Утверждаю
директор
Lorem «Ipsum»
_______________ F.N. Paracellsys
«___»___________ 2013 г.
«Система контроля запасов устой...
«Система контроля запасов устойчивости режима синхронных электрических машин»
2
СОДЕРЖАНИЕ
Резюме проекта....................
«Система контроля запасов устойчивости режима синхронных электрических машин»
3
технологии»..................................
«Система контроля запасов устойчивости режима синхронных электрических машин»
4
Резюме проекта
1. Условное название проект...
«Система контроля запасов устойчивости режима синхронных электрических машин»
5
8. Ситуация с патентами
9. Менеджер проект...
«Система контроля запасов устойчивости режима синхронных электрических машин»
6
Раздел А. Описание технологии
А.1. Техноло...
«Система контроля запасов устойчивости режима синхронных электрических машин»
7
Раздел Б. Разработчик технологии
Б.1. Осно...
«Система контроля запасов устойчивости режима синхронных электрических машин»
8
В.2. Решения
Решение проблемы устойчивости...
«Система контроля запасов устойчивости режима синхронных электрических машин»
9
вентили на линии передачи постоянного тока...
«Система контроля запасов устойчивости режима синхронных электрических машин»
10
проводится при помощи трансформатора, пра...
«Система контроля запасов устойчивости режима синхронных электрических машин»
11
В.2.1.А. Вывод по подразделу «Альтернатив...
«Система контроля запасов устойчивости режима синхронных электрических машин»
12
ДМ представляет собой состояние энергосис...
«Система контроля запасов устойчивости режима синхронных электрических машин»
13
осуществляют технологическое присоединени...
«Система контроля запасов устойчивости режима синхронных электрических машин»
14
декабря 2004 г. N 8616
с дополняющими его...
«Система контроля запасов устойчивости режима синхронных электрических машин»
15
нагрузки;
• наименование объекта и его ад...
«Система контроля запасов устойчивости режима синхронных электрических машин»
16
юридические лица, входящие в ОАО "Холдинг...
«Система контроля запасов устойчивости режима синхронных электрических машин»
17
деятельность которых можно только в рамка...
«Система контроля запасов устойчивости режима синхронных электрических машин»
18
присоединение к электрическим сетям плата...
«Система контроля запасов устойчивости режима синхронных электрических машин»
19
технологический контроль КЭ, сертификацио...
«Система контроля запасов устойчивости режима синхронных электрических машин»
20
электроэнергии, являющаяся основанием для...
«Система контроля запасов устойчивости режима синхронных электрических машин»
21
Дежурные диспетчеры непрерывно следят по ...
«Система контроля запасов устойчивости режима синхронных электрических машин»
22
ситуацию в отрасли, так как в состав осно...
«Система контроля запасов устойчивости режима синхронных электрических машин»
23
Рисунок 1. Вводы генерирующих мощностей в...
«Система контроля запасов устойчивости режима синхронных электрических машин»
24
странах. Источник данных: МЭА, МОТ, IЕA, ...
«Система контроля запасов устойчивости режима синхронных электрических машин»
25
Примечания. Расчеты проведены в сопостави...
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013
Upcoming SlideShare
Loading in …5
×

экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013

1,030 views

Published on

Презентация представлена как пример моей типичной работы. Имена, названия и часть существенных цифр заменена бессмысленными знаками исключительно для предотвращения возможных ошибок использующих материалы читателей.

Спасибо за понимание.

Published in: Investor Relations
0 Comments
0 Likes
Statistics
Notes
  • Be the first to comment

  • Be the first to like this

No Downloads
Views
Total views
1,030
On SlideShare
0
From Embeds
0
Number of Embeds
6
Actions
Shares
0
Downloads
4
Comments
0
Likes
0
Embeds 0
No embeds

No notes for slide

экспертиза системы автоматизации контроля усточивости GRID' знерносистемы 2013

  1. 1. Утверждаю директор Lorem «Ipsum» _______________ F.N. Paracellsys «___»___________ 2013 г. «Система контроля запасов устойчивости режима синхронных электрических машин» Оценка потенциала вывода на рынок результатов исследовательской деятельности Donec sem est, placerat eu rhoncus eget Эксперт: А.Л. Ивлев, г. Новосибирск г. Новосибирск 2013 г.
  2. 2. «Система контроля запасов устойчивости режима синхронных электрических машин» 2 СОДЕРЖАНИЕ Резюме проекта...................................................................................................................................4 Введение в экспертизу........................................................................................................................5 Раздел А. Описание технологии........................................................................................................6 А.1. Технологический принцип....................................................................................................6 А.2. Техническая реализация........................................................................................................6 Раздел Б. Разработчик технологии....................................................................................................7 Б.1. Основание для разработки.....................................................................................................7 Б.2. Распределение прав на результаты интеллектуальной деятельности...............................7 Раздел В. Актуальность разработки, конкурирующие решения, технологии и исследования...7 В.1. Актуальность разработки...................................................................................................... 7 В.2. Решения...................................................................................................................................8 В.2.1. Технические.................................................................................................................... 8 В.2.1.А. Вывод по подразделу «Альтернативные методы синхронизации» .....................11 В.2.2. Административно-технические...................................................................................11 В.2.2.А. Выводы из подраздела «Обеспечение присоединения к ЭС» .............................20 В.2.2.Б. Вывод из подраздела «Подключение к единой системе контроля» ....................21 В.2.2.В. Выводы по подразделу «Перспективные направления развития ЭС».................27 В.2.2.Г. Вывод по подразделу «Малая газотурбинная энергетика»....................................31 В.2.2.Д. Вывод по подразделу «Малая энергетика в естественных монополиях»...........35 В.2.2.Е. Выводы по подразделу «Нетрадиционная энергетика в естественных монополиях»............................................................................................................................36 В.3. Технологии............................................................................................................................36 В.3.A. Выводы по разделу «Технологии»............................................................................. 38 В.4. Исследования........................................................................................................................39 В.4.А. Выводы по подразделу «Исследовательские центры».............................................42 В.4.Б. Выводы по разделу «Исследования»..........................................................................67 Раздел Г. Новизна, инновационные аспекты и преимущества технологии................................67 Г.1. Новизна.................................................................................................................................. 67 Г.2. Инновационные аспекты......................................................................................................68 Г.3. Преимущества технологии...................................................................................................69 Г.3.А. Выводы по параграфу «Новизна, инновационные аспекты и преимущества
