционирования энергетики (тариф на услуги по ОДУ-2). В июне-июле 2011 года впервые были проведены предусмотренные Правилами процедуры отбора исполнителей услуг и с 18 июля 2011 года начато оказание услуг по регулированию реактивной мощности без производства электрической энергии с использованием генерирующего оборудования электростанций.
Для себя выяснил, что ни одна ТЭС в настоящее время не оказывает услуг по РРСК. Используется РРСК только на ГЭС, поэтому и все документы рынка "заточены" под ГЭС.

В режиме синхронного компенсатора генератор работает как синхронный двигатель с относительно небольшой механической нагрузкой, потребляя из сети активную мощность, и вырабатывая или потребляя реактивную. При этом турбина может быть механически отсоединена от генератора или работать в так называемом моторном режиме. На гидроэлектростанциях вариант с отсоединением турбины практически не используется (за исключением редких случаев длительного ремонта турбин). Работа гидроагрегата в режиме синхронного компенсатора предусматривает предварительное освобождение камеры рабочего колеса турбины от воды. Для гидротурбин, работающих с положительной высотой отсасывания, когда рабочее колесо турбины расположено выше уровня нижнего бьефа, задача перевода генератора в режим СК сводится к закрытию направляющего аппарата турбину с последующим срывом вакуума в камеры рабочего колеса. На турбинах с отрицательной высотой отсасывания рабочее колесо турбины расположено ниже уровня нижнего бьефа, чем обусловлена необходимость отжатия воды из камеры рабочего колеса сжатым воздухом. Для этого необходимо наличие на ГЭС специальной воздушной системы, обеспечивающей аккумулирование сжатого воздуха и его подачу в турбину. Под моторным режимом паровой турбины понимают режим работы без подачи рабочего пара в головную часть турбины через ее паровпускные органы. При этом в проточную часть турбины, вращающейся с номинальной частотой, подается небольшое количество пара, необходимое для обеспечения допустимого температурного режима, в конденсаторе поддерживается номинальный вакуум, что обеспечивает поступление пара в конденсатор и его конденсацию. Для некоторых типов турбин малой мощности (до 6 МВт) допустима длительная работа в беспаровом моторном режиме [2]. При использовании в режиме синхронного компенсатора генератора, отсоединенного от турбины, возникает задача пуска такого генератора, которая может быть решена методом частотного пуска или с помощью специальных пусковых устройств.
Область применения режима синхронного компенсатора
Агрегаты электростанций, работающие в моторном режиме или режиме синхронного компенсатора, могут применяться
•    в качестве вращающегося резерва активной мощности;
•    в качестве альтернативы остановочно-пусковому режиму при возникновении соответствующих схемно-режимных условий (прохождение минимумов нагрузки и т.п.);
•    в качестве источника реактивной мощности (ИРМ),
причем перевод генератора в режим СК может осуществляться для достижения как одной, так и нескольких из указанных целей.

69

Re: Использование ТГ в качестве СК

Я опять же, не режимщик, но вопрос: а с точки зрения напряжений и токов этот самый СК что делать должен?
Т.е. я понимаю, если есть СК отдельно около нагрузки, типа как БСК, тогда по проводам к нагрузке течет меньший ток, меньше потери и т.п.


ЭДС----линия-------|---------|                              (так ток в линии больше)
                                      активно-инд. нагрузк

ЭДС----линия-------|---------|                              (так ток в линии меньше)
                       емкость       активно-инд. нагрузк

А если это генератор на станции, то там-то СК зачем, при работающих других генераторах? Что он компенсировать-то будет?

ЭДС-----|-----линия----|                            (ток в линии от емкости не зависит)
           емкость            активно-инд. нагрузк

Если многомашинная система: разве необходимый уровень напряжения в узле станции не АРВ генераторов поддерживает?

70

Re: Использование ТГ в качестве СК

Sm@rt писал(а):
2020-08-06 14:31:32

в режиме синхронного компенсатора Сергей Рычков, журнал «Электрические станции» 2012. №7.

А не могли бы выслать скан статьи.

Добавлено: 2020-08-07 23:22:44

retriever писал(а):
2020-08-06 16:42:57

Если многомашинная система: разве необходимый уровень напряжения в узле станции не АРВ генераторов поддерживает?

Конечно АРВ для этого и предназначена, более того эти АРВ специально настраиваются, так как все регуляторы должны работать слаженно и  не противоречиво относительно друг-друга как генераторы на одной станции так и на всех станциях ЭС.
Это всё относится и к СК, но его система по идее должна быть боле инерционна, т.е. в начале реагируют СГ, а потом СК. Хотя  на ГЭС АРВ на вряд ли перестраиваются.