Тестове 

Асинхронна паралелна работа на сибир и изток. Възможна е краткосрочна съвместна работа на обединените енергийни системи на Сибир и Изтока Единна енергийна система на Изтока

Системният оператор на Единната енергийна система АД успешно проведе тестове за свързване на обединените енергийни системи (ЕЕС) на Изток и Сибир към паралелна синхронна работа. Резултатите от тестовете потвърдиха възможността за стабилна краткосрочна съвместна работа на електрическите мрежи, което ще позволи прехвърлянето на разделителната точка между тях, без да се прекъсва електрозахранването на потребителите.

Целта на тестовете е да се определят основните характеристики, показатели и условия на работа на паралелна работа на обединените енергийни системи на Изтока и Сибир, както и да се проверят модели за изчисляване на стационарни условия и статична устойчивост, преходни условия и динамични стабилност. Паралелна работа беше организирана чрез синхронизиране на взаимосвързаните енергийни системи на Сибир и Изток на секционния превключвател на подстанция 220 kV Могоча.

За провеждане на изпитания на ПС 220 kV Могоча и ПС 220 kV Сковородино бяха инсталирани регистратори на преходни системи за наблюдение, предназначени да събират информация в реално време за параметрите на режима на електроенергия на електроенергийната система. Също така по време на тестовете рекордерите SMPR, инсталирани на.

По време на изпитанията бяха проведени три експеримента в режим на паралелна синхронна работа на IES на Изтока и IES на Сибир с регулиране на потока на активна мощност в контролирания участък "Сковородино - Ерофей Павлович тяга" от 20 до 100 MW в посока IES на Сибир. Параметрите на режима на електроенергия по време на експериментите се записват от регистраторите SMPR и с помощта на оперативния информационен комплекс (ОИК), предназначен за получаване, обработка, съхраняване и предаване на телеметрична информация за режима на работа на енергийните съоръжения в реално време.

Контролът на режима на електроенергия по време на паралелната работа на IES на Изток с IES на Сибир се осъществява чрез регулиране на потока на активна мощност с помощта на Централна системаавтоматично регулиране на честотите и потоците на мощност (CS ARChM) на ИЕС Изток, към които са свързани Зейската ВЕЦ и Бурейската ВЕЦ, както и диспечерския персонал на ODU Изток.

В рамките на изпитанията беше осигурена краткосрочна паралелна синхронна работа на ИЕС на Сибир и ИЕС на Изтока. В същото време бяха експериментално определени параметрите на настройка на CS ARChM на IES на Изток, който работеше в режим на автоматично управление на потока на мощността с корекция на честотата над участъка „Сковородино - Ерофей Павлович / t“, осигурявайки стабилна паралелна работа на IES на Изтока и IES на Сибир.

„Получените резултати потвърдиха възможността за краткосрочно свързване към паралелна работа на ИЕС на Изток и ИЕС на Сибир по време на прехвърлянето на разделителната точка между силовите връзки от подстанция 220 kV Могоча. Когато всички 220 kV подстанции на транзита Ерофей Павлович - Могоча - Холбон бъдат оборудвани със средства за синхронизация, ще бъде възможно прехвърлянето на разделителната точка между IES на Сибир и IES на Изток без кратко прекъсване на електрозахранването на потребителите от всяка транзитна подстанция, което значително ще повиши надеждността на електрозахранването на Трансбайкалския участък на Транссибирската железница“, отбеляза Наталия Кузнецова, главен диспечер на ODE на Изтока.

Въз основа на резултатите от тестовете ще бъде извършен анализът на получените данни и ще бъдат разработени мерки за подобряване на надеждността на електроенергийната система в контекста на прехода към краткосрочна паралелна синхронна работа на ИЕС на Сибир и IES на Изтока.

2.1. Характеристики на структурата на Единната енергийна система на Русия

Какво е UES на Русия?

Единната енергийна система на Русия е високоавтоматизиран комплекс от електроцентрали, електрически мрежи и енергийни съоръжения, който се развива в цялата страна, обединен от единен технологичен режим и централизирано оперативно диспечерско управление.

UES на Русия е най-голямата синхронно действаща електроенергийна асоциация в света, покриваща около 7 хиляди км от запад на изток и повече от 3 хиляди км от север на юг.

UES на Русия осигурява надеждно, икономично и висококачествено електрозахранване на секторите на икономиката и населението Руска федерация, както и доставката на електроенергия за енергийните системи на чужди държави.

Развитие на UES на Русия и неговата съвременна структура

Развитието на ЕЕС на Русия се осъществи чрез поетапно обединение и организиране на паралелна работа на регионални енергийни системи, формиране на междурегионални единни енергийни системи (ЕЕС) и последващото им обединяване като част от Единната енергийна система.

Преходът към тази форма на организация на електроенергетиката се дължи на необходимостта от повече рационално използванеенергийни ресурси, повишаване на ефективността и надеждността на електрозахранването на страната.

В края на 2005 г. шест взаимосвързани енергийни системи работеха паралелно в рамките на ОЕС на Русия (виж фиг. 2.1) - Северозапад, Център, Средна Волга, Урал, Юг, Сибир. IES на Изтока, включително 4 регионални енергийни системи От Далечния Изток, работи отделно от UPS на Сибир. Разделителните точки между тези взаимосвързани енергийни системи са разположени на 220 kV транзитна високоволтова линия (ВЛ) Читаенерго - Амуренерго и се монтират своевременно в зависимост от баланса на двете силови връзки.

Опитът от повече от 40 години работа на UES на Русия показа, че създаването на интегрална единна система, въпреки относителната слабост на мрежовите връзки между европейската част на Русия - Сибир и Сибир - Далечния изток, осигурява осезаеми спестявания. в разходите за производство на електроенергия поради ефективно управление на потоците електрическа енергияи допринася за надеждно енергийно снабдяване на страната.

UES на северозапад

Енергийните съоръжения, разположени на територията на Санкт Петербург, Мурманск, Калининград, Ленинград, Новгород, Псков, Архангелск области, републики Карелия и Коми работят като част от UES на Северозапад. UPS осигурява синхронна паралелна работа на UES на Русия с енергийните системи на Балтийските държави и Беларус, както и асинхронна паралелна работа (чрез преобразувател) с енергийната система на Финландия и износ на електроенергия за страните от скандинавските страни енергийна система съюз NORDEL (Дания, Финландия, Норвегия, Швеция).

Отличителни черти на IES North-West са:

  • удължени (до 1000 km) едноверижни транзитни въздушни линии 220 kV (Вологда - Архангелск - Воркута) и 330 kV (Санкт Петербург - Карелия - Мурманск);
  • голям дял от електроцентралите, работещи в основен режим (големи атомни електроцентрали и ТЕЦ), осигуряващи около 90% от общото производство на електроенергия в UPS. В тази връзка регулирането на неравномерността на дневните и сезонните графици за обща консумация на електроенергия на UPS се дължи основно на междусистемните потоци на мощност. Това води до реверсивно натоварване на вътрешно- и междусистемни транзитни линии 220-750 kV практически до максимално допустимите стойности.

ЕКО център

IES на Центъра е най-голямата (по отношение на производствения потенциал, концентриран в него) единна енергийна система в ЕЕС на Русия. Енергийни съоръжения, разположени на територията на Москва, Ярославъл, Твер, Смоленск, Москва, Ивановск, Владимир, Вологда, Кострома, Нижни Новгород, Рязан, Тамбов, Брянск, Калуга, Тула, Орел, Курск, Белгород, Воронеж и Липецка област и Генериращият капацитет на електроцентралите на асоциацията е около 25% от общия производствен капацитет на ЕЕС на Русия.

Отличителни черти на ЕКО Центъра са:

  • местоположението му на кръстовището на няколко IES (Северозападна, Средна Волга, Урал и Юг), както и енергийните системи на Украйна и Беларус;
  • най-висок дял на атомните електроцентрали в структурата на генериращите мощности в ЕЕП;
  • голям брой големи възли за потребление на енергия, свързани с предприятия от черна металургия, както и големи индустриални градски центрове (Вологда-Череповец, Белгород, Липецк, Нижни Новгород);
  • наличието на Московската енергийна система, най-голямата в Русия, която предявява повишени изисквания за осигуряване на надеждност на режимите на захранване и в момента се отличава с високи темпове и голямо увеличение на консумацията на енергия;
  • необходимостта от широко включване на енергийни блокове на топлоелектрически централи в процеса на регулиране на честотата и потоците на мощност, за да се увеличи гъвкавостта на управлението на режимите и надеждността на UPS.

UES на Средна Волга

Енергийните съоръжения, разположени в областите Пенза, Самара, Саратов, Уляновск, републиките Мордовия, Татар, Чуваш и Мария, работят като част от UES на Средна Волга.

IES се намира в централната част на UES на Русия и граничи с IES на Центъра и Урал, както и с енергийната система на Казахстан. ИЕС осигурява транзитно предаване на мощност - до 4300 MW от изток на запад и до 3800 MW от запад на изток, което позволява най-ефективно използване на генериращите мощности както на самата асоциация, така и на ИЕС на Център, Урал и Сибир през Денят.