  3. 3. «Система контроля запасов устойчивости режима синхронных электрических машин» 3 технологии»............................................................................................................................. 69 Раздел Д. Патентный ландшафт......................................................................................................70 Д.1. Регистрация приоритета разработчиками..........................................................................70 Д.2. Российские и зарубежные патенты схожей тематики.......................................................71 Раздел Е. Рыночные возможности.................................................................................................. 78 Е.1. Внедрение..............................................................................................................................78 Е.1.А. Выводы по подразделу «Внедрение».........................................................................80 Е.2. Нематериальные активы ..................................................................................................... 81 Раздел Ж. Стратегия коммерциализации .......................................................................................81 Ж.1. Представление разработчиков............................................................................................81 Ж.2. По представлению эксперта...............................................................................................84 Раздел З. Общие краткие выводы....................................................................................................84 З.1. Дорожная карта рыночной стратегии ................................................................................ 84 З.2. Рекомендации....................................................................................................................... 85 Приложение 1. Технологическое предложение РТТН.................................................................. 87 Приложение 2. Выдержки из близких или конкурирующих патентов........................................95 Приложение 3. Список литературы.............................................................................................. 131
  4. 4. «Система контроля запасов устойчивости режима синхронных электрических машин» 4 Резюме проекта 1. Условное название проекта «Система контроля запасов устойчивости режима синхронных электрических машин» ( метод предотвращения асинхронного режима синхронных машин в энергетических системах свободного доступа к генерации ) 2. Проект реализуется на базе Федерального Pellentesque sed accumsan nibh. Vestibulum pellentesque pretium faucibus ( ФPSE VPP ) 3. Финансирующая сторона ФPSE VPP 4. Область технологии Автоматизация, робототехника, системы управления. Производство, передача и преобразование энергии. Генераторы, электромоторы и силовые преобразователи. 5. Сектор рынка Оборудование и системы для управления технологическими процессами. Оборудование для передачи энергии (вкл. генераторы и моторы). Электроэнергетические компании. Прочее промышленное оборудование и машины. 6. Конечный продукт Программно-аппаратный комплекс управления децентрализованными, распределенными энергосистемами синхронных электрических машин, включенными в единую энергосеть в качестве равноправного участника генерации электроэнергии и предоставления услуг по поддержанию стабильности общей энергосистемы. 7. Стадия разработки конечный продукт прототип демонстрационный образец исследования
  5. 5. «Система контроля запасов устойчивости режима синхронных электрических машин» 5 8. Ситуация с патентами 9. Менеджер проекта Duis porttitor sem et ipsum 10. Контактная информация Телефон: +7-()-___-_____ E mai l: _@____ Web: ___.com (в разработке) Адрес: 630000, Новосибирская область, Новосибирск, Duis porttitor , 20 11. Эксперт А.Л. Ивлев 12. Контактная информация Телефон: +7-()-___-_____ E mai l: _@____ Web: ___.com (в разработке) Адрес: 630073, 4534534534, yrtyrtyrtyrty, rtertertertert, 267567567 13. Экспертиза проведена февраль - март 2013 г. Введение в экспертизу Предмет экспертного заключения о потенциале рыночного использования РИД «Система контроля запасов устойчивости режима синхронных электрических машин» затрагивает гигантскую область технологий, давно выбравшую действующую парадигму производства, распределения и потребления продукта, что позволяет считать её крайне консервативной, с большим недоверием воспринимающей любые новации, поскольку их внедрение требует не только времени, но и больших капитальных вложений. Поскольку единого мнения о дальнейшем развитии целой отрасли промышленности нет и в России и за рубежом1 , в данном экспертном заключении вопрос о перспективе рыночного использования рассмотрен несколько шире, чем того требует простое технологическое заключение. 1 См. например: ( а ) "Распределенная генерация - угроза или инструмент повышения надежности энергетической системы?", XIV Международная конференция INTECH-ENERGY, 23 - 28 мая 2013, Краков. Организаторы: Комитет Российского союза промышленников и предпринимателей по энергетической политике и энергоэффективности, Энергетический центр Московской школы управления СКОЛКОВО, СРО НП "ЭНЕРГОСТРОЙ" и НПО "Санкт-Петербургская электротехническая компания". ( б ) Материалы вторая всероссийская конференция «Малая энергетика в России: состояние и перспективы», москва, 29 ноября 2012 г. Организаторы: Агентство по прогнозированию балансов в электроэнергетике (ЗАО «АПБЭ»), Комитет по энергетике Госдумы ФС РФ, Министерство энергетики РФ. охраняется патентом(ами) охраняется как «ноу-хау» программное обеспечение зарегистрировано охрана не оформлена
  6. 6. «Система контроля запасов устойчивости режима синхронных электрических машин» 6 Раздел А. Описание технологии А.1. Технологический принцип Технология относится к области автоматизации децентрализованного управления активной и реактивной мощностью синхронных электрических машин в больших и средних единых энергосистемах ( ЭС ), в том числе и с распределённой генерацией электроэнергии. В основу положена разработанная группой модель энергетической системы в виде многополюсника узлов подключения электродвижущих сил как матрицы собственных и взаимных проводимостей (СВП), электродвижущих сил ( ЭДС ) генераторов и алгоритм её обработки. А.2. Техническая реализация На основе математической модели разработчиками предлагается система оперативного управления резервами устойчивости синхронных машин, включенных в единую сеть энергоснабжения. Программно-аппаратный комплекс, в которой функционирует предлагаемая математическая модель и алгоритм её обработки, состоит из четырёх основных элементов: 1) программируемых датчиков контроля состояния энергообъекта; 2) каналов передачи данных; 3) многоканального концентратора данных; 4) компьютера с программным обеспечением. Программируемые датчики позволяют провести идентификацию в общей системе синхронной машины по её индивидуальным параметрам и в дальнейшем передавать по каналам связи данные мониторинга состояния синхронной машины. Концентратор производит объединение и преобразование данных для обработки специализированным программным обеспечением, принимает от компьютера и передаёт на синхронные машины через каналы связи управляющие сигнал для поддержания у каждого из элементов энергосистемы заданные параметры качества энергоснабжения. Программное обеспечение производит обработку полученных от концентратора данных, анализирует резервы устойчивости системы и выдает для каждого из элементов сети управляющие сигналы для синхронных
  7. 7. «Система контроля запасов устойчивости режима синхронных электрических машин» 7 Раздел Б. Разработчик технологии Б.1. Основание для разработки Ранее разработка велась Duis porttitor sem et ipsum. Ныне она передана в ведение ООО «Duis porttitor sem et ipsum», г. Duis porttitor sem et ipsum, созданного в соответствии с Duis porttitor sem et ipsum. Финансирование разработки, проведение НИР и НИОКР осуществляется за счет целевых средств Duis porttitor sem et ipsum. Б.2. Распределение прав на результаты интеллектуальной деятельности - Физические лица ( разработчики ) – 00 % - Duis porttitor sem et ipsum (юридическое лицо) – 00%. Раздел В. Актуальность разработки, конкурирующие решения, технологии и исследования В.1. Актуальность разработки Актуальность данной разработки связана с общемировой тенденцией развития схем распределенной генерации электроэнергии ( РГ ), при которой допуск в единую энергосеть, кроме традиционных тепловых, гидроэлектрических, атомных станций и пр., получают различные типы независимых производителей электрической энергии: генерирующие компании использующие альтернативные и возобновляемые ресурсы ( солнечные, ветряные, биологические, водородные и т.п. ); производители углеводородных ресурсов ( нефть, газ, уголь ), обеспечивающие собственные нужды и нужды окружающей их инфраструктуры за счет утилизации попутного газа и части произведённого сырья; аккумулирующие компании, использующие разность тарифов на электроэнергию единой энергосети для компенсации пиков нагрузки системы. К субъектам рынка РГ можно отнести крупных потребителей энергии для производства собственных товаров и услуг, использующих различные схемы регулирования для предоставления коммерческих услуг по обеспечению гарантированной устойчивости ЭС и качества электроснабжения другим независимым производителям и потребителям, так же подключенных к региональной или единой ЭС.
