Форум режимщиков

Заработать - это всегда хорошо. Но препятсвий больно уж много. Да и для системы обильное (широкое) внедрение ДРГ, когда они будут не в новинку, а повсеместно использоваться, приведет к серьезным последствиям (у Вас и на форуме релейщиков много об этом написано).



Вот и вопрос, что необходимо быть готовым к этому на государственном уровне.



Пример - массовое использование в регионе ДРГ (25-30% от суммарной потребляемой мощности), чихнула сеть и что дальше всем понятно. Т.е. отключение одного генератора нестрашно, а вот ряда, а потом их синхронизация.



А интересно посмотреть как есть в реале (почитать проекты), так на данном этапе дальше корпуса универа нос не высовываю(

А что такое ДРГ?

Джерело розподіленої генерації )))

Извините, что свои термины вношу. Малая генерация.

Препятствие использования мелкой генерации есть: - волокита с подключением к газовой трубе, снижение платы ТП к сетям(сегодня это по факту "последняя миля"). Массовости не будет. В основном будут желать подключатся те, для кого это побочная тема - заводики, нефтянники, котельные... для среднего региона:

1) они никогда не будут 20-30% для региональной энергосистемы, а их влияние будет несущественно.

2) не так страшен черт как его малюют - вспомним отключение блока 1000 МВт на АЭС, 800 в Сургуте...

В ТУ необходимо включать требования по разработке соответствующих систем управления и настройки автоматики. Вся мелочь отваливается в основном по причине отсутствия проектных проработок, соотвествующей культуры организации работ для таких генераторов, опыта и наработок у инжиниринговых компаний. Попытка использования опыта загнивающего запада не приносит результатов. При более широком применении малой генерации наработается своя школа.



Кстати все эти новомодные Smart Grid'ы основной своей задачей несут именно использование малой генерации как элемент повышения энергоэффективности предприятий.

Makap писал(а) Fri, 21 January 2011 22:40

cooler писал(а) Fri, 21 January 2011 02:38 В указанном постановлении нашёл только про генераторы 5 МВт и более:( Вы за кого в данном случае воюете? За сетевую? Тогда смотрите внимательнее в Постановление, свыше 5 МВт - это ТУ надо с СО согласовать, остальное "мимо кассы" СО, но всё по тем же Правилам. Ждите заявку на ТП, оформляйте договор и ТУ (всё по процедуре), а в ТУ/договор можете вписать всё, что заблагорассудится - хоть выполнение проекта, хоть приобретение автомобилей импортного производства вам и членам вашей семьи, главное, чтоб Заявитель потом не обратился в соответствующие государственные структуры с жалобой на неправомерные действия с вашей стороны.

В данном случае я рассматриваю позицию сетевой компании по отношению к малой генерации. Дополнительная информация: ТГ на 2,5 МВт включается на ПС 35 кВ, питающуюся от ГРЭС (150 МВт). Нужно ли автоматику малого генератора увязывать с автоматикой ГРЭС ??? Может ещё какие-нибудь документы есть, относящмеся к взаимоотношениям сетивиков и собственников малых генераторов?

cooler писал(а) Fri, 21 January 2011 02:38

КРоме того есть информация, что в Питере таким "генерирующим компаниям" отказывают, но опять же без ссылки на нормативку

Как раз в Ленэнерго есть такой документ, содержащий требования к "малой генерации":

Порядок присоединения генерирующих мощностей к электрическим сетям ОАО «Ленэнерго»

Lexxa писал(а) Fri, 21 January 2011 12:46

А так с них наверное и участие в ОПРЧ требовать надо и еще кучу всяких вещей.

Вопросы связанные с ОРПЧ уже обсуждались на Форуме несколько лет тому назад

Первичное и вторичное регулирование частоты



ОПРЧ



В свое время говорилось, что общее первичное регулирование частоты (ОПРЧ) должна быть на всех станциях.

В ОАО «СО ЕЭС». Технические требования к генерирующему оборудованию участников оптового рынка (действуют с 01 мая 2009 г.) PDF, 950 kB

Приведены требования к электростанциям - участников оптового рынка.

Мы ведем речь о станции мощностью порядка 2,5 МВт работающей параллельно с системой, то это субъект розничного рынка, ИМХО.



В настоящее время активно продвигаются малые станции на основе микротурбинных установок (МТУ). Особенностью таких МТУ является скорость вращения турбины 45000 – 96000 об/мин. При этом, между турбиной и генератором отсутствует редуктор, снижающий обороты до 3000 об/мин. Генератор непосредственно соединен с турбиной и выдает напряжение переменного тока частотой в сотни герц. Это напряжение выпрямляется и затем с помощью инвертора преобразуется в напряжение промышленной частоты 50 Гц, 400В.

Участвовать в ОПРЧ такие установки принципиально не могут так как при параллельной работе с системой инвертор будет в режиме "ведомый сетью". Еще одной особенностью таких МТУ является малый ток КЗ. Особенности с точки зрения РЗА в настоящее время обсуждаются на форуме релейщиков.

http://rzia.ru/topic92-mikroturbinnye-stantsii.html



Собственно имеются следующие вопросы:

1. Регламентируется ли где-нибудь подключение на параллельную работу с системой малых станций, не являющихся субъектом оптового рынка?

2. Порядок подключения малых станций на параллельную работу в зоне ответственности МОЭСК.

3. Стоимость технологического подключения на территории Московской области с учетом того, что планируемая малая станция полностью покрывает дополнительные нагрузки.

Тарифы за технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей известны.

РЕШЕНИЕ правления Топливно-энергетического комитета Московской области (протокол заседания правления № 4) 10-Р от 09.04.2009 г.

4. Тарифы на выдаваемую в систему мощность от такой станции.



PS. На форуме релейщиков имеется раздел Релейная защита и автоматика в "малой энергетике"

Приглашаю коллег-режимщиков принять участие в обсуждениях.