Отличителна черта на UES на Средна Волга е значителен дял от хидрогенериращи мощности (ВЕЦ от каскадата Волга-Кама), което дава възможност за бърза промяна на производството в широк диапазон до 4880 MW, осигурявайки както регулиране на честотата в UES на Русия и поддържане на стойността на транзитните потоци от UES на Център, Урал и Сибир в дадените граници.

URES на Урал

URES на Урал се формира от енергийни съоръжения, разположени на териториите на Свердловска, Челябинска, Пермска, Оренбургска, Тюменска, Кировска, Курганска област, Удмуртската и Башкирската републики. Те са обединени от повече от 106 хиляди километра електропреносни линии (една четвърт от общата дължина на въздушните линии на UES на Русия) с напрежение 500-110 киловолта, разположени на площ от почти 2,4 милиона квадратни метра километри. В ОЕС на Урал работят 106 електроцентрали, чиято обща инсталирана мощност е над 42 хиляди MW или 21,4% от общата инсталирана мощност на електроцентралите на ОЕС на Русия. IES се намира в центъра на страната, на кръстовището на IES на Сибир, центъра на Средна Волга и Казахстан.

Отличителните черти на UES на Урал са:

  • сложна многопръстена мрежа от 500 kV, в която ежедневно се изключват от две до осем ВЛ 500 kV за планови или аварийни ремонти, както и резерв за напрежение;
  • значителни дневни колебания в стойността на потреблението на електроенергия с вечерен спад (скорост до 1200 MWh) и сутрешен растеж (скорост до 1400 MWh), причинени от високия дял на индустрията в потреблението на Урал;
  • голям дял от силно маневрено блоково оборудване на ТЕЦ (58% от инсталираната мощност), което позволява ежедневно променяне на общото натоварване на електроцентралите на UES на Урал в диапазона от 5000 до 7000 MW и изключване на две до десет енергоблока с обща мощност от 500 до 2000 MW. Това дава възможност да се регулират междусистемните потоци от IES на Центъра, Средна Волга, Сибир и Казахстан и да се осигури надеждно електрозахранване на потребителите в Урал.

IES Юг

Енергийните съоръжения, разположени на територията на Краснодарска, Ставрополска територия, Волгоградска, Астраханска, Ростовска област, Чеченска, Ингушска, Дагестанска, Кабардино-Балканска, Калмикска, Северна Осетия и Карачаево-Черкески републики работят в рамките на IES на юг. UES осигурява паралелната работа на UES на Русия с енергийните системи на Украйна, Азербайджан и Грузия.

Отличителни черти на IES South са:

    исторически установена схема на електрическа мрежа, базирана на въздушни линии 330-500 kV, простираща се от северозапад на югоизток по Кавказкия хребет в райони с интензивно образуване на лед, особено в подножието;

    неравномерен отток на реките на Северен Кавказ (Дон, Кубан, Терек, Сулак), което оказва значително влияние върху баланса на електроенергията, което води до недостиг на електроенергия през зимата, със съответно натоварване на електрическата мрежа на запад -изток, и излишък през лятото, при натоварване в обратна посока;

    най-големият (в сравнение с други ЕКО) дял на натоварването на домакинствата в структурата на потреблението на електроенергия, което води до резки скокове в потреблението на електроенергия при температурни промени.

UES на Сибир

UES of Siberia е най-разширената териториално асоциация в UES на Русия, обхващаща територията от Омска област в Западен Сибир до района на Чита в Източен Сибир. В рамките на UPS работят енергийни съоръжения, разположени в териториите Алтай, Красноярск, Омск, Томск, Новосибирск, Кемерово, Иркутск, Чита, републиките Хакасия, Бурятия и Тива. Таймиренерго работи изолирано. IES комбинира около 87 хиляди километра въздушни линии с напрежение 1150-110 киловолта и повече от 46 GW генериращи мощности на електроцентрали, повече от 50% от които са мощностите на водноелектрическите централи.

UES на Сибир се формира от нулата за кратък исторически период. Едновременно с изграждането на мощни и ефективни каскади от водноелектрически централи и изграждането на големи водноелектрически централи на базата на евтини открити кафяви въглища се създават големи териториални и промишлени комплекси (Братск, Усть-Илимск, Саян, Канск- Ачински горивно-енергиен комплекс - КАТЕК). Следващата стъпка беше изграждането на високоволтови електропроводи, създаването на регионални енергийни системи чрез взаимно свързване на мощни електроцентрали чрез електрически мрежи и след това формирането на IES на Сибир.

Отличителни черти на UPS на Сибир са:

    уникална структура на генериращи мощности, повече от 50% от които са водноелектрически централи с резервоари за дългосрочно регулиране и резерви от около 30 милиарда kWh за период на продължително маловодие. В същото време водноелектрическите централи в Сибир произвеждат почти 10% от общото производство на електроенергия от всички електроцентрали на ЕЕС на Русия;

    значителни естествени колебания в годишния отток на реките на Ангаро-Енисейския басейн, чийто енергиен потенциал варира от 70 до 120 милиарда kWh, с лоша предсказуемост на водното съдържание на реките дори в краткосрочен план;

    използването на пиковия капацитет на водноелектрическата централа в Сибир за регулиране на натоварването на европейската част на UPS и регулиране на годишната неравномерност на енергийната мощност на водноелектрическата централа по протежение на водното течение от резервите на ТЕЦ-овете на Урал и Център. За тази цел е извършено изграждането на въздушни линии 500 kV и 1150 kV за транзита Сибир - Казахстан - Урал - Средна ВолгаЦентър с планирана мощност реверс до 3-6 милиона kW.

IES на Далечния изток

На територията на Далечния изток и Далечния север има енергийни съоръжения, разположени в Приморски, Хабаровски територии, Амур, Камчатка, Магадан, Сахалински областии Република Саха (Якутия). От тях енергийни съоръжения, разположени на

територии Амурска област, Хабаровски и Приморски територии и Южен Якутски енергийен район на Република Саха (Якутия) са обединени от междусистемни електропроводи 500 и 220 kV, имат единен режим на работа и образуват IES на Изтока.

IES of the East работи изолирано от UES на Русия и нейните отличителни чертиса:

    преобладаване в структурата на производствените мощности на топлоелектрическите централи (повече от 70% от инсталираната мощност) с ограничен диапазон на регулиране;

    ограничени възможности за използване на регулационните обхвати на ВЕЦ Зея и Бурейская поради необходимостта от осигуряване на корабоплаване по реките Зея и Амур;

    разполагане на основните генериращи източници в северозападната част, а основните зони на потребление - в югоизточната част на UPS;

    един от най-високите в UES на Русия (почти 21%) делът на натоварването на комуналните услуги в потреблението на електроенергия;

    удължени електропроводи.

Връзки между ЕЕС на Русия и енергийните системи на чужди страни

В края на 2005 г. енергийните системи на Беларус, Естония, Латвия, Литва, Грузия, Азербайджан, Казахстан, Украйна, Молдова и Монголия работят паралелно с ЕЕС на Русия. Енергийните системи на Централна Азия - Узбекистан, Киргизстан и Таджикистан - работят през енергийната система на Казахстан успоредно с ЕЕП на Русия.

Структурата на вътрешните и външните отношения на UES на Русия е показана на фиг. 2.2.

Паралелната работа на UES на Русия с енергийните системи на съседните страни осигурява реални предимства, свързани с комбинацията от графици на електрическия товар и резервите на капацитета и позволява взаимен обмен (износ/внос) на електроенергия между тези енергийни системи (вижте раздел 3.4 ).

Освен това енергийната система на Финландия, която е част от съюза на енергийните системи на Скандинавия, работи съвместно с UES на Русия чрез устройствата на комплекса за преобразуване на Виборг. Електрическите мрежи на Русия също бяха използвани за захранване на определените региони на Норвегия и Китай.

2.2. Оперативно диспечерско управление в UES на Русия

АД СО-ЦДУ ЕЕС е върховен орган на оперативното диспечерство

Управлението на такава голяма синхронно действаща асоциация, каквато е UES на Русия, е изключително сложна инженерна задача, която няма аналози в света.

За да го разреши, Русия създаде многостепенна йерархична система за оперативно диспечерско управление (виж раздел 1.1), включваща: Системен оператор - Централно диспечерско управление (наричано по-нататък също SO-CDU UES); седем териториални интегрирани диспечерски служби (ODE или SO-ODE) - във всяка от седемте OES; регионални диспечерски служби (RDU или SO-RDU); контролни точки на електроцентрали и предприятия от електропреносна мрежа; оперативни полеви бригади.

Задачи и функции на АД СО-ЦДУ ЕЕС

JSC SO-CDU UES осъществява централизирано оперативно и технологично управление на Единната енергийна система на Русия.