  8. 8. «Система контроля запасов устойчивости режима синхронных электрических машин» 8 В.2. Решения Решение проблемы устойчивости синхронных электрических машин подключенных в сеть является ключевой задачей с момента появления промышленной генерации электрической энергии и передачи её к потребителю на относительно большие расстояния от электрической станции. Условно решения пожно разделить на технические а административно- технические. В.2.1. Технические Линии электропередачи переменного тока могут связывать только синхронизированные электрические сети переменного тока, которые работают на той же самой частоте и в фазе. Генератор, связанный длинной линией электропередачи переменного тока, может стать неустойчивым и выпасть из синхронизации с отдаленной энергосистемой переменного тока. Самое известное техническое решение проблемы устойчивости синхронных машин подключенных в единую ЭС это перевод распределяющей системы ЭС на высоковольтный постоянный ток (HVDC). Для высоковольтной передачи постоянного тока используется технология, разработанная в 30-х годах XX века компанией ASEA. ЭС HVDC позволяют связать несинхронизированные электрические сети переменного тока передав управление качеством переменного тока и потоком реактивной мощности конечному производителю и потребителю. Самая общая конфигурация линии HVDC включает в себя две преобразовательные станции силовой электроники «инвертор/выпрямитель» и связывающую их линию. Мультитерминальная HVDC линия для более чем двух пунктов пока встречается редко. Конфигурация мультитерминальной системы может быть последовательной, параллельной, или гибридной (последовательно- параллельной). Параллельная конфигурация обычно используется для передачи энергии от больших электростанций, а последовательная — от менее мощных электростанций. Например, система Quebec-New England мощностью 2000 МВт, открытая в 1992, пока является крупнейшей мультитерминальной HVDC системой в мире. Первые небольшие промышленные проекты по передаче энергии с использованием ртутных вентилей были осуществлены в период 1920—1940. Начиная с 1932, компания Дженерал Электрик ( США ) применяла ртутные
  9. 9. «Система контроля запасов устойчивости режима синхронных электрических машин» 9 вентили на линии передачи постоянного тока напряжением 12 кВ. Решение было использовано для косвенной сихронизации частот производства и потребления, поскольку частота генерации в 40 Гц не согласовывавшейся с частотой нагрузки 60 Гц, в Mechanicville, Нью-Йорк. В 1941, в рамках проекта «Эльба», была разработана 115-километровая подземная кабельная линия, мощностью 60 МВт, напряжением +/-200 кВ, для города Берлина, использовавшая ртутные вентили. Позднее оборудование перешло Советскому Союзу и было введено в эксплуатацию в 1951 году между Москвой и городом Кашира. Первая большая HVDC в мире была сдана в эксплуатацию в 1954 году островом Готланд и Швецией. Высокое напряжение HVDC необходимо для уменьшения потерь электроэнергии в сопротивлении проводов. Мощность пропорциональна току в цепи, а потери на нагрев проводов пропорциональны квадрату тока. Однако, мощность также пропорциональна напряжению, таким образом заданный уровень мощности может быть обеспечен более высоким напряжением при более низких токах. При этом, чем выше напряжение, тем ниже мощность потерь. Мощность потерь так же может быть уменьшена путем уменьшения сопротивления линии, что обычно достигается увеличением диаметра проводника; однако провода большего сечения имеют больший вес и стоимость. Использование электроэнергии переменного тока характеризуется повышенным потреблением ( cosφ > 0.7 ) реактивной мощности ( РМ ) к активной ( АМ )2 . Т.е. источники электрической энергии генерируют в режимах больших нагрузок РМ, составляющую от 70 до 90% производимой в это время АМ. Одиним из преимуществ HVDC ЭС является то, что в них отсутствует РМ, волновые потери и прочие потери, связанные с частотными явлениями в ЛЭП переменного напряжения, что является дополнительным аргументом для систем без глобальной синхронизации генерирующих и потребляющих синхронных машин. Высокое напряжение нельзя использовать без преобразования. Напряжение должно быть уменьшено до величины, совместимой с конечным потребителем. В ЭС переменного тока такое преобразование до уровня потребления 2 Активная составляющая электрического тока совершает полезную работу и трансформируется в нужные нам виды энергии. При указанном в паспорте прибора значении активной потребляемой мощности в 1 кВт он будет потреблять от сети полную мощность в 1кВА. Реактивная составляющая электрического тока возникает только цепях, содержащих реактивные элементы (индуктивности и ёмкости) и расходуется обычно на бесполезный нагрев проводников, из которых составлена эта цепь. Полная мощность измеряемая в вольт-амперах, и активная мощность (в ваттах) соотносятся между собой через коэффициент мощности cosφ, принимающий значение от 0,5 до 0,9. Обычно указывается активная мощность в ваттах и значение коэффициента cosφ. Для определения полной потребляемой мощности в ВА, необходимо величину активной мощности (Вт) разделить на коэффициент cosφ.
  10. 10. «Система контроля запасов устойчивости режима синхронных электрических машин» 10 проводится при помощи трансформатора, практическое применение HVDC стало возможным только с использованием мощных электронных устройств, таких как ртутные вентили и полупроводниковые устройства ( тиристоры, биполярные транзисторы с изолированным затвором ( IGBT ), мощные полевые транзисторы с изолированным затвором ( MOSFET ) и запираемые тиристоры ( GTO ) ). Преобразовательная электроника дает дополнительное преимущество передаче переменного тока в виде потенциального увеличения устойчивости ЭС. Способность управления потоком мощности, соединение несинхронизированных систем переменного тока, эффективное использование при передаче энергии подводными кабелями делают HVDC системы привлекательными для использования на межнациональном уровне. В то же время стоимость силовой электроники ЭС HVDC — один из основных сдерживающих факторов внедрения. Использование технологии пока рационально при значительной длине линии электропередач. В этом случае экономический эффект от отсутствия реактивных потерь и снижение капитальных затрат на строительство линий электропередачи ( ЛЭП ) начинает преобладать над капитальными затратами на силовую электронику. Выше определенного расстояния ( более 50 км для подводных кабелей, и 600—800 км для воздушных линий), меньшая стоимость электрических проводников HVDC уравновешивает стоимость силовой электроники преобразователей. Рационально использовать HVDC в случае альтернативных генерирующих мощностей, привязанных к сложившимся природным условиям генерации, которые не могут быть изменены. Линия HVDC может сделать выполнимым использование групп удаленных электростанций средней мощности. Морские электростанции, расположенные на расстоянии от берега, могут использовать HVDC, чтобы объединить энергию большого числа несинхронизированных генераторов для передачи на берег подводным кабелем. В качестве примера можно привести «фермы» ветроэлектростанций, как правило расположенных на расстоянии 10-12 км от берега (а иногда и дальше) и требующих подводных кабелей коммутации и синхронизации произведённой энергии для последующего распределения между потребителями. Так же рационально использовать эту технологию при передаче энергии на очень большие расстояния: в отдалённые районы Сибири, Канады и скандинавского севера. Именно линии HVDC предпочтительно использовать в связи с их меньшей стоимостью при длительной эксплуатации ( низкой стоимостью владения ).
