Азербайджан Армения Беларусь Казахстан Киргизия Молдова Россия Таджикистан Туркменистан Узбекистан Украина

ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ СОВЕТ СОДРУЖЕСТВА НЕЗАВИСИМЫХ ГОСУДАРСТВ

 

ЭЭС СНГ
Bullet5 О СОВЕТЕ
Bullet5 ЧЛЕНЫ СОВЕТА
Bullet5 НАБЛЮДАТЕЛИ СОВЕТА
Bullet5 РУКОВОДСТВО СОВЕТА
Bullet5 ДЕЯТЕЛЬНОСТЬ
Bullet5 МЕРОПРИЯТИЯ
Bullet5 ЗАСЕДАНИЯ СОВЕТА
Bullet5 20 лет СНГ
ИСПОЛНИТЕЛЬНЫЙ КОМИТЕТ
Bullet5 УСТАВ ИК
Bullet5 СТРУКТУРА
Bullet5 ПРЕДСТАВИТЕЛИ
Bullet5 КОНТАКТЫ
Bullet5 СХЕМА ПРОЕЗДА
СТРУКТУРЫ СОВЕТА
Bullet1 СТРУКТУРЫ
Bullet1 Комиссия по оперативно-технологической координации совместной работы энергосистем СНГ (КОТК)
Bullet1 РГ «Обновление и гармонизация нормативно-технической базы регулирования электроэнергетики в рамках СНГ»
Bullet1 РГ «Формирование и развитие общего электроэнергетического рынка государств - участников СНГ»
Bullet1 РГ по реализации Соглашения о транзите электрической энергии и мощности государств – участников СНГ
Bullet1 РГ по охране окружающей среды
Bullet1 РГ по оптимизации таможенного регулирования межгосударственных обменов электроэнергией
Bullet1 РГ по вопросам работы с персоналом и подготовки кадров в электроэнергетике СНГ
Bullet1 РГ по метрологическому обеспечению электроэнергетической отрасли СНГ
Bullet1 РГ по охране труда в энергетике СНГ
Bullet1 РГ по реализации Соглашения о создании резервов ресурсов и их эффективном использовании
Bullet1 РГ ЕВРЭЛЕКТРИК - ЭЭС СНГ по рынку
Bullet1 РГ ЕВРЭЛЕКТРИК - ЭЭС СНГ «Окружающая среда»
Bullet1 РГ по подготовке к восстано...
Bullet1 Координационный совет по выполнению Стратегии взаимодействия и сотрудничества государств – участников СНГ в области электроэнергетики
Bullet1 Рабочая комиссия по подготовке к параллельной работе объединения энергосистем стран СНГ и ОЭС Балтии энергообъединением UCTE
ИНФОРМАЦИЯ
Сборник нормативных документов ЭЭС СНГ
 Предисловие
 Раздел 1
 Раздел 2
 Раздел 3
 Раздел 4

История электроэнергетики СНГ
 Предисловие
 До 1917 года
 1917-1933 годы
 1934-1955 годы
 1956-1970 годы
 1971-1991 годы
 1992-2005 годы

Информационные бюллетени Исполнительного комитета
 Экономика энергосистем. Введение в проектирование

­Протоколы заседания ЭЭС СНГ
 Заседания ЭЭС СНГ

Отчеты Исполнительного комитета
 ОТЧЕТ 2005 года
 ОТЧЕТ 2006 года
 ОТЧЕТ 2007 года
 ОТЧЕТ 2008 года
 ОТЧЕТ 2009 года
ЭНЕРГОСИСТЕМЫ СНГ
: Азербайджан
: Армения
: Беларусь
: Казахстан
: Кыргызстан
: Молдова
: Россия
: Таджикистан
: Туркменистан
: Узбекистан
: Украина
ПЕРЕВОД
cheap softwarediscount software
ПОИСК НА ПОРТАЛЕ