Основните задачи на АД СО-ЦДУ ЕЕС са:

  • осигуряване на надеждност на системата в контекста на развитие на конкурентни отношения в електроенергетиката;
  • осигуряване на съответствие с установените технологични параметри за функциониране на електроенергийната индустрия и стандартни показатели за качество на електрическата енергия;
  • създаване на условия за ефективно функциониране на пазара на електрическа енергия (капацитет) и осигуряване изпълнението на задължения от субектите на електроенергийната индустрия по договори, сключени на пазара на електрическа енергия на едро и пазарите на дребно. JSC SO-CDU UES изпълнява следните функции в рамките на UES на Русия:
  • прогнозиране и балансиране на производството и потреблението на електрическа енергия;
  • планиране и предприемане на мерки за осигуряване на необходимия запас от мощност за зареждане и разтоварване на електроцентрали;
  • оперативен контрол на текущите режими, осъществяван от диспечерския персонал;
  • използване на автоматично управление на нормални и аварийни режими;
  • осъществяване на безопасна експлоатация, предотвратяване на развитието и отстраняване на аварийни ситуации в енергийните системи и UES на Русия като цяло.

Стратегически цели за оптимизиране на режимите на работа на UES на Русия

В допълнение, диспечерските органи за управление с участието на други инфраструктурни организации на електроенергийната индустрия решават стратегически задачи за оптимизиране на режимите на работа на UES на Русия в средносрочен и дългосрочен план, включително:

    прогнозиране на мощността и потреблението на електроенергия и разработване на енергийни и електрически баланси;

    определяне на капацитета на участъците от електрическата мрежа на ИЕС;

    оптимизиране на използването на енергийните ресурси и основен ремонт на генериращо оборудване;

    осигуряване изпълнението на изчисления на електрически режими, статична и динамична устойчивост;

    централизирано управление на технологичните режими на работа на устройствата и системите за релейна защита, автоматизация и аварийно управление автоматизация на междусистемни и главни магистрални електропреносни линии, автобуси, трансформатори и автотрансформатори на комуникация на основните класове напрежение (извършване на изчисления на токове на късо съединение, избор параметри за настройка на устройствата за релейна защита и автоматика (РЗА) и аварийна автоматика (РА);

    разпределение на функциите за оперативно диспечерско управление на оборудване и електропроводи, изготвяне на експлоатационна и техническа документация;

    разработване на схеми и режими за характерни периоди от годината (есенно-зимен максимум, наводнения и др.), както и във връзка с въвеждане в експлоатация на нови съоръжения и разширяване състава на паралелно работещи енергийни системи;

    съгласуване на ремонтни графици на основно оборудване на електроцентрали, електропроводи, оборудване на трафопостове, релейна защита и устройства за безопасност;

    решаване на целия спектър от въпроси за осигуряване на надеждността на електрозахранването и качеството на електроенергията, въвеждане и подобряване на средствата за диспечерско управление и системи за автоматично управление.

Автоматизирана система за диспечерски контрол

За решаване на проблемите на планирането, оперативното и автоматичното управление се използва разработена компютърно автоматизирана система за диспечерско управление (ASDU), която представлява йерархична мрежа от диспечерски центрове за обработка на данни SO-CDU, SO-ODU и SO-RDU, свързани помежду си с помежду си и с енергийни съоръжения (електроцентрали, подстанции) телемеханика и комуникационни канали. Всеки диспечерски център е оборудван с мощна компютърна система, която осигурява в реално време автоматично събиране, обработка и показване на оперативна информация за параметрите на режима на работа на UES на Русия, състоянието на електрическата мрежа и основното захранващо оборудване, което позволява на диспечерския персонал на подходящо ниво на управление за извършване на оперативен контрол и управление на UES на Русия, както и решаване на проблеми на планирането и анализа на режимите, наблюдение на участието на електроцентралите в първичното и вторичното регулиране на честотата на електрическия ток.

Системата за аварийна автоматизация е най-важното средство за поддържане на надеждността и оцеляването на UES на Русия

Най-важното средство за поддържане на надеждността и жизнеспособността на UES на Русия е многостепенна система за автоматизация за авариен контрол, която няма аналози в чуждестранните електрически връзки. Тази система предотвратява и локализира развитието на системни аварии чрез:

  • автоматично предотвратяване на нарушения на стабилността;
  • автоматично премахване на асинхронен режим;
  • автоматично ограничаване на намаляването и увеличаването на честотата;
  • автоматично ограничаване на намаляването и увеличаването на напрежението;
  • оборудване за автоматично разтоварване.

Устройствата за аварийна и режимна автоматизация са разположени в енергийни съоръжения (локални комплекси) и в диспечерски центрове на АД SO-CDU UES ( централизирани системиаварийна автоматизация, осигуряваща координация на работата на локалните комплекси).


Стъпки за по-нататъшно оптимизиране на системата за оперативно диспечерско управление в UES на Русия в контекста на реформата на електроенергийната индустрия в Русия

В контекста на реформата и реорганизацията на АОенерго, най-важната задача на SO-CDU UES OJSC е да поддържа функциите на оперативно диспечерски контрол, което изисква установяване на нови технологични взаимоотношения с новосъздадени компании в бранша.

За тази цел през 2005 г. беше сключено Споразумение между Системния оператор и АД FGC UES (Федерална мрежова компания, виж раздел 1) за временно запазване на съществуващата схема за оперативно диспечерско управление на съоръженията на Единната национална електрическа мрежа (ЕНЕГ). и реда за организиране на безопасно извършване на работа при отделяне от регионалните електропреносни дружества и прехвърляне на съоръжения на ЕНЕС за ремонт и поддръжка от ФСК.

Също през 2005 г., в хода на текущата работа по преразпределението на диспечерските функции на мрежите на UES на Русия, заедно с JSC FGC UES, бяха разработени основните критерии за присвояване на въздушни линии 110 kV и по-високи към диспечерски съоръжения и договорени.

Изготвена е и се изпълнява програма от организационни и технически мерки за допускане до диспечерско управление или диспечерско управление на диспечера на РДУ ВЛ 220 kV, оборудване, РА устройства, системи за релейна защита и автоматизация и системи за диспечерско-технологично управление (СДТУ ) на мрежи, свързани с UNEG. През 2005 г. Системният оператор пое за диспечерски контрол 70 ВЛ 220 kV.

Като част от оптимизацията на системата за оперативно диспечерско управление беше разработен и въведен в действие Целевият организационен и функционален модел на оперативното диспечерско управление на ЕЕС на Русия. В съответствие с този модел, пилотен проект за разширяване на оперативната зона на клона на JSC SO-CDU UES - Смоленска областна диспечерска служба

технически и технически мерки за прехвърляне на функциите по оперативен диспечерски контрол на диспечерските съоръжения на територията на регионите Брянск и Калуга на регионалната диспечерска служба в Смоленск, клон на OAO SO - CDU UES.

През 2005 г. беше извършена работа по оптимизиране на схемата за предаване на команди за изпращане към енергийни съоръжения при производството на оперативни комутации. Междинните връзки са изключени от схемата за командване на диспечера, което е фактор за повишаване на надеждността на контрола върху режимите на UPS. Към 31 декември 2005 г. от 1514 въздушни линии 220 kV и по-високи, разположени в диспечерския контрол на диспечерските центрове на OJSC SO-CDU UES, е внедрена схема за директно предаване на команди „диспечер - енергийно съоръжение“ за управление на 756 линии (49,9% от общия им брой).

2.3. Основни показатели за ефективност на UES на Русия през 2005 г

Максимално натоварване на електроцентралите и максимална консумация на електроенергия в UES на Русия и Руската федерация

Годишното максимално натоварване на електроцентралите на UES на Русия беше регистрирано в 18-00 часа на 27.12.2005 г. и възлизаше на 137,4 хиляди MW при честота на електрическия ток 50,002 Hz. Годишното максимално натоварване на електроцентралите в Руската федерация достигна 143,5 хиляди MW.


Участие на генериращи мощности от различни видовев покритието на кривата на натоварване през периода на максимални натоварвания е показано на фиг. 2.3 за декемврийски дни 2004 и 2005 г

Максималната консумация на електроенергия в Руската федерация през 2005 г. възлиза на 141,6 милиона kW (увеличение с 1,4% спрямо 2004 г.), в UES на Русия - 134,7 милиона kW (+ 1,7%), в UPS на Центъра - 36,2 милиона kW (+ 0,7%), за IES на Средна Волга - 12,9 милиона kW (+ 0,7%), за IES на Урал - 33,4 милиона kW (+ 3,1%), за IES на Северозапад - 13,3 милиона kW (+ 1,2%), за IES на юг - 11,9 милиона kW (-0,6%), за IES на Сибир - 29,5 милиона kW (+ 0,7%), в IES East - 4,8 милиона kW (-0,3% ).

Индикатори за действителната честота на електрическия ток в UES на Русия

Единната енергийна система на Русия през 2005 г. работи 100% от календарното време при стандартната честота на електрическия ток, определена от GOST (виж фиг. 2.4). Освен това през 2005 г., 100% от времето, честотата на електрическия ток в електрическата мрежа на UES на Русия, ОНД и балтийските страни се поддържаше в границите, установени със заповед на RAO UES на Русия от септември 18, 2002 г., № 524 „За подобряване на качеството на регулиране на честотата на електрическия ток в UES Русия” и стандарта на RAO„ UES на Русия ”OJSC“ Правила за предотвратяване на развитие и отстраняване на нарушения на нормалните Работа на електрическата част на енергийните системи”.