  11. 11. «Система контроля запасов устойчивости режима синхронных электрических машин» 11 В.2.1.А. Вывод по подразделу «Альтернативные методы синхронизации» В свете рассматриваемого предложения использование ЭС постоянного тока, соединяющих принципиально не синхронизируемые генерирующие компании и потребителей, явится альтернативой существующей концепции энергетики и позволит провести внедрение предложения на уровне средних и небольших локальных сетей в качестве системы управления находящимися за преобразователями синхронных машин. В.2.2. Административно-технические Поскольку предлагаемое решение затрагивает весьма существенные административно-правовые положения, относиться к категории разработок в значительной степени меняющих принятую схему работы энегоснабжающих предприятий, ныне ориентированных на присоединение потребителя к системе централизованного энергоснабжения и управления генерирующими мощностями, целесообразно рассмотреть то, как решаются проблемы устойчивости сети в настоящее время и состояние рынка, который затрагивается предлагаемой разработкой в случае её масштабного внедрения. Ограничения на присоединение дополнительной мощности возникают в случае, когда полное использование потребляемой (генерирующей) мощности всех ранее присоединенных потребителей услуг по передаче электрической энергии и мощности вновь присоединяемых энергопринимающего устройства может привести к загрузке энергетического оборудования сетевой организации с превышением значений, определенных техническими нормативами и стандартами, утвержденными или принятыми в установленном законодательством РФ порядке, то есть к дефициту мощности ( ДМ ). В ГОСТ 21027-753 различают понятия: дефицит мощности энергосистемы и дефицит располагаемой мощности энергосистемы. Дефицит мощности энергосистемы - это недостаток мощности в энергосистеме, равный разности между требуемой мощностью энергосистемы при нормальных показателях качества электроэнергии и рабочей мощностью в данный момент времени с учетом перетоков мощности. Дефицит располагаемой мощности энергосистемы представляет собой недостаток мощности энергосистемы, равный разности между максимальной нагрузкой с необходимым полным резервом, с одной стороны, и располагаемой мощностью с учетом перетоков – с другой. Возможен дефицит как активной так и реактивной мощности. 3 ГОСТ 21027-75 Системы энергетические. Термины и определения
  12. 12. «Система контроля запасов устойчивости режима синхронных электрических машин» 12 ДМ представляет собой состояние энергосистемы, когда суммарная активная или реактивная мощность электростанций системы недостаточна для обеспечения потребителей электроэнергией нужного качества. Качество электрической энергии это степень соответствия параметров электрической энергии их установленным значениям. Требования к качеству электроэнергии устанавливаются в нормативных документах, ТУ на присоединение к электросетям, в договорах энергоснабжения. Дефицит активной мощности приводит к снижению частоты электрического тока в ЭС, что может вызвать аварийную ситуацию. Предотвратить ДМ можно включением резервных генераторов или отключением части потребителей, применяя автоматическую частотную разгрузку и автоматическое регулирование частоты. При дефиците реактивной мощности понижается напряжение в энергосистеме и в некоторых особо тяжелых случаях возникает лавина напряжения, вызывающая аварийное отключение всех потребителей4 . Лавина напряжения наиболее успешно предотвращается регулированием и форсированием возбуждения генераторов и синхронных компенсаторов, а также правильным выбором компенсирующих устройств в электрических сетях. Возникновение излишних потерь активной мощности в режиме перекомпенсации и недопустимые отклонения напряжения от перетоков РМ вызывает необходимость автоматического регулирования коммутирующих устройств ( КУ ). При недопустимом повышении напряжения в узлах электросетей энергосистема вынуждена с целью понижения напряжения в часы минимума нагрузок (например, в ночное время) переводить генераторы в режим потребления РМ. При ограничении на присоединение мощности допускается присоединение к электрическим сетям энергопринимающих устройств в пределах величины мощности, не вызывающей ограничений в использовании потребляемой (генерирующей) мощности всех ранее присоединенных к данному сетевому узлу потребителей электрической энергии, либо в заявленном объеме по согласованию с указанными потребителями. При интенсивном росте подключаемой нагрузки потребителей ЗС и одновременном возрастании платы за ее технологическое присоединение возникает замкнутый круг: чем больше потребителей электрической энергии 4 Причины аварий в энергосистеме подлежат расследованию в соответствии с Постановлением Правительства РФ от 28.10.2009 № 846 «Об утверждении правил расследования причин аварий в электроэнергетике» и утвержденной Министерством энергетики РФ Инструкцией по расследованию и учету технологических нарушений в работе энергосистем, электростанций, котельных, электрических и тепловых сетей СО 153- 34.20.801-00
  13. 13. «Система контроля запасов устойчивости режима синхронных электрических машин» 13 осуществляют технологическое присоединение к электросетям, тем больше увеличивается дефицит мощности генерирующих источников. В условиях такого дефицита мощности присоединение потребителей к электросетям возможно лишь при строительстве новых или модернизации существующих генерирующих источников. Для крупных и локальных энергогенерирующих и потребляющих компаний всех стран, в том числе Российской Федерации, действует обязательный к исполнению комплекс технических и организационных решений, позволяющий осуществлять энергоснабжение промышленных или сервисных объектов как независимо, так и параллельно с единой региональной ЭС. Решение связано с выполнением сторонами технических условий подключения электрических машин в соответствии с ограничениями, устанавливаемыми распределительной компанией при присоединении различных категорий энергопотребителей и генерирующих компаний. Не смотря строгие регламенты присоединения к национальным и региональным ЭС, начиная с 1977 г. мировую электроэнергетику потрясли около 20 крупных лавиннобразных отключений ( блэкаутов ) с суммарной потерей мощности свыше 200 ГВт. Аварии сопровождались катастрофическим ухудшением условий существования сотен миллионов человек. Самая крупная произошла в августе 2003 г. на смежной территории США и Канады. В результате блэкаута на многие часы были аварийно отключены свыше 60 ГВт нагрузки. Около 10 мегаполисов были парализованы, тысячи людей оказались запертыми в вагонах метро, лифтах, прекратили работу системы вентиляции, водоснабжения и канализации, отключились системы охранной сигнализации, что вызвало повсеместные грабежи. Непосредственный ущерб только от этой аврии составил около 30 млрд долларов. Все взаимоотношения присоединения к ЭС строятся на рыночной основе, в которой одна сторона выступает как продавец, а другая — как покупатель. В соответствии с ФЗ № 35-ФЗ5 (ст. 37, п. 1) к субъектам розничных рынков электроэнергии относятся потребители электрической энергии, энергосбытовые организации, гарантирующие поставщики, территориальные сетевые организации, осуществляющие услуги по передаче электрической энергии, субъекты оперативно-диспетчерского управления, осуществляющие управление на уровне розничных рынков, производители электрической энергии, не имеющие права на участие в оптовом рынке электроэнергии. В основу положено Постановление Правительства Российской Федерации от 27 5 Федеральный закон № 35-ФЗ "Об электроэнергетике" от 12 апреля 2003 г.