ИНТЕРНЕТ-ТВ
Вы смотрите:
Ничего не выбрано

<a href=''>Play Ничего не выбрано</a>

Открыть в отдельном окне
КОММУНИКАТОР
Bullet5 ВХОД/РЕГИСТРАЦИЯ
Bullet5 ЛИЧНЫЕ ДАННЫЕ
Bullet5 СООБЩЕСТВО
Bullet5 СТАТИСТИКА САЙТА
Bullet5 ФОРУМ
Bullet5 ПОЧТА
Bullet5 КОРРЕСПОНДЕНЦИЯ
Bullet5 ВИДЕОТРАНСЛЯЦИЯ
Bullet5 АУДИОКОНФЕРЕНЦИЯ
Bullet5 ФОТОГАЛЛЕРЕЯ
Bullet5 ВЫХОД
ЭНЕРГОНОВОСТИ
Bullet5 Новости ЭЭС СНГ
Bullet5 Новости по темам
Bullet5 Параллельная работа
Bullet5 Страны содружества
Bullet5 Энергокомпании
Bullet5 Международная деятельность
Bullet5 Новости по странам
Bullet5 СНГ в целом
Bullet5  : Азербайджан
Bullet5  : Армения
Bullet5  : Беларусь
Bullet5  : Казахстан
Bullet5  : Кыргызстан
Bullet5  : Молдова
Bullet5  : Россия
Bullet5  : Таджикистан
Bullet5  : Туркменистан
Bullet5  : Узбекистан
Bullet5  : Украина
Bullet5 Балтия
Bullet5 В мире
СЕЙЧАС НА ПОРТАЛЕ
Сейчас, 89 гостей и 0 посетителей онлайн..

Вы анонимный пользователь.

 

МЭС-2006

Решение

Второго международного электроэнергетического семинара (Второго МЭС)

«Современные методы оценки технического состояния и способы повышения надежности электрических сетей и энергосистем»

г. Москва 24 февраля 2006 г.

Исполнительный комитет Электроэнергетического Совета СНГ совместно c Институтом повышения квалификации энергетиков (ВИПКэнерго), Санкт-Петербургским государственным университетом и Ивановским государственным энергетическим университетом провели 20-24 февраля 2006 г. в Москве Второй международный электроэнергетический семинар «Обеспечение надёжного и эффективного функционирования национальных энергосистем. Проблемы формирования электроэнергетического рынка СНГ».

В работе семинара приняли участие более 60 ведущих специалистов эксплуатационных, проектных и научно-исследовательских организаций электроэнергетической отрасли Республики Беларусь, Республики Казахстан, Республики Армения, Российской Федерации, Украины, Молдовы, Грузии, Республики Таджикистан, Кыргызской Республики; присутствовали корреспонденты журналов «Электро», «Электро-info».

На четырех секциях семинара были рассмотрены вопросы по основным проблемам электроэнергетики:

  • ограничение токов короткого замыкания в электрических сетях и нормирование испытательных напряжений высоковольтного оборудования;

  • системы контроля, учета, измерения электроэнергии в электрических сетях;

  • нормирование потребления электроэнергии, снижение потерь в электрических сетях;

  • участие электростанций и энергосистем в автоматическом регулировании частоты и мощности.

     

  • В процессе работы семинара ведущими специалистами электроэнергетической отрасли были прочитаны лекции и сделаны доклады и сообщения по всем заявленным темам.

    Исполнительный комитет Электроэнергетического Совета СНГ подготовил и передал участникам семинара в электронном виде реферативный сборник имеющихся патентных и информационных материалов по вопросам семинара по базам данных АО «Информэнерго» и ВИНИТИ за 1985-2005 годы, а также материалы лекций, докладов и сообщений, сделанных на семинаре.

    Участники семинара отметили:

    1. Новизну и актуальность информации, полученной слушателями на семинаре и высокую квалификацию приглашённых лекторов и докладчиков.

    2. По вопросам нормирования испытательных напряжений и ограничения токов короткого замыкания.

    2.1. Процедура испытаний изоляции всего комплекса высоковольтного оборудования упрощается при установке ОПН (вместо разрядников) для ограничений перенапряжений, т.к. полностью исключается возможность воздействия на изоляцию грозовых перенапряжений с крутыми фронтами типа стандартных 1,2/50 мкс

    2.2. Актуальность проблематики регенерации трансформаторных масел и положительный опыт работы в этом направлении ООО НПФ «ЭНАВЭЛ», г. С-П.

    2.3. Разработанные в ОАО «ВНИИЭ» акустико-эмиссионный метод контроля и аппаратуру для диагностики механического состояния полых покрышек высоковольтных выключателей (в т.ч. маломасляных при их контроле без разбора выключателей) и опорно-стержневых изоляторов можно рекомендовать к широкому использованию.