Затягане на условията за регулиране на променливата част от дневните графици на натоварване в европейската част на UES на Русия - тенденция през последните години

През 2005 г. тенденцията от последните години продължи

Деконсолидиране на дневните графици за натоварване за потребителите в европейската част на Русия. Това е особено характерно за ежедневните графици за консумация на електроенергия на UPS на Центъра, Средната Волга и Северозапад. Условията за покриване на дневните графици на натоварване на изброените IES и европейската част на UES на Русия до голяма степен зависят от структурата на генериращите мощности. В същото време, общият диапазон на регулиране на натоварването на електроцентралите на UES намалява поради продължаващия спад в дела на IES с кръстосани връзки през последните години поради остаряване и демонтаж на този тип оборудване, увеличаване на инсталираната мощност на атомни електроцентрали, както и относително малък дял на водноелектрически централи и наличието само на една помпена електроцентрала в структурата на генериращите мощности на UPS на европейската част на UES на Русия. В почти всички ЕКО това доведе до увеличаване на условията за регулиране на променливата част от дневните графици за натоварване, особено през почивните дни и почивни дни... Регулирането на дневните графици се осигурява поради по-дълбоко нощно разтоварване на блокове на ТЕЦ, както и спирането им в резерв през почивните и празничните дни. В някои дни през 2005 г. поради недостатъчния диапазон на регулиране се наложи частично разтоварване на енергоблоковете на АЕЦ до извеждането им в резерв.

Големият потенциал на водноелектрическата централа на UES на Сибир за регулиране на променливата част от графика на натоварване на UES на Русия все още не може да бъде използван поради значителните разстояния и слабите електрически връзки със съседни UES.

Стабилността на UES на Русия и основните основни технологични нарушения

През 2005 г. Единната енергийна система работи стабилно.

Системната надеждност на UES на Русия беше осигурена, въпреки наличието на технологични смущения в работата на предприятията в индустрията и енергийните системи.

Сред най-съществените нарушения са следните:

1) 25 май 2005 г., в резултат на комбинацията от редица фактори, възникна авария, чието развитие доведе до изключване на голям брой потребители в регионите на Москва, Москва, Тула, Калуга и прекъсване на връзката на редица потребители в Рязан, Смоленск и Орловски региониобщ товар 3500 MW;

2) 27 юли 2005 г., при условията на схема за ремонт в резултат на спиране на две ВЛ 110 kV и последващо спиране поради скок на тока и нарушаване на стабилността от действието на ALAR на две ВЛ 220 kV, Пермско - Закамски енергийен център е разпределен за изолирана работа с дефицит на мощност, краткосрочно намаляване на честотата до 46,5 Hz и прекъсване на електрозахранването на потребителите от AChR с общ товар 400 MW;

3) 07.08.2005 г. при условията на схемата за ремонт в мрежата 220 kV на енергийната система Кубан бяха изключени въздушните линии 220 kV и 110 kV. Двухвърлият ВЛ 220 kV е изключен от действието на РА, а останалите 110 kV транзитни линии по Черноморието чрез защита от претоварване. В същото време енергийният район Сочи с товар от 280 MW беше изключен;

4) В периода от 16 до 17 септември 2005 г. в западните райони на района на Чита поради неблагоприятни метеорологични условия с рязък спад на температурата на външния въздух, повишен вятър до 30 m / s, обилни валежи под формата на от дъжд и киша със залепване и образуване на лед по проводниците и конструкциите на опорите на ВЛ причини множество скъсвания на проводници с повреда на опорите. В резултат на това бяха изключени четири въздушни линии 220 kV, което доведе до разпределението на електроенергийната система в Чита за асинхронна работа и гасене на три подстанции 220 kV със спиране на населените места, тягови транзитни подстанции и прекъсване на движението на влаковете на Забайкалска железопътна линия;

5) От 18 до 20 ноември 2005 г. при неблагоприятни метеорологични условия (силен вятър, мокър сняг) АД Лененерго преживя масови спирания на ВЛ 6-220 kV. В резултат на това е нарушено електрозахранването на 218 населени места, включително регионалните центрове Мга (с население от 9 хиляди души), Всеволожск (с население от 43 хиляди души), Кировск (с население от 50 хиляди души), Николское (с население от 17 хиляди души), Шлиселбург (с население от 10 хиляди души) с товар от 140 MW.

2.4. Основни проблеми и дисбаланси във функционирането на ЕЕС на Русия

Основните проблеми на UES на Русия

Наличието в европейската част на UES на голям дял от ТЕЦ и АЕЦ с ниска маневреност, концентрацията на мобилни ТЕЦ и водноелектрически централи в UES на Урал, Средна Волга и Сибир причинява значителен диапазон от промени в мощността потоци по връзките Център - Средна Волга - Урал при покриване на графици за потребление. Увеличаването на транзитния капацитет на транзита Център - Средна Волга - Урал чрез изграждането на редица линии от 500 kV магистрална мрежа ще намали ограниченията за пренос на електроенергия по главните контролирани участъци, ще повиши надеждността на паралелната работа на Европа и Урал части от UES на Русия.

Неотложна е задачата за повишаване на надеждността на енергийния център Саратов-Балаковски и укрепване на схемата за разпределение на електроенергията на АЕЦ Балаково чрез увеличаване на транзита на IES на Средна Волга - IES на юг.

Изграждането на нови транзитни линии Урал - Средна Волга ще подобри надеждността на електрозахранването на Южен Урал и мощността на АЕЦ Балаково. Необходимо е също така да се засили транзитът в Северозападния район на UES на Русия и връзката му с центъра на IES при напрежение 750 kV. Мрежовите решения ще увеличат пропускателната способност на участъка Северозапад – Център и ще премахнат блокирания капацитет в електроенергийната система на Кола.

Основните проблеми на регионите

Територия на Москва и Московска област

Нарастването на потреблението на електроенергия в региона, максималните натоварвания в разпределителната мрежа 110 kV, ограничаването на преноса на мощност от мрежата 500 kV към мрежата с ниско напрежение поради липсата на автотрансформаторни връзки налагат укрепването на 220- 110 kV мрежа, изграждане на нови и реконструкция на съществуващи подстанции с увеличаването им на трансформаторна мощност, както и въвеждане в експлоатация на допълнителни маневрени мощности.

Територия на Нижни Новгородска област

Укрепването на мрежата 220 kV на електроенергийната система Нижни Новгород, изграждането на гъвкави мощности ще повиши надеждността на електрозахранването на потребителите в случай на аварийни прекъсвания в мрежата 500 kV.

Територия на областите Калуга и Брянск

Енергийните системи в Калуга и Брянск са в недостиг. Пускането в експлоатация на нова производствена мощност, свързана с мрежа 220 kV, ще осигури надеждно електрозахранване на потребителите.

Територия на Саратовска област

Ограничена мощност на блок №1 на АЕЦ Балаково в ремонтни схеми. Укрепването на мрежата 500-220 kV на възел Балаковско-Саратов ще увеличи пропускателната способност на връзките между Саратовската енергийна система и ЕЕС на Средна Волга с 500-600 MW.

Територия на Санкт Петербург и Ленинградска област

Подобряване на надеждността на електрозахранването на север Ленинградска областСанкт Петербург и доставката на електроенергия за Финландия поради високото натоварване на вътрешносистемните мрежи 220-330 kV. В ремонтните схеми има и ограничения за мощността на Ленинградската АЕЦ. Необходима е реконструкция на съществуващи и изграждане на нови електромрежови съоръжения.

IES Юг

За да се осигури надеждно електроснабдяване на втория енергоблок на Волгодонската АЕЦ, е необходимо да се увеличи преносната способност на енергийните системи Ростов и Ставропол чрез изграждане на нови линии на опорната мрежа. Активният ръст на потреблението в Кубанската електроенергийна система, прехвърлянето на мощност към дефицитната Астраханска електроенергийна система причиняват появата на ограничения във вътрешносистемните мрежи, които могат да бъдат премахнати чрез въвеждане в експлоатация на генериращи мощности в енергийните системи.

Необходимо е да се подобри надеждността на работата на междудържавния транзит на енергийната система IES на юг - Азербайджан, захранването на потребителите на енергийната система на Дагестан и Чеченската република.

URES на Урал

Необходимо е да се увеличи капацитетът на връзките с UES на Русия на енергийните райони Березниковско-Соликамск и Пермско-Закамски на Пермската енергийна система, Западния и Северния енергийни райони на Оренбургската енергийна система, Северния, Ноябрския, Когалимския, Нефтюгански, Нижневартовски енергийни райони на Тюменската енергийна система, Кропачево

Златоустски район на Челябинската електроенергийна система, район Серово - Богословски на Свердловската енергийна система, енергийна система Киров.

Високите темпове на нарастване на потреблението (развитие на металургичното и алуминиевото производство, развитието на Субполярния Урал) налагат увеличаване на капацитета на мрежата и въвеждане в експлоатация на нови мощности.