  14. 14. «Система контроля запасов устойчивости режима синхронных электрических машин» 14 декабря 2004 г. N 8616 с дополняющими его актами и регламентами. Действие Правил распространяется на случаи присоединения любых, в том числе впервые вводимых в эксплуатацию, ранее присоединенных реконструируемых энергопринимающих устройств, присоединенная мощность которых увеличивается, а также на случаи, при которых в отношении ранее присоединенных энергопринимающих устройств изменяются категория надежности электроснабжения, точки присоединения, виды производственной деятельности, не влекущие пересмотр величины присоединенной мощности, но изменяющие схему внешнего электроснабжения таких энергопринимающих устройств. На основании их определяют порядок технологического присоединения энергопринимающих устройств и энергетических установок юридических и физических лиц к ЭС, регламентируют процедуру присоединения энергопринимающих устройств к ЭС сетевой организации, определяют существенные условия договора об осуществлении технологического присоединения к ЭС, устанавливают требования к выдаче ТУ для присоединения к ЭС и критерии наличия или отсутствия технической возможности технологического присоединения. Технологическое присоединение – самостоятельный вид деятельности электросетевых компаний, проводимый на основании договора с заказчиком комплекс следующих мероприятий: • по подготовке и выдаче заказчику технических условий (ТУ); • по выполнению обеими сторонами этих ТУ; • по фактическому присоединению энергопринимающего устройства заказчика к электрической сети данной электросетевой организации; • по обеспечению работы этого энергопринимающего устройства; • по проверке выполнения выданных ТУ; • по составлению акта о технологическом присоединении электросети; • по выдаче разрешения на присоединение мощности. Технические условия в общем случае должны содержать: • величины присоединяемой установленной мощности и единовременной 6 Постановление Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2004 г. N 861 "Об утверждении Правил недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг, Правил недискриминационного доступа к услугам по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике и оказания этих услуг, Правил недискриминационного доступа к услугам администратора торговой системы оптового рынка и оказания этих услуг и Правил технологического присоединения энергопринимающих устройств (энергетических установок) юридических и физических лиц к электрическим сетям"
  15. 15. «Система контроля запасов устойчивости режима синхронных электрических машин» 15 нагрузки; • наименование объекта и его адрес; • условия выполнения основного объема работ (прокладки кабеля, расширения сборок в ТП и др.; • состояние электросети (нейтраль трансформатора, уровень напряжения в точке присоединения на шинах 0,4 кВ и в ТП, условия расчета и выбора расчетного тока трехфазного КЗ на шинах 0,4 кВ и в ТП); • необходимость выбора границ балансовой принадлежности и эксплуатационной ответственности; • необходимость установки агрегатов бесперебойного питания для электроснабжения отдельных специальных токоприемников; • мероприятия по соблюдению качества электроэнергии в соответствии с ГОСТ 13109—87); • требования к расчетным приборам учета электроэнергии; • ряд других технических требований, выполнение которых необходимо для подключения к электрической сети. После выполнения технических условий и условий договора об осуществлении технологического присоединения в части оплаты присоединяемой мощности выдается разрешение на ее присоединение и сторонами подписывается акт присоединения. В соответствии «Перечнем системообразующих организаций», утвержденным 25.12.2008 г. Правительственной комиссией по повышению устойчивости развития российской экономики можно выделить три группы предприятий, для которых производство энергии и её распределение является ключевой частью бизнеса: энергетика ( 35 компаний ), нефть и газ ( 11 компаний ), угольная промышленность ( 6 компаний ). Признаваемые естественными монополиями они фактически обеспечивают подключение подавляющей части потребителей через собственную распределительную центральную ЭС и сеть региональных компаний. Оценку валовой программы подключения можно провести по сведениям входящим в состав информации требующей обязательного раскрытия в рамках постановления Правительства РФ от 21.01.2004 №247 . Для экспертного заключения по количеству административно-технических решений выбраны компании занимающие доминирующее положение на рынке распределения электроэнергии: ОАО «ФСК» и аффилированные ей 7 Постановление от 21 января 2004 г. N 24 "Об утверждении стандартов раскрытия информации субъектами оптового и розничных рынков электрической энергии."
  16. 16. «Система контроля запасов устойчивости режима синхронных электрических машин» 16 юридические лица, входящие в ОАО "Холдинг МРСК". Федеральная сетевая компания8 занимает первое место в мире по протяженности линий электропередачи (124,5 тыс. км) и трансформаторной мощности (311 тыс. МВА) среди публичных электросетевых компаний. Объекты электросетевого хозяйства находятся в 73 регионах Российской Федерации общей площадью более 13,6 млн кв. км. С точки зрения рассматриваемого вопроса админстративно-техничекого обеспечения устойчивости ЭС её роль базируется в том числе на технологическом присоединении потребителей для сетей 220 кВ и выше. Межрегиональная сетевая распределительная компания9 объединяет в своей структуре межрегиональные и региональные распределительные электросетевые компании (МРСК/РСК). 97 филиалов МРСК/РСК расположены на территории 69 субъектов Российской Федерации. Имущественный комплекс Холдинга МРСК включает пакеты акций 43 акционерных дочерних и зависимых обществ, в том числе пакеты в 11 МРСК, 5 РСК. Контролирующим акционером является государство, владеющее долей в размере 54,52%. Компания является одной из крупнейших электросетевых в мире. Общая протяженность сетей дочерних операционных компаний МРСК - около 2,1 млн. км. Общий объем передачи электроэнергии в 2011 году составил около 590 млрд кВтч. МРСК контролирует устойчивость и резервирование мощностей для потребителей присоединяемых к сетям от 110 кВ и ниже. Для ФСК использовалась их основная отчетность по Постановлению №24, для оценки МСРК — показатели двух её основных компаний: «МРСК Центра»10 и «Ленэнерго»11 позволяющие сравнить два традиционных инфраструктурно развитых региона Российской федерации. Прочими подключениями внутри территорий занимаются муниципалитеты и небольшие частные компании, в том числе появившиеся в результате приватизации системообразующих промышленных предприятий оценить 8 ОАО «ФСК ЕЭС» веб-сайт http://www.fsk-ees.ru/ 9 ОАО «Холдинг МРСК» веб-сайт http://www.holding-mrsk.ru/ 10 http://www.mrsk-1.ru/ Филиалы: Белгородэнерго, Брянскэнерго, Воронежэнерго, Курскэнерго, Костромаэнерго, Липецкэнерго, Тверьэнерго, Смоленскэнерго, Орёлэнерго, Тамбовэнерго, Ярэнерго. 11 http://www.lenenergo.ru/ Филиалы: Кабельная сеть (КС), Выборгские электрические сети (ВЭС), Санкт- Петербургские высоковольтные электрические сети (СПбВЭС), Пригородные электрические сети (ПрЭС), Гатчинские электрические сети (ГтЭС), Кингисеппские электрические сети (КнЭС), Новоладожские электрические сети (НЭС), Тихвинские электрические сети (ТхЭС). ДЗО: ЗАО «Царскосельская энергетическая компния», ЗАО «Курортэнерго», ОАО «Энергоучёт», ЗАО «Ленэнергоспецремонт», ОАО «Энергосервисная компания Ленэнерго».