    2.4 В электрических сетях высокого и сверхвысокого напряжений (как в сетях 6-10-35 кВ, так и в сетях 110-750 кВ) перспективны резонансные токоограничивающие устройства (ТОУ). При этом в сетях 6-10-35 кВ ТОУ могут включаться непосредственно в цепь каждого фидера. В сетях высших классов напряжений ТОУ целесообразно использовать для разделения энергосистем на части в условиях к.з.

     

    3. При решении общих проблем учёта и контроля электроэнергии и мощности и определения их потерь на оптовом и розничных электроэнергетических рынках СНГ необходимо обратить внимание на то, что:

  • энергетические рынки в государствах Содружества развиваются со своими особенностями по разным моделям;

  • с целью получения оптимальных значений потерь для современного управления сетями использовать вероятностно-статистические и детерминированные методики расчёта и анализа режимов, позволяющие определить величину и структуру погрешностей и доверительные интервалы потерь, с учётом реальных возможностей и режимных данных;

  • недогрузка сетей и их элементов, внедрение современных приборов учёта и устройств телемеханики, дефицит материальных и трудовых ресурсов, компьютеризация сетей и т.п. требуют разработки нового программного обеспечения, способного оперативно подстраиваться к новым условиям эксплуатации;

  • разработанный Министерством промышленности и энергетики РФ (приказ № 267 от 04.09.2005 г.) новый порядок нормирования потерь электроэнергии в сетях может послужить базой для разработки единого подхода к снижению потерь;

  • в Республике Армения накоплен положительный опыт по снижению технических потерь и формированию тарифной политики.

  • 4. По участию электростанций и энергосистем в автоматическом регулировании частоты и мощности констатировали:

  • при синхронном соединении двух ЭС (ОЭС, ЕЭС) с разными уровнями потребления Р1 и Р21 размеры эксплуатационных отклонений частоты уменьшаются в сравнении с имевшимися в более крупной ЭС (ОЭС, ЕЭС) до соединения. Условие уравнивания эксплуатационных отклонений частоты до соединения ЭС не выдвигалось никогда. Уравнивание отклонений частоты сопряжено для ЕЭС со значительным увеличением эксплуатационных издержек:

  • - допуск российских ПТЭ на ширину зон нечувствительности 150 мГц перекрывает реальный (95-процентный) размах эксплуатационных отклонений частоты современной ЕЭС в условиях общесистемного первичного регулирования и тем обеспечивает технологическую защиту агрегатов электростанций. Этот аспект пользы просторности зон нечувствительности естественно назвать станционным, при этом агрегаты отечественных ТЭС работают по 60-70 лет, а некоторые и более. Отмена или хотя бы ревизия этого норматива ПТЭ – требуют специального изучения;

  • в стационарном режиме (его особенность - случайный характер непрерывно меняющегося небаланса между суммарными генерируемой и потребляемой мощностями) первичное регулирование частоты осуществляется не только энергоблоками электростанций по отдельности, но и энергосистемой в целом;

  • в установившихся режимах энергосистем качество регулирования характеризуется отношением единообразно измеренных на совпадающих одинаковых отрезках времени среднеквадратических отклонений частоты и нагрузки, взятых каждое в % своей соответствующей базисной величины. Этот численный показатель может применяться для сопоставления работы ЭС, сравнения качества регулирования и т.д.;

  • объективные условия вторичного регулирования частоты в ЕЭС В 1,5-1,6 раз тяжелее, чем в UCTE, но в ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» достигнуто двойное преимущество в качестве регулирования. Однако автоматическая стабилизация частоты в приведённых ценах у нас обходится втрое дороже, чем в UCTE;

  • общесистемное первичное и централизованное вторичное регулирования частоты в российских энергосистемах способны обеспечить любую наперед заданную степень автоматической стабилизации частоты;

  • введённый в ЕЭС России с июня 2005 г. лимит UCTE на ширину зон нечувствительности измерительного органа турбин электростанций (АРСВ) всего 20 мГц (±10 м Гц) приведёт к тому, что планируемый срок службы турбин в 50 лет при участии в «нормированном первичном регулировании» с зонами нечувствительности ±10 м Гц может существенно снизиться.

     

  • 5. На последующих семинарах организовать выставку-продажу технической литературы по новым актуальным вопросам электроэнергетики.