За да се отстранят недостатъците в определени региони и да се формира обещаващ резерв от мощности, е необходимо да се въведе в експлоатация производствени мощности в редица обекти в енергийните системи Тюмен, Свердловск, Челябинск. Изисква се изграждане на електрическа мрежа, инсталиране на средства за компенсиране на реактивната мощност.

UES на Сибир

Активното развитие на потреблението при наличие на мрежови ограничения характеризира режима на работа на енергийната система Томск и южния район на енергийната система на Кузбас. В тези райони е необходимо въвеждане в експлоатация на генериращи мощности и изграждане на електропреносна мрежа.

ЕКО Изток

Изходната мощност на ВЕЦ Зейская е ограничена и надеждността на електрозахранването на потребителите на Транссибирската железница в Амурската енергийна система е намалена. Недостатъчна надеждност на електрозахранването на потребителите във Владивосток и Находка в Даленерго. Наличието на ограничения за предаване на електроенергия по връзките на електроенергийната система Хабаровск и Dalenergo, доставката на електроенергия от Хабаровската ТЕЦ-3 води до намаляване на надеждността на електрозахранването в град Хабаровск. Има проблем с осигуряването на надеждно електрозахранване на потребителите на енергийния център Совгаван. Необходимо е да се извърши изграждане на редица линии от магистралната мрежа, да се извърши реконструкция на съществуващи и изграждане на нови трафопостове.

1 При нормални условия разделителната точка е на Амуренерго, а ако има недостиг на електроенергия в Читаенерго, разделителната точка се прехвърля на Читаенерго.

2 26% от общата инсталирана мощност в UES на Средна Волга и около 15% от общата инсталирана мощност на водноелектрически централи на UES на Русия.

3 Северна синхронна зона (NORDEL) - енергийна взаимовръзка на скандинавските страни (Швеция, Норвегия, Дания, Финландия и Исландия). Западната (континентална) част на датската електроенергийна система работи успоредно със западната синхронна зона UCTE, а източната част с NORDEL, докато исландската енергийна система работи автономно.

4 Със заповед на RAO UES на Русия от 30.01.2006 г. № 68 „За утвърждаване на целевия организационен и функционален модел на оперативното диспечерско управление на UES на Русия“.

5 Мерките за оптимизиране на функциите на оперативно-диспечерския контрол в оперативната зона на ОДУ на Центъра се извършват въз основа на Заповед на АД СО-ЦДУ ЕЕС от 26.12.2005 г. № 258/1.

6 Предназначен за енергийни системи, работещи паралелно във взаимосвързаната енергийна система.

7 Електроцентрали, в които всички котли работят на общ колектор за жива пара, от който се захранват всички парни турбини.

8 ALAR - автоматично премахване на асинхронния режим.

9 AChR - честотна автоматизация за разтоварване.

Ростехнадзор издаде акт за разследване на причините за системна авария, възникнала на 1 август 2017 г. в Обединената енергийна система на Изтока (UES East), авария, която остави над 1,7 милиона души без електричество в няколко региона на Далечния изток Федерален окръг.

Законът изброява всички основни участници в събитията, десетки признаци на авария, технически обстоятелства, организационни пропуски, случаи на неизпълнение на командата на диспечера и фактите на неправилна работа на оборудването, грешки в проектирането и нарушения на изискванията на нормативни правни актове, показва, че основната и по същество единствената причина за случилото се е непоследователно функциониране на елементите на електроенергийната система. Това е същата причина, която е в основата на повечето системни сривове.

Линията 500 kV близо до Хабаровск беше в ремонт, на 1 август в 22 местно време имаше извънгабаритно спиране (късо съединение, когато извънгабаритен товар премина под проводниците) на линията 220 kV на Федералната мрежова компания (FGC). След това имаше спиране на втория електропровод 220 kV. Причината е неправилната настройка на релейната защита и автоматизация (RPA), тя не е взела предвид възможността за електропреносни линии, работещи с такъв товар. Спирането на втория далекопровод 220 kV доведе до разделянето на ИЕС на Изток на две части. След това автоматичното управление на мощността в електроцентралата РусХидро не работи правилно, което провокира по-нататъчно развитиеавария и нейния мащаб. Резултатът е спирането на няколко електропровода, включително тези, водещи към Китай.

- Защитата заработи, аварийната автоматика, редица енергийни съоръжения излязоха от строя. Променени са работните параметри на шест станции. Разпределителните мрежи са пострадали, - каза за RG Олга Амелченко, представител на Far East Distribution Grid Company JSC.

В резултат на това единната енергийна система на юга на Далечния изток беше разделена на две изолирани части: излишна и дефицитна. Настъпили прекъсвания и в двете. В резервната работеше защитата на генераторното и електромрежовото оборудване, а в дефицитната - автоматично честотно разтоварване.

Официалната причина за инцидента е "непоследователно функциониране на елементите на енергийната система".

Според разследващия акт на Ростехнадзор основните причини за аварията са „прекомерна работа на устройства за релейна защита, неправилна работа на системите за автоматично управление на генериращото оборудване, недостатъци на алгоритъма, използван от разработчика за работа на аварийната автоматизация в 220 kV мрежа, недостатъци в работата на електромрежовото оборудване“.

Това, което се случи на 1 август, дори не беше инцидент, а поредица от инциденти. През 2012 г. има 78 системни аварии, за осем месеца на 2017 г. - само 29. Големите аварии са намалели, но, за съжаление, са станали по-големи. През 2017 г. имаше пет такива аварии с мащабни последици - разделяне на електроенергийната система на изолирани части, спиране на голямо количество производство и масово прекъсване на електрозахранването.

Основният проблем е, че индустрията няма задължителни изисквания за параметрите на оборудването и координираната им работа като част от Единната национална енергийна система. Някои са се натрупали критична маса, което доведе до последните мащабни аварии.

Малък проблем, който можеше да бъде разрешен бързо, се превърна в голям инцидент с последствия за цялата система. На всеки етап ситуацията се влошава от неправилни действия на автоматизацията, проектирана и конфигурирана от хора. Тя реагира неправилно.

Една от основните причини за аварии в енергийната система на Русия, заместник-министърът на енергетиката на Руската федерация, Андрей Черезов, нарече непоследователната работа на оборудването, дейността всъщност не разчита на никаква регулаторна рамка, в резултат на което се оказа установи, че различно оборудване в енергийната система често работи непоследователно.

Новият "кодекс" за работата на електроенергетиката така и не беше създаден след приключването на секторната реформа. С напускането на арената на RAO UES на Русия и прехвърлянето на взаимодействието между субектите на електроенергийната индустрия към пазарните отношения, повечето регулаторни актове от технологичен характер загубиха своята легитимност, тъй като бяха издадени със заповеди на RAO .

Задължителните изисквания за оборудване, посочени в документите от съветската епоха, отдавна са загубили правния си статут, освен това много от тях са морално остарели и не отговарят съвременно развитиетехнологии.

Междувременно „от 2002 г. насам енергийните предприятия масово въвеждат нови устройства - активно се инсталира ново оборудване по CDA, реализирани са мащабни инвестиционни програми и са изградени голям брой енергийни съоръжения. В резултат на това се оказа, че различно оборудване в енергийната система често работи непоследователно “, отбеляза Андрей Черезов.

„Имаме много обекти на електричеството и взаимодействието между тях трябва да бъде регулирано, но те изглежда действат независимо“, каза руският заместник-министър на енергетиката Андрей Черезов веднага след аварията.

Само нормативното регулиране на технологичната дейност е в състояние да осигури координираната работа на елементите на електроенергийната система. И за това е необходимо да се създаде прозрачна и технически правилна система от общо задължителни изисквания към елементите на енергийната система и действията на браншовите субекти.

- Не трябва да има автономно функциониране, защото работим в единна енергийна система, съответно Министерството на енергетиката на Русия възнамерява да регулира всичко чрез регулаторни правни актове, - каза Андрей Черезов.

- Необходимо е да се създадат ясни, разбираеми условия - кой отговаря за системата, аварийна автоматизация, за нейната функционалност, инсталации.

Министерството започна работа по усъвършенстване на правилата за разследване на произшествията по отношение на цялостна систематизация на причините, създаване на механизми за определяне и прилагане на мерки за предотвратяването им. „Тези правила определят само техническите изисквания за оборудването, без да ограничават свободата на избор на производител. Освен това този документ не предвижда условия за преконфигуриране или подмяна на оборудване “, каза Андрей Черезов.

Министерството на енергетиката на Русия организира работа за възстановяване на системата от задължителни изисквания в индустрията, която не беше правилно разработена по време на реформата на енергийния сектор. Приет е Федерален закон № 196-FZ от 23.06.2016 г., който закрепва правомощията на правителството на Руската федерация или неговия упълномощен федерален изпълнителен орган за установяване на задължителни изисквания за осигуряване на надеждност и безопасност на електроенергийните системи и електроенергийните съоръжения.