  17. 17. «Система контроля запасов устойчивости режима синхронных электрических машин» 17 деятельность которых можно только в рамках более детального исследования. В отчетности компаний мы рассматриваем таке существенные для проекта факторы как: количество заявок присоединения; заявленная мощность и стоимость присоединения. Для каждого из субъектов рынка приводятся цифры на всю предоставленную ими глубину горизонта раскрытия, поскольку в рамках данной экспертизы нам не требуется точное представление динамике и прогнозе на расчётный период, а требование оценки вполне удовлетворяется представлением об объеме рынка. Оценка проводится только по присоединениям с завершенным комплексом работ и по открытой отчётости в некоторых случаях невозможно разделить авансированные и завершенные работы по присоединению. Поэтому могут появляться переходящие объёмы мощности и денежных средств не закрытые актами сторон. Отклонённая заявка обозначает невозможность компании выполнить требование потребителя. Таблица 1. Выполнение «ФСК» условий присоединения к ПС 220 кВ и выше в период 2011-2013 гг. Заявок выполнено Заявленная мощность, МВт Отклонено, % Оплата присоединения, млн. руб 0 000 00 000,0 0.0 000 000.5 Таблица 2. Выполнение «МРСК» условий присоединения к ПС 110 кВ и ниже в период 2010-2013 гг. Заявок выполнено Заявленная мощность, МВт Отклонено, % Оплата присоединения, млн. руб «МРСК Центра», 2012-2013 гг. 00 000 0 000,0 00.0 0 000 000.9 «Ленэнерго», 2010-2013 гг. 00 000 00 000,23 н/д 00 000 000,5 Как видно из представленной информации затраты пользователя на технологическое присоединение зависят от множества параметров и определяются индивидуально в каждом конкретном случае. Так, подключение большей мощности при небольшом количестве клиентов не обязательно ведет к увеличению платы за присоединение, а меньшее количество клиентов не обязательно является причиной уменьшения платежей. Согласно ФЗ «Об электроэнергетике» (ст. 26, п.1), за технологическое
  18. 18. «Система контроля запасов устойчивости режима синхронных электрических машин» 18 присоединение к электрическим сетям плата взимается однократно и подлежит государственному регулированию. Размер указанной платы устанавливается федеральным органом исполнительной власти, уполномоченным Правительством РФ, и компенсирует затраты на проведение мероприятий по технологическому присоединению нового объекта к электрическим сетям. Включение указанных затрат в состав платы по передаче электрической энергии не допускается. Если вновь построенные (или приобретенные) энергетические установки требуют подсоединения к действующим электрическим сетям, то плату за их технологическое присоединение следует рассматривать в качестве расхода по доведению объекта основных средств (энергетических установок) до состояния, в котором он пригоден к использованию. В этом случае расходы на плату за технологическое присоединение к действующим электросетям в целях налогообложения прибыли включаются в первоначальную стоимость объекта амортизируемого имущества и учитываются через механизм амортизации в соответствии со ст. ст. 257–259 НК РФ. (Письмо Минфина РФ от 17.07.2007 г. № 03-03-06/1/495). Затраты на технологическое присоединение могут достигать сумм кратных затратам на технологическое оборудование подключаемое к ЭС. Все присоединенные потребители/генерирующие компании несут ответственность: – за нарушение установленных договором режимов энергопотребления. Под режимом потребления понимается регламентированное потребление электрической энергии и мощности абонентом (потребителем), установленное договором энергоснабжения или задаваемое энергоснабжающей организацией. Соблюдение установленных режимов энергопотребления является необходимым условием для поддержания нормального функционирования генерирующих источников электроэнергии и ее потребителей с целью недопущения аварийных ситуаций в энергосистеме. – за снижение показателей качества электроэнергии по вине абонента до значений, нарушающих нормальное функционирование электроустановок энергоснабжающей организации и/или других потребителей. Нормы показателей качества электроэнергии (ПКЭ) установлены в ГОСТ 13109-97, контроль качества электрической энергии (проверка соответствия ПКЭ установленным требованиям) регламентируется ГОСТом 23875-88. Анализ качества электрической энергии (КЭ) представляет собой сложный процесс и включает в себя такие вопросы, как входной контроль КЭ, периодический контроль КЭ,
  19. 19. «Система контроля запасов устойчивости режима синхронных электрических машин» 19 технологический контроль КЭ, сертификационные испытания электроэнергии, измерения КЭ и др. Указанные процедуры проводятся, как правило, в пункте контроля качества электроэнергии (в точке общего присоединения, на границе раздела балансовой принадлежности, на выводах приемников электрической энергии и др.). – за невыполнения абонентом требований энергоснабжающей организации о введении ограничений или прекращении подачи (потребления) электрической энергии. Речь идет о соблюдении Положения об основах организации энергосбытовой работы с потребителями энергии, в котором по основаниям и порядку ограничения и подачи электроэнергии при возникновении или угрозе возникновения аварийных ситуаций в ЕЭС абоненты разделены на 5 очередей по характеру и степени платежеспособности. Для определения границ ответственности, каждый присоединяемый потребитель подписывает «Акт разграничения балансовой принадлежности и эксплуатационной ответственности сторон» ( АРБПиЭО ) Наличие этого Акта обязательно при проведении технического освидетельствования электроустановок, при осмотре электроустановки государственным инспектором Ростехнадзора для допуска ее в эксплуатацию и при заключении договора энергоснабжения с энергосбытовой компанией. Граница ответственности за качество напряжения, в соответствии с определением ГОСТ 23875-88, представляет собой пункт контроля качества электроэнергии, обычно совпадающий с границей раздела балансовой принадлежности сети, за поддержание качества электроэнергии, в которой несет ответственность энергоснабжающая организация. Пунктом контроля качества электрической энергии является пункт электрической сети, в котором проводят измерение показателей качества электроэнергии (ПКЭ) при контроле ее качества. В качестве пункта контроля качества электроэнергии может быть использована точка общего присоединения, граница раздела балансовой принадлежности, выводы приемников электрической энергии, а также другие точки электрической сети, в том числе выбранные по согласованию между энергоснабжающей организацией и потребителем электрической энергии. Точкой контроля качества электроэнергии является точка общего присоединения, граница балансовой принадлежности или другая точка электрической сети, принятая по согласованию между энергоснабжающей организацией и потребителем в качестве точки в сети, в которой при наличии претензий какой-либо из сторон договора энергоснабжения будет производиться проверка соблюдения договорных условий по качеству
