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.