В момента се разработват десетки регулаторни правни актове и регулаторни и технически документи за цялата индустрия, които се подготвят за приемане в съответствие с планове, одобрени на ниво руското правителство.

През август президентът на страната разпореди на Министерството на енергетиката да внесе предложения за предотвратяване на масови прекъсвания на тока. Една от приоритетните стъпки трябва да бъде приемането на най-важния системен документ – Правилника за функциониране на електроенергийните системи. Неговият проект вече е внесен за разглеждане в правителството на Руската федерация. Тези общообвързващи правила ще поставят рамката на нормативно-техническото регулиране - те ще определят ключови технологични изисквания за функционирането на електроенергийната система и нейните съставни обекти. Освен това изисква приемането на множество конкретизиращи нормативни и технически документи вече на ниво Министерство на енергетиката.

Много от тях са изготвени и публично обсъждани. Поредица от аварийни събития в UES на Русия през последните години принуждават енергийните инженери да бързат.

„Една от ключовите задачи днес е насочването на инвестиции в оптимизацията на съществуващата енергийна система, а не в изграждането на енергийната система като актив, който все още не е възможно да работи оптимално“, каза Евгений Грабчак, директор на отдела. по оперативен контрол и управление в електроенергетиката на Министерството на енергетиката на Русия, на Международния форум по енергийна ефективност и енергийно развитие "Руската енергийна седмица" (Москва, Санкт Петербург, 5 - 7.10.2017 г.)

- Вземайки за основа единна координатна система, дефинираща недвусмислено всички субекти и обекти, описваща тяхното взаимодействие, както и научавайки се да общуваме на един език, можем да осигурим не само хоризонтална и вертикална интеграция на всички информационни потоци, които се въртят в енергетиката , но и да обвърже управлението на децентрализираните центрове с единна логика за вземане на необходимите коригиращи решения от регулатора. Така по еволюционен начин ще бъде създаден инструментариум, който да симулира постигането на основното състояние на електроенергийната индустрия на бъдещето, а ние го виждаме в оптималната цена на единица електроенергия - киловат при дадено ниво от безопасност и надеждност, - обясни Евгений Грабчак.

Според него успоредно с това ще бъде възможно да се постигнат допълнителни ползи не само за регулатора и отделни съоръжения, но и за свързани компании и държавата като цяло.

- Сред тези предимства ще отбележа преди всичко създаването на нови пазари за услуги, това са: прогнозно моделиране на състоянието на електроенергийната система и нейните отделни елементи; Оценка на жизнения цикъл; анализ на оптимално управление на технологичните процеси; анализ на работата на системата и отделните й елементи; анализи за разработване на нови технологии и тестване на съществуващи; формиране на отраслова поръчка за индустрията и оценка на рентабилността на създаването на производство на електротехнически и свързани продукти; развитие на логистични услуги, услуги за оптимизиране на управлението на активи и много други. Въпреки това, за да се реализират тези промени, освен дефинирането на единна координатна система, е необходимо да се обърне тенденцията за въвеждане на модерни, но уникални и неинтегрируеми технологии една с друга.

П. С.

На 2 октомври Виталий Сунгуров е назначен на длъжността генерален директор на клона на СО ЕЕС АД „Обединена диспечерска администрация на енергийната система на Изток“ (ОДУ Изток). Системен оператор.

От 2014 до 2017 г. Виталий Леонидович Сунгуров е директор на клоновете на Удмуртската регионална диспечерска служба и Регионалната диспечерска служба в Перм. През този период Виталий Сунгуров взе активно участие в процеса на структурна оптимизация на Системния оператор. Под негово ръководство беше успешно реализиран проект за разширяване на оперативната зона на Пермската регионална диспечерска служба, която пое функциите по оперативно диспечерско управление на режима на електроенергия на ЕЕС на Русия на територията на Удмуртската република и Киров. регион.

Въз основа на резултатите от годишния одит, който се проведе от 24 до 26 октомври, клонът на СО ЕЕС АД, Обединена диспечерска администрация на Източната електроенергийна система (ОДУ Изток), получи сертификат за готовност за експлоатация през есенно-зимния период период (ОЗП) 2017/2018г.

Резултатите от обучението за аварийно реагиране потвърдиха готовността на диспечерския персонал на Системния оператор да взаимодейства ефективно с оперативния персонал на предприятията от електроенергийната индустрия при отстраняване на аварии, както и да осигури надеждното функциониране на Обединената енергийна система на изток през есенно-зимния период на 2017/2018г.

Едно от основните условия за получаване на удостоверение за готовност за работа в OZP е получаването на паспорти за готовност от всички регионални диспечерски служби (RDD) на оперативната зона на клона на SO UES АД на ODU. Всички РДО от оперативната зона на ОДЕ Изток през октомври преминаха успешно проверки и получиха паспорти за готовност за работа през есента на 2017/2018 г. Получаването на паспорти за готовност от клоновете на SO UES АД, ODU и RDU е предпоставкаиздаване на Системния оператор на паспорт за готовност за работа в предстоящата ГРП

Създаването на контролирано свързване на енергийни системи за повишаване на надеждността и ефективността на тяхната работа е препоръчително, на първо място, в онези места, където има трудности при осигуряването на надеждна паралелна работа. Това са междудържавни електропреносни линии, където по правило има нужда от разделяне на енергийните системи по честота, както и "слаби" междусистемни електропреноси, които значително ограничават възможностите за обмен на мощност между енергийни системи, работещи паралелно, за например, електропроводи 220 kV за свързване на енергийните системи на Сибир и Далечния изток, минаващи по Байкал-Амур (северен транзит) и Транссибирски (южен транзит) железопътни линии с дължина до 2000 km всяка. Въпреки това, без специални мерки, паралелната работа на енергийните системи по северния и южния транзит е невъзможна. Следователно се обмисля сливане, което е вариант на паралелна асинхронна работа на енергийните системи по южния двуверижен транзит (на следващите етапи на сливането е възможно и асинхронно затваряне на северния транзит). Неотложността на проблема е, че е необходимо да се намерят технически решения за осигуряване работата на електропреносната мрежа 220 kV Чита-Сковородино, която захранва тяговите подстанции на Забайкалската железница и в същото време е единствената електрическа връзка между UPS на Сибир и Изтока. Днес тази комуникация на дълги разстояния няма необходимата честотна лента, а също и не отговаря на изискванията за поддържане в рамките на допустимите стойности. Работи в отворен режим и има разделителна точка на участъка VL-220 Холбон-Ерофей Павлович. Всичко това обуславя недостатъчната надеждност на мрежата 220 kV, което е причина за многократни нарушения на електрозахранването на тягови подстанции и неизправности на сигнални устройства, блокировки и графика на влаковете. Един от възможни вариантиасинхронната комбинация е използването на така наречения асинхронизиран електромеханичен честотен преобразувател (AC EMPCH), който представлява съвкупност от две променливотокови машини с еднаква мощност с твърдо свързани валове, едната от които е проектирана като асинхронна синхронна машина (ASM), а другият като ASM (AS EMPCH тип ASM + ASM) или като синхронна машина (AS EMPCH тип ASM + SM). Последният вариант е конструктивно по-прост, но синхронната машина е свързана към енергийна система с по-строги изисквания за. Първата машина в посока на предаване на мощност през AC EMPH работи в режим на двигателя, втората - в режим на генератор. Системата за възбуждане на всеки AFM съдържа директно свързан честотен преобразувател, захранващ трифазна възбуждаща намотка върху ламиниран ротор.
По-рано във VNIIElektromash и Electrotyazhmash (Харков) за AS EMPCH бяха извършени проектни и технически проекти на ASM на вертикални (хидрогенериращи) и хоризонтални (турбинни) версии с мощност от 100 до 500 MW. В допълнение, Изследователският институт и заводът Електротяжмаш разработиха и създадоха серия от три експериментални промишлени образци на AS EMPCH-1 от две AFM с мощност 1 MW (тоест за пропускателна способност от 1 MW), изчерпателно тествани на полигона LVVISU (Санкт Петербург). Преобразувателят на два AFM има четири степени на свобода, тоест четири параметъра на единичния режим могат да се регулират едновременно и независимо. Въпреки това, както показват теоретичните и експерименталните изследвания, всички режими, които са възможни на AS EMPH от типа ASM + ASM, са реализуеми на AS EMPH от типа ASM + SM, включително режимите на консумация на реактивна мощност от страната на и двете машини. Допустимата честотна разлика на комбинираните енергийни системи, както и управляемостта на AC EMPCH, се определят от „таванната“ стойност на възбуждането на машините. Изборът на място за монтаж на AS EMPCH по разглеждания маршрут се дължи на следните фактори. 1. По данни на АД Институт Енергосетпроект, през зимния максимум на 2005 г. мощността на потока през Могоч ще бъде приблизително 200 MW в посока от подстанция Холбон на изток към подстанция Сковородино. Величината на това преливане определя инсталираната мощност на блока (или единиците) AS EMPCH-200.
2. Комплексът с AS EMPCH-200 е предназначен за доставка до ключ с напълно автоматично управление. Но от контролната зала на подстанция Могоча и от ODU на Amurenergo настройките за големината и посоката на потоците на активна мощност могат да се променят.
3. Мястото за монтаж (подстанция Могоча) се намира приблизително в средата между подстанция Холбон и мощната подстанция Сковородино, особено след като Харанорската ГРЕС може да осигури необходимите нива на напрежение в подстанция Холбон до определеното време (тоест до 2005 г. ). В същото време включването на AC EMPCH-200 в прекъсването на електропровода на подстанция Могоча практически ще раздели връзката на две независими секции с приблизително половината съпротивления и независими ЕМП на машините на блока от всяка страна , което ще позволи приблизително един и половина до два пъти да се увеличи пропускателната способност на цялата двуконтурна електропреносна линия-220 kV. В бъдеще, ако е необходимо да се увеличи обменната мощност, е възможно да се обмисли инсталирането на втория блок AS EMPCH-200 успоредно с първия.