  20. 20. «Система контроля запасов устойчивости режима синхронных электрических машин» 20 электроэнергии, являющаяся основанием для расчетов за их нарушение. Точкой общего присоединения является точка электрической сети общего назначения, электрически ближайшая к сетям рассматриваемого потребителя электрической энергии (входным устройствам рассматриваемого приемника электрической энергии), к которой присоединены электрические сети других потребителей (входные устройства других приемников). Не менее важным разделом в АРБПиЭО является выбор и установка защитной аппаратуры. В.2.2.А. Выводы из подраздела «Обеспечение присоединения к ЭС» В рамках рассматриваемого предложения технология предложенная разработчиком является по сути альтернативой административно- технических ограничений, накладываемых естественными монополиями на присоединяемое оборудование. Изменение порядка подключения и взаимных расчетов по перекрёстно предоставляемым услугам является самым сложным и не решенным моментом представленного проекта. Единая схема контроля и диспетчеризации ЭС Для обеспечения оперативного управления производством и потреблением энергии, поддержанием устойчивости энергосистемы и необходимым резервированием мощности существовала единая диспетчерская система, выделенная в 2002 году в самостоятельное хозяйствующее общество Открытое акционерное общество «Системный оператор Единой энергетической системы» (ОАО «СО ЕЭС»)12 в юрисдикцию которого, в том числе, входит управление технологическими режимами работы объектов ЕЭС России в реальном времени и обеспечение единства и эффективной работы технологических механизмов оптового и розничных рынков электрической энергии и мощности через 7 Филиалов - объединенных диспетчерских управлений (ОДУ) и 59 Филиалов - региональных диспетчерских управлений (РДУ) энергосистемами одного или нескольких субъектов Российской Федерации. Непрерывное управление электроэнергетическими режимами ЕЭС – исключительное право Системного оператора. Оно реализуется через уникальный по сложности и уровню ответственности труд диспетчеров. 12 http://www.so-cdu.ru/ Единая энергетическая система России (ЕЭС России) состоит из 69 региональных энергосистем, которые, в свою очередь, образуют 7 объединенных энергетических систем: Востока, Сибири, Урала, Средней Волги, Юга, Центра и Северо-Запада. Все энергосистемы соединены межсистемными высоковольтными линиями электропередачи напряжением 220-500 кВ и выше и работают в синхронном режиме (параллельно).
  21. 21. «Система контроля запасов устойчивости режима синхронных электрических машин» 21 Дежурные диспетчеры непрерывно следят по данным телеметрии за частотой электрического тока, уровнями напряжения, перетоками активной мощности, токовой загрузкой ЛЭП и оборудования, оперативно реагируют на изменения в энергосистеме и отдают дежурному персоналу объектов электроэнергетики команды на загрузку и разгрузку оборудования, восстановление резервов активной и реактивной мощности, изменение конфигурации электрической сети. Персонал объектов электроэнергетики обязан выполнить команды диспетчера. Согласно российскому законодательству, отказ от исполнения диспетчерских команд недопустим. При управлении энергосистемой диспетчеры обязаны учитывать множество условий, среди которых ограничения пропускной способности сетевых элементов и контролируемых сечений, допустимая скорость изменения нагрузки и допустимый диапазон регулирования режимов работы электрических станций, требования к водному режиму ГЭС, наличие, объем и места размещения резервов мощности, другие факторы. Таким образом, любой существенный производитель или потребитель энергии, способный повлиять на устойчивость своего сегмента электросети, для выполнения условий присоединения включается в систему телеметрии и диспетчеризации ЭС. В.2.2.Б. Вывод из подраздела «Подключение к единой системе контроля» Существенным выводом является то факт, что оборудование, разработанное на основе предложенной разработчиком альтернативной методики автоматизации потребует обязательной сертификации по подразделам: "Датчики, контроллеры, системы КИПа и автоматики" и "Приборы и средства автоматизации"13 . Альтернативная энергетика в РФ Важнейшей проблемой электроэнергетики России является высокий уровень морального и физического износа основных производственных фондов. Износ основных производственных фондов предприятий электроэнергетики России в течение 1999-2004 гг., по данным ФСГС, вырос с 00,0 до 00,0%. Данные ФСГС, характеризующие износ производственных фондов предприятий электроэнергетики России, не позволяют адекватно оценить 13 "Единый перечень продукции, подлежащей обязательной сертификации". Утвержден постановлением Правительства РФ от 1 декабря 2009 г. N 982, на основании п.3 ст.46 ФЗ "О техническом регулировании" N 184-ФЗ от 27.12.2002
  22. 22. «Система контроля запасов устойчивости режима синхронных электрических машин» 22 ситуацию в отрасли, так как в состав основных средств гидроэлектростанций включаются, например, плотины со сроком службы 100 лет. Более справедливой представляется оценка износа генерирующих мощностей на уровне 00-00% в зависимости от региона. При этом до 40% оборудования гидроэлектростанций и более 00% оборудования тепловых электростанций выработали 000% паркового ресурса (в целом по тепловым и гидроэлектростанциям парковый ресурс истек для 00 ГВт генерирующих мощностей). Аналогичная ситуация складывается по электроэнергетике в целом. Показатели износа генерирующих мощностей в атомной энергетике являются засекреченными, поэтому могут быть оценены только по косвенным признакам. В 2006 году, на заседании кабинета министров глава Минпромэнерго России Виктор Христенко заявил, что общий объем неудовлетворенных заявок на подключение к электросетям оценивается свыше 00 ГВт мощности и имеет тенденцию к росту. В 2007 году, по его словам, удастся реализовать менее 00% потенциальных присоединений. По данным Минпромэнерго, РАО «ЕЭС России» не в состоянии выполнить в настоящее время заявки участников экономической деятельности на 00 млрд киловатт-часов14 . Со времени реформирования Минпромэнерго в 2008 году принят ряд системных мер по изменению сложившейся ситуации. Средний возраст оборудования электростанций России на конец 2011 г. составляет 00,0 года. За последний год он увеличился всего на четверть года, в то время как за предыдущие 00 лет—на 00 лет. Ожидается, что реализация программы вводов генерирующего оборудования в рамках до говоров о предоставлении мощности и программы вводов новых ГЭС и АЭС приведет к смене тенденции, и в 2012—2018 гг. средний возраст оборудования электростанций будет сохраняться на сложившемся уровне15 . В 2011 г. на территории России введено в эксплуатацию 0 000 МВт генерирующих мощностей. С учетом перемаркировок в сторону увеличения в размере 000 МВт суммарные вводы составляют 0 000 МВт. Большая часть вводов и перемаркировок, а именно 0 000 МВт приходится на частные компании, и лишь 00 МВт—на государственные.Большая часть введенных мощностей — это объекты договоров о предоставлении мощности ( ДПМ ) мощностью 4038 МВт, на объекты, не относимые к ДПМ, приходится 000 МВт. 14 Энергетика и промышленность России. 2006. No6 Сб. 15 Доклад Минэнерго России «О функционировании и развитии электроэнергетики в 2011 году»