    6. В последующих МЭСах целесообразно осветить вопросы:

  • энергетическая безопасность государств СНГ и отдельных регионов;

  • анализ текущего состояния и организация коммерческого учёта электроэнергии в странах СНГ и межгосударственных сечениях;

  • методы и устройства систем диагностики, определение остаточного ресурса измерительных трансформаторов тока и напряжения;

  • диагностирование маслонаполненного электрооборудования (силовые трансформаторы, шунтирующие реакторы, измерительные трансформаторы тока и напряжения).

  • Участники семинара решили:

    1. Одобрить работу Исполнительного комитета Электроэнергетического Совета СНГ по организации семинаров, способствующих обмену опытом и результатами работы электроэнергетики СНГ.

    2. Обратить внимание проектных организаций на необходимость заранее определять место установки АСКУЭ при проектировании ВЛ.

    3. Разработчикам подробнее информировать руководителей сетевых предприятий (компаний) об эффективности применения АСКУЭ для снижения коммерческих и технических потерь и исключения хищений.

    4. В настоящее время при раздельной работе ЕЭС, UCTE и NORDEL следует рассмотреть вопрос о более экономичном принципе паритетного регулировании частоты (что означает - уравнивание численных значений статистического критерия качества автоматического регулирования в стационарных режимах). При решении вопроса об объединении ЕЭС и UCTE и выбора при этом интервала регулирования частоты необходимо учитывать экономические факторы.

    5. Просить Исполнительный комитет ЭЭС СНГ: обратиться в РАО «ЕЭС России» и к национальным компаниям с предложениями:

  • установить опытные образцы ТОУ в электрических сетях с целью накопления опыта их эксплуатации и выработки последующих рекомендаций по использованию ТОУ;

  • создать рабочую группу для подготовки нормативных документов упрощенной процедуры испытаний высоковольтного оборудования при установке ОПН для ограничения перенапряжений вместо разрядников (обратить внимание, что при этом существенно снижаются испытательные напряжения);

  • откорректировать проект ГОСТа на ОПН 1-750 кВ в соответствии с принятыми электротехническими терминами и достижениями российских специалистов и научных учреждений;

  • провести экспертизу имеющихся разработок программных комплексов для расчёта потерь в электрических сетях, учитывая, что потери – это один из основных показателей эффективности работы электрических сетей;

  • провести сертификацию программного обеспечения, разработанного в Ивановском государственном энергетическом университете (ИГЭУ), комплекса «Энергия», для расчёта установившегося режима, потерь электроэнергии, токов к.з. в электрических сетях; методики PEGIMR, разработанную в Республике Беларусь, для расчёта и анализа режимов и потерь электроэнергии в сетях 35 кВ и выше и др.;

  • содействовать разработке условий и тарифов на транзит электроэнергии между странами СНГ;

  • обратиться в ИГЭУ (кафедра «Электрические станции и диагностика электрооборудования») и Инженерно–технической фирме «Системы и технологии», г. Владимир, о формировании, в соответствии с требованиями международных энергетических организаций (ЕС, МЭК, СИГРЭ и т.д.), предложений по единым требованиям к терминологии и нормативно-технической документации в области автоматизированных информационно-измерительных систем коммерческого учёта и контроля;

  • ускорить разработку корпоративной информационно-аналитической экспертной системы в области электроэнергетики стран СНГ, ориентированной на решение наиболее важных направлений, поручив эту разработку и разработку технического задания на систему анализа и прогнозирования данных, получаемых с АИИС (АСКУЭ), ИГЭУ на хоздоговорной основе.

  • 6. Слушатели семинара обращаются в Исполнительный комитет ЭЭС СНГ с просьбой содействовать в рамках ЭЭС СНГ решению вопросов:

  • правомочности отключения энергопотребителей за неуплату электроэнергии (как физических, так и юридических лиц);

  • разработки нормативно-правовой базы взаимодействия энергокомпаний государств Содружества по оказанию системных услуг.




  •  Для вывода на принтер Для вывода на принтер    
    © Исполнительный комитет
    Электроэнергетического Совета СНГ
    109074, Россия, г.Москва Китайгородский пр. д.7
    тел. 7-(495)-710 6602 | факс: . 7-(495)-625 8605
    Администратор Интернет-портала ЭЭС СНГ
    Салтанов М.Г.
    Page created in 1.759589 Seconds