Това ще позволи значително да се отложи изграждането на -500 kV и времето за възможно разширение на Харанорската ГРЕС. По предварителни оценки, при паралелната работа на енергийните системи на Сибир и Далечния изток само по южния транзит, граничните статични потоци на обменна мощност в участъка Могоча-Аячи са без EMPCH: в източно направление - до 160 MW, в посока запад - до 230 MW.

След инсталирането на AC EMPCH проблемът със статичната стабилност автоматично се отстранява и потоците могат да бъдат съответно 200-250 MW и 300-400 MW при управление на ограничаващите потоци чрез термично ограничаване на отделни, например, глави секции на електропроводи. Въпросът за увеличаване на обменните потоци става особено актуален с пускането в експлоатация на Bureyskaya.

Предполага се, както е посочено, инсталирането на AS EMPCH-200 в среза на ВЛ 220 kV на подстанция „Могоч“ на основната двуконтурна междусистемна комуникация с множество междинни изводи на мощност.

При такава междусистемна връзка са възможни аварии със загуба на електрическа комуникация с мощна енергийна система и образуване на енергиен район със захранване през AC EMPCH-200, тоест при работа на AC EMPCH-200 на натоварване на конзолата. В такива режими AC EMPCH-200 не може и не трябва да поддържа, в общия случай, предаварийната стойност на предаваната мощност, зададена от главния.

В същото време той трябва да запази способността си да регулира собствените си гуми и скоростта на вала на агрегата. Адаптивната система за управление, разработена за AS EMPCH, изисква телеинформация за изключване и включване на превключвателите на съседните участъци от електропреносната линия. Въз основа на тази телеинформация, той прехвърля AFM на блока от страната на неаварийния участък на маршрута към управление според честотата на въртене на вала, а от страната на конзолата AFM поема натоварването на енергията регион.

Ако това натоварване е по-голямо от инсталираната мощност на AFM, тогава AC EMPCH се шунтира с прехвърлянето на машините в компенсаторен режим. Също така е важно предаването на телеинформация за вектора зад отворения превключвател, без да се улавя синхрон, незабавно да се включи AC EMPCH-200 в нормална работа без удар след включване на изключения ключ.

Дългосрочни теоретични и експериментални проучвания, проведени за комплекс от контролирано свързване на енергийни системи на Северен Кавказ и Закавказие на електропренос 220 kV Сочи-Бзиби Краснодаренерго на базата на проекта AS EMPCH-200, потвърдиха очакваните и известни възможности на EMPCH AS за регулиране на активното и машинното напрежение и скоростта на ротора.

Всъщност, в рамките на конструктивните възможности на AC EMPH, той е абсолютно управляем елемент за комбиниране на захранващи системи, който има и демпферни възможности поради кинетичната енергия на масите на маховика на роторите на машините на машината, които статично преобразувателите са лишени от. Системата за управление заедно с ARV на машини със системи за самовъзбуждане и стартиране след подаване на командата Start осигурява автоматично тестване на състоянието на елементите на целия комплекс с последващо автоматично свързване към мрежата в необходимата последователност без участието на персонал или изключване на блока след подаване на команда Стоп. Има и ръчно свързване към мрежата и ръчно регулиране на настройките, аварийно изключване и автоматично повторно затваряне. При пускане на работа на AC EMPCH-200 е достатъчно тихо включване да осигури приплъзване в посочения диапазон и настройки, които осигуряват режим по протежение на електропровода, преди шунтът да се отвори. Като цяло, управлението на AC EMPCH-200 по междусистемна комуникация трябва да се подхожда от позицията, че регулаторната структура трябва да извършва необходимия контрол на работата на блока в стабилни и нестабилни режими и да гарантира изпълнението на следните основни функции в електрически системи.

1. Поддържане на стойностите на напреженията (реактивните мощности) в съответствие с настройките в нормални режими. Така, например, всяка от машините AC EMPCH е способна, в границите, ограничени от номиналните токове, да генерира необходимата стойност на реактивната мощност или да осигури нейната консумация без загуба на стабилност. 2. Контрол в нормални и аварийни режими на величината и посоката на потока на активната мощност в съответствие с настройката за синхронна и асинхронна работа на части от енергийните системи, което от своя страна допринася за увеличаване на пропускателната способност на междусистемните връзки. 2.1. Контрол на потока с помощта на AS EMPCH-200 по предварително съгласуван график между енергийните системи, които ще бъдат свързани, като се вземат предвид ежедневните и сезонни промени в натоварванията. 2.2. Онлайн регулиране на междусистемния поток до реверс с едновременно затихване на неправилни трептения. Ако е необходимо бързо да промените посоката на предаване на активна мощност през уреда, тогава чрез координиране на настройките на активната мощност на първата и втората машина е възможно да промените потока на активната мощност при практически постоянна скорост на въртене, преодолявайки само електромагнитната инерция на веригите на намотката на машината. При подходящи „тавани“ на възбуждането, обръщането на мощността ще се осъществи доста бързо. Така че, за AS EMPC, състоящ се от два ASM-200, времето на пълно обръщане от +200 MW до -200 MW, както показват изчисленията, е 0,24 s (по принцип е ограничено само от стойността на T "( е). 2.3 .Използване на AC EMPCH-200 като оперативен източник за поддържане на честотата, както и за потискане на електромеханични вибрации след големи смущения в една от енергийните системи или в конзолен енергийен район 3. Работете за специален ( конзола) захранващ район на консуматорите с необходимото ниво на честота и напрежение 4. Затихване на вибрациите при аварийни режими на работа на електрическите системи, значително намаляване на смущенията, предавани от една част на електрическите системи в друга. В преходни режими, благодарение на способността на AC EMPH да променя честотата на въртене в определените граници, тоест кинетичната енергия на уреда, възможно е интензивно затихване
флуктуации и през определено време възникналото смущение в една част на електроенергийната система няма да се предава на друга. И така, при късо съединение. или автоматично повторно включване в една от енергийните системи, уредът ще ускори или забави, но стойността на активната мощност на AFM, свързана към друга енергийна система, ще остане непроменена с подходящ контрол. 5. Прехвърляне при необходимост и на двете машини на блока в режим на работа на синхронния компенсатор. Цената за изграждане на преобразувателна подстанция с EMPCH-200 AS се определя от състава на оборудването и всъщност не се различава от обикновено изгражданите подстанции със синхронни компенсатори. Мястото за изграждане на устройството трябва да осигури удобство на доставка на оборудване, компактен монтаж и комуникация със съществуващото енергийно оборудване в подстанция Могоча. За да се опрости цялата подстанционна система, е необходима опция без отделяне на AC EMPCH-200 в отделна подстанция. За свързване към енергийните системи на блока, чиито машини са проектирани за пълен капацитет = 200 / 0,95 = 210,5 MVA (според АД Електросила, Санкт Петербург и), са необходими два трансформатора за 220 / 15,75 kV. Извършено е техническо и икономическо сравнение на AC EMPH със статични преобразуватели за предавана мощност от 200 MW. Сравнените параметри са показани в таблицата. DC връзка (DC връзка) е класически вариант. Таблицата показва мощността, предавана през HVDC 355 MW, което съответства на един блок от подстанция Виборг. Единичната цена на ОВК е посочена (като се вземе предвид оборудването на подстанцията), която е дадена в таблицата. Ефективността на подстанцията ОВК (като се вземат предвид синхронните компенсатори, силови трансформатори и филтри) е на ниво 0,96.
HVAC на заключващи се (две операции) ключове с PWM и паралелно свързани диоди за връщане. Известно е, че вътрешните загуби на заключващите се ключове са 1,5-2 пъти по-високи от тези на конвенционалните тиристори, следователно ефективността на такъв HCC със специални силови трансформатори, като се вземат предвид високочестотните превключващи филтри, е 0,95. Въпросът за разходите не е ясно дефиниран. Въпреки това, специфичната цена на HVAC е посочена на базата на STATCOM 165 USD / kW и повече.
За HVDC от типа Directlink с двустепенно формиране на изходната крива, единичната цена е по-висока и възлиза на $ 190 / kW. Таблицата показва данните както за STATCOM, така и за базирани на Directlink варианти.