  23. 23. «Система контроля запасов устойчивости режима синхронных электрических машин» 23 Рисунок 1. Вводы генерирующих мощностей в России в 2000 – 2011 гг. (с учетом перемаркировок в сторону увеличения), МВт. Источник данных: ОАО «СО ЕЭС» Показатели электропотребления в России носят весьма волатильный характер. Так, в 2002 г. прирост полного электропотребления в стране, включая расход на производственные нужды электростанций и передачу электроэнергии, составил 0,0%, в следующем году — 0,0%, в 2005 г. — 0,0%, в 2006 г. — 0,0%, достигнув своего максимального значения в период 2000—2008 гг. В дальнейшем устойчивый тренд роста не сложился: в 2007 г. темп роста электропотребления составил 0,0%, в 2008 г. — 0,0%, а в 2009 г. электропотребление снизилось на 0,0% и составило 000,0 млрд кВт∙ч. В 2010 г. преодолевались последствия кризиса, и спрос на электроэнергию, по данным Росстата, увеличился почти на 0,0%, достигнув 0000,0 млрд кВт∙ч. Свою роль в ускоренном росте спроса сыграли и погодные аномалии. В 2011 г. преодоление последствий кризиса продолжилось, но прирост электропотребления резко снизился до 0%.16 По электровооруженности труда в промышленности Россия занимает промежуточное положение среди развитых стран. Рисунок 2. Электровооруженность труда в промышленности (секторы C+D) в разных 16 Доклад Минэнерго России «О функционировании и развитии электроэнергетики в 2011 году»
  24. 24. «Система контроля запасов устойчивости режима синхронных электрических машин» 24 странах. Источник данных: МЭА, МОТ, IЕA, статистические ведомства соответствующих стран В настоящее время Россия отстает по электровооруженности труда в промышленном производстве на 00—00% от Австрии и США и до двух с лишним раз от Финляндии. Однако это обусловлено в большой мере потреблением электроэнергии для отопления и кондиционирования в США и Финляндии. По электровооруженности труда в обрабатывающей промышленности, на которую в РФ приходится около трети полного потребления электроэнергии в стране и около 00% в промышленности, отставание оказывается еще более значительным. Таблица 3. Электровооруженность труда и душевое потребление электроэнергии в России, США, Австрии и Финляндии в 2010 г. Показатель РФ США Финляндия Австрия Абсолютное потребление электроэнергии в отраслях промышленности (секторы С+D+E17 ), млрд кВт∙ч 000,0 0000,0 00,0 00,0 Доля промышленного электропотребления (секторы С+D+E) в полном электропотреблении страны, % 54 28 49 48 Доля электропотребления отраслей тяжелой промышленности в общем потреблении сектором D, % 80—82 69 83 64 Электровооруженность труда в промышленности (секторы С+D+E), тыс. кВт∙ч на одного занятого 38,8 55,3 101—102 46—47 Электровооруженность труда в обрабатывающей промышленности (сектор D), тыс. кВт∙ч на одного занятого 29,3 (64—67)/ 45,9 98,3 37,5 Душевое потребление электроэнергии в быту, кВт∙ч/год 890,5 4679 4379 2150 Доля бытового потребления в полном потреблении страны 00,00% 00,00% 00,00% 00,00% Электровооруженность труда в сфере услуг, тыс. кВт∙ч/год 3,2 11,5—12,5 10—11 4,8—4,9 Доля потребления сферы услуг в полном потреблении страны, % 12 30 20 17 Коэффициент электрификации страны (2009 г.), % 00 00,0 00 00,0 17 Сектор С — добыча полезных ископаемых, сектор D — обрабатывающие производства, сектор Е — производство и распределение электро- и теплоэнергии, газа и воды.
  25. 25. «Система контроля запасов устойчивости режима синхронных электрических машин» 25 Примечания. Расчеты проведены в сопоставимом виде как по энергетическим, так и социальным показателям. Источник данных: МЭА, МОТ, IЕA, статистические ведомства соответствующих стран По коэффициенту электрификации — отношению энергетического эквивалента потребленной электроэнергии к общему конечному потреблению энергии в стране — Россия (около00%) отстает от рассматриваемых стран и отброшена к уровню середины 70-х гг. В СССР в 1971 г. этот коэффициент составлял 00%, в 1975 г. — 00,0%, в 1980 г. — 00,0%. С 2000 по 2008 гг. рост общего потребления электроэнергии в России отставал от роста ВВП, в результате чего удельное потребление электроэнергии на 1000 руб. ВВП сократилось в 2000—2008 гг. почти на 00% (с 000,0 до 00,0 кВт∙ч). Снижение электроемкости в 2000—2005 гг. определялось ростом загрузки ранее недогруженных мощностей, имеющих значительную базовую (условно- постоянную) составляющую расходов электроэнергии. В 2006 г. это снижение резко замедлилось. Если в 2005 г., по уточненным данным Росстата, темп снижения электроемкости (к предыдущему году) был равен 0,0%, то в 2006 г. он составил только 0,0%. Однако в 2007 г. снижение резко ускорилось (0,0%), достигнув своего максимума на всем рассматриваемом периоде, а в 2008 г. снижение вновь замедлилось до 0,0% в связи с кризисными явлениями в экономике России в последние месяцы года. Главную роль в этом процессе сыграли структурные факторы. В 2009 г. тренд снижения электроемкости был прерван из-за кризиса, при котором загрузка электроемких предприятий в отраслях специализации страны резко упала и соответственно увеличилась доля условно-постоянного потребления. Электроемкость в рассматриваемом году выросла на 0,0%. В 2010 г., несмотря на постепенное преодоление последствий кризиса, электроемкость экономики России также выросла, но незначительно (на 0,0%). В 2011 г. произошло снижение электроемкости на 00,0%. Что касается электроемкости российского ВВП по паритету покупательной способности валют (ППС), то она сопоставима с электроемкостью ВВП Казахстана, Китая, Швеции и США и существенно ниже электроемкости ВВП Украины и Канады. При этом электроемкость российской экономики превышает в 0,0—0 раза электроемкость ВВП Японии и ведущих стран Западной Европы (исключая страны Скандинавии) при таком же отставании по уровню ВВП на душу населения. По потреблению энергии существует альтернативная ( тем не менее признанная ) точка зрения, существенно меняющая картину ЭС РФ.

×