Според JSC "Electrosila", единичната цена на инсталираната мощност на AS EMPCH-200 от два ASM = 98,3% (98,42% всеки) е $ 40 / kW. Тогава цената на самия преобразувател ще бъде 16 милиона долара. В съответствие с базовата цена на подстанция с променлив ток 220 kV с два трансформатора е 4 милиона долара, а специфичната цена на преобразувателя с подстанцията ще бъде = (16 + 4) 10 6/400 10 3 = 50 долара / kW. Като се вземат предвид трансформаторите, общата ефективност ще бъде = 0,983 2 0,997 2 = 0,96.
Наред с горните опции е необходимо да се разгледа и опцията за преобразувател, използващ синхронни компенсатори от типа KSVBM, работещи в енергийни системи с водородно охлаждане на външната инсталация. Трябва да се отбележи, че в AC EMPCH от типа ASM + SM синхронният компенсатор KSVBM 160-15U1 може да се използва като синхронна машина без никакви промени във всички режими, в зависимост от условията за тока на статора. Например, при = 1 мощност P = ± 160 MW; при = 0,95 (както в проекта на АД Електросила) P = 152 MW, Q = ± 50 MV A и EMF E = 2,5<Еном =3 отн.ед.

Според разработчика Uralelectrotyazhmash OJSC, синхронният компенсатор KSVBM 160-15U1 струва $ 3,64 10 6 , 46 10 6 долара и след това общата цена на преобразувателя от типа ASM + SM (тоест от серийния и повторно оборудван синхронизатор компенсатори) ще бъдат 9 10 6 долара (виж таблицата). Тук трябва да се отбележи, че
GOST 13109-97 за качеството на електрическата енергия (Резолюция на Държавния комитет по стандартизация и сертификация на Руската федерация, 1998 г.) позволява следните отклонения на честотата: нормално ± 0,2 Hz за 95% от времето, максимум ± 0,4 Hz за 5 % от деня... Като се има предвид, че AFR ще се задейства допълнително, може да се твърди, че горната стойност на напрежението на възбуждане за плъзгане с честота ± 2 Hz, зададена в AFM, ще осигури надеждна работа на AC EMPH и в случай на други големи смущения в системата. При номинален ток на статора загубите в SC са 1800 kW, а тогава ефективността е = 0,988. Вземайки ефективността на преоборудваната ASM от SC е същата като в проекта на JSC Electrosila, като се вземат предвид трансформаторите, получаваме: = 0,988 0,983 0,997 2 = 0,966.
Таблицата показва данни за два блока ACM + CM паралелно, което позволява да се покрие очакваното увеличение на транзитния капацитет при инсталиране на преобразувателя в подстанция Могоча. В същото време единичната цена е по-ниска, а ефективността е по-висока от тази на всички други опции. Трябва да се подчертае и едно очевидно предимство - разширителните фуги KSVBM са предназначени за външен монтаж при температури на околната среда от -45 до +45 o С (тоест цялата технология вече е разработена), следователно няма нужда от изграждане на турбина помещение за блокове AS EMPCH, но е необходим само корпус за спомагателни устройства с площ, както се изисква от строителните норми, два шестметрови участъка с ширина и шест шест метра дължина, тоест 432 m 2. Топлинни изчисления за компенсаторни фуги
са направени както за водородно, така и за въздушно охлаждане. Следователно, споменатият по-горе двублок AC EMPH може да работи продължително време при въздушно охлаждане при натоварване от 70% от номиналното, осигурявайки необходимия дебит от 200 MW.
Освен това институт „Енергосетпроект“ разработи оригинален стандартен проект на SC блок с мощност 160 MVA с реверсивно безчетково възбуждане, което може значително да намали обема на строителните работи, да ускори монтажа и пускането в експлоатация на SC и значително да намали разходите за тяхното инсталиране.

ЗАКЛЮЧЕНИЯ
1. Асинхронното паралелно свързване на UPS на Сибир и Далечния изток по южния двуверижен транзит от 220 kV с помощта на асинхронен електромеханичен честотен преобразувател (AC EMPCH) е за предпочитане от гледна точка на технически и икономически показатели в сравнение с добре известните VAC на базата на STATKOM и DIRECTLINK.
2. Дългосрочни теоретични и експериментални проучвания и изпълнени проекти показаха възможностите на AS EMPCH да регулира активната и реактивната мощност, напреженията на машината и скоростта на ротора на агрегата. Чрез инсталирането на преобразувател в подстанция Могоча, транзитът Холбон-Сковородино е практически разделен наполовина, така че пропускателната способност на този транзит ще се увеличи с 1,5-2 пъти, което ще позволи да се отложи времето за изграждане на 500 kV далекопровода и време за разширяване на Харанорската ГРЕС.
3. Предварително техническо и икономическо сравнение на преобразувателите показа, че изграждането на подстанция с HAC на заключващи се ключове с ШИМ за предавана мощност от 200 MW на базата на проекта Directlink струва $76 милиона, а на базата на Проект STATKOM - $66 млн. В същото време AC EMPCH-200 от типа ASM + ASM, според данните на Electrosila OJSC и Electrotyazhmash Research Institute (Харков), струва $20 милиона.
4. За AS EMPCH тип ASM + SM на базата на серийно произвеждани от JSC Uralelectrotyazhmash и работещи в енергийни системи синхронни компенсатори с водородно и въздушно охлаждане за външен монтаж KSVBM 160 MV A, специфичната цена на инсталираната мощност на AS EMPCH с цялостно подстанционно оборудване е $40 / kW и в същото време ефективността не е по-ниска от другите видове преобразуватели. Предвид малкия обем строително-монтажни работи, ниската цена на единица и висока ефективност, точно такава подстанция с EMPH AC изцяло на домашно оборудване може да се препоръча за асинхронно интегриране на UPS на Сибир и Далечния изток.

Нова версия на централизираната система за авариен контрол (CSPA) на Обединената енергийна система на Изтока със свързана към нея система за авариен контрол на ВЕЦ Бурейская в клона на SO UES OJSC „Обединено диспечерско управление на енергийните системи на Изтока“ (ODU Изток) е въведен в търговска експлоатация.

Модернизацията на централизираната система за управление и свързването на Бурейская ВЕЦ към местната автоматична система за контрол на стабилността (LAPNU) като нейно устройство надолу по веригата ще позволи да се сведе до минимум количеството управляващи действия в електроенергийната система за изключване на потребителите в случай на аварийни ситуации на електрическа енергия съоръжения.

ЦСПА ИЕС Изток е въведен в търговска експлоатация през 2014г. Първоначално LAPNU на Зейската ВЕЦ и LAPNU на Приморската ГРЕС са използвани като базови устройства за него. След обновяването на хардуерната и софтуерната база на LAPNU, извършено от клона на PJSC RusHydro - Bureyskaya ВЕЦ, стана възможна и връзката му с централизирания център за управление.

„Успешното пускане в експлоатация на LAPNU на ВЕЦ „Бурейская“ като част от Централизираната система за управление на ИЕС на Изток направи възможно извеждането на автоматичното аварийно управление в електропреносната мрежа на качествено ново ниво. Броят на пусковите тела се увеличи от 16 на 81, CSPA обхвана две трети от контролираните участъци в IES на Изток, обемът на контролните действия за изключване на потребителите в случай на авария в електроенергийната система беше значително минимизирано ”, отбеляза Наталия Кузнецова, директор за управление на режима - главен диспечер на ODS Изток.

За свързване на системата за авариен контрол на ВЕЦ Бурейская, специалисти от ODE Vostok през 2017–2018 г. извършиха набор от мерки, които включват подготовка и конфигурация на изпитателния полигон TsSPA, настройване на мрежовото му взаимодействие с LAPNU на ВЕЦ Bureyskaya. Съгласно разработения ODE на Изтока и програмата, съгласувана с клона на PJSC RusHydro - Bureyskaya ВЕЦ, бяха проведени тестове за работата на LAPNU като устройство надолу по веригата на централизираната система за управление, както и наблюдение и анализ на изчислителните модели, наблюдение на комуникационните канали и обмен на информация между Централизираната система за управление и LAPNU, настройка на мрежово взаимодействие и софтуер.

TsSPA IES East принадлежи към семейството на трето поколение централизирани системи за авариен контрол. В сравнение с предишните поколения те имат разширена функционалност, включително по-усъвършенстван алгоритъм за изчисляване на статичната стабилност на електроенергийната система и алгоритъм за избор на управляващи действия според условията за осигуряване не само на статична, но и на динамична стабилност - стабилността на енергийна система в процес на аварийни смущения. Също така новите CSPA работят на базата на нов алгоритъм за оценка на състоянието на режима на електроенергия на електроенергийната система. Всеки CSPA има двустепенна структура: софтуерни и хардуерни комплекси от по-високо ниво са инсталирани в диспечерските центрове на ODU, а устройствата от по-ниско ниво са инсталирани в диспечерските съоръжения.

В допълнение към IES на Изтока, IES от трето поколение успешно функционират в IES на Северозапад и IES на Юг. Системите в ИЕС на Средна Волга, Урал и Тюменската енергийна система са в пробна експлоатация.