Тесты  

Несинхронная параллельная работа оэс сибири и востока. Кратковременная совместная работа объединенных энергосистем сибири и востока возможна Объединенная энергосистема востока

ОАО «Системный оператор Единой энергетической системы» успешно провел испытания по включению на параллельную синхронную работу объединенных энергосистем (ОЭС) Востока и Сибири. Итоги испытаний подтвердили возможность устойчивой кратковременной совместной работы энергообъединений, что позволит переносить точку раздела между ними без перерыва электроснабжения потребителей.

Цель испытаний – определения основных характеристик, показателей и режимных условий параллельной работы объединенных энергосистем Востока и Сибири, а также верификации моделей для расчета установившихся режимов и статической устойчивости, переходных режимов и динамической устойчивости. Параллельная работа была организована путем синхронизации объединенных энергосистем Сибири и Востока на секционном выключателе ПС 220 кВ Могоча.

Для проведения испытаний на ПС 220 кВ Могоча и ПС 220 кВ Сковородино были установлены регистраторы системы мониторинга переходных режимов (СМПР), предназначенные для сбора в реальном времени информации о параметрах электроэнергетического режима энергосистемы. Также во время испытаний были задействованы регистраторы СМПР, установленные на .

В ходе испытаний проведены три опыта в режиме параллельной синхронной работы ОЭС Востока и ОЭС Сибири с регулированием перетока активной мощности в контролируемом сечении «Сковородино – Ерофей Павлович тяговая» от 20 до 100 МВт в направлении ОЭС Сибири. Параметры электроэнергетического режима во время проведения опытов фиксировались регистраторами СМПР и средствами оперативно-информационного комплекса (ОИК), предназначенного для приема, обработки, хранения и передачи телеметрической информации о режиме работы энергетических объектов в реальном времени.

Управление электроэнергетическим режимом при параллельной работе ОЭС Востока с ОЭС Сибири осуществлялось путем регулирования перетока активной мощности с помощью Центральной системы автоматического регулирования частоты и перетоков мощности (ЦС АРЧМ) ОЭС Востока, к которой подключены Зейская ГЭС и Бурейская ГЭС, а также диспетчерским персоналом ОДУ Востока.

В рамках испытаний была обеспечена кратковременная параллельная синхронная работа ОЭС Сибири и ОЭС Востока. При этом экспериментально были определены параметры настройки ЦС АРЧМ ОЭС Востока, работавшей в режиме автоматического регулирования перетока мощности с коррекцией по частоте по сечению «Сковородино – Ерофей Павлович/т», обеспечивающие устойчивую параллельную работу ОЭС Востока и ОЭС Сибири.

«Полученные результаты подтвердили возможность кратковременного включения на параллельную работу ОЭС Востока и ОЭС Сибири при переносе точки раздела между энергообъединениями с подстанции 220 кВ Могоча. При оснащении всех ПС 220 кВ транзита Ерофей Павлович – Могоча – Холбон средствами синхронизации станет возможным переносить точку раздела между ОЭС Сибири и ОЭС Востока без кратковременного перерыва в электроснабжении потребителей с любой подстанции транзита, что существенно повысит надежность электроснабжения забайкальского участка Транссибирской железнодорожной магистрали», – отметила Наталья Кузнецова, главный диспетчер ОДУ Востока.

По итогам испытаний будет проведен анализ полученных данных и разработаны мероприятия по повышению надежности работы энергосистемы в условиях перехода на кратковременную параллельную синхронную работу ОЭС Сибири и ОЭС Востока.

2.1. Характеристика структуры Единой энергетической системы России

Что такое ЕЭС России?

Единая энергетическая система России - развивающийся в масштабе всей страны высокоавтоматизированный комплекс электростанций, электрических сетей и объектов электросетевого хозяйства, объединенных единым технологическим режимом и централизованным оперативно-диспетчерским управлением.

ЕЭС России - крупнейшее в мире синхронно работающее электроэнергетическое объединение, охватывающее с запада на восток около 7 тыс. км и с севера на юг – более 3 тыс. км.

ЕЭС России обеспечивает надежное, экономичное и качественное электроснабжение отраслей экономики и населения Российской Федерации, а также поставки электроэнергии в энергосистемы зарубежных государств.

Развитие ЕЭС России и его современная структура

Развитие ЕЭС России происходило путем поэтапного объединения и организации параллельной работы региональных энергетических систем, формирования межрегиональных объединенных энергосистем (ОЭС) и их последующего объединения в составе Единой энергетической системы.

Переход к такой форме организации электроэнергетического хозяйства был обусловлен необходимостью более рационального использования энергетических ресурсов, повышения экономичности и надежности электроснабжения страны.

На конец 2005 г. в составе ЕЭС России параллельно работали шесть объединенных энергосистем (см. рис. 2.1) - Северо-Запада, Центра, Средней Волги, Урала, Юга, Сибири. ОЭС Востока, включающая 4 региональные энергосистемы Дальнего Востока, работает раздельно от ОЭС Сибири. Точки раздела между этими объединенными энергосистемами находятся на транзитной высоковольтной линии (ВЛ) 220 кВ «Читаэнерго» – «Амурэнерго» и устанавливаются оперативно в зависимости от складывающегося баланса обоих энергообъединений .

Опыт более чем 40 летней работы ЕЭС России показал, что создание целостной единой системы, несмотря на относительную слабость сетевых связей Европейская часть России - Сибирь и Сибирь – Дальний Восток, дает ощутимую экономию затрат на производство электроэнергии за счет эффективного управления перетоками электрической энергии и способствует надежному энергоснабжению страны.

ОЭС Северо-Запада

В составе ОЭС Северо-Запада работают энергообъекты, расположенные на территориях г. Санкт-Петербурга, Мурманской, Калининградской, Ленинградской, Новгородской, Псковской, Архангельской областей, республик Карелия и Коми. ОЭС обеспечивает синхронную параллельную работу ЕЭС России с энергосистемами стран Балтии и Белоруссии, а также несинхронную параллельную работу (через конвертор) с энергосистемой Финляндии и экспорт электроэнергии в страны, входящие в объединение энергосистем Скандинавии НОРДЕЛ (Дания, Финляндия, Норвегия, Швеция).

Отличительными особенностями ОЭС Северо-Запада являются:

  • протяженные (до 1000 км) одноцепные транзитные ВЛ 220 кВ (Вологда - Архангельск – Воркута) и 330 кВ (Санкт-Петербург – Карелия – Мурманск);
  • большая доля электростанций, работающих в базовом режиме (крупные АЭС и ТЭС), обеспечивающие около 90% суммарной выработки электроэнергии в ОЭС. В связи с чем регулирование неравномерности суточного и сезонного суммарных графиков электропотребления ОЭС происходит, в основном, за счет межсистемных перетоков мощности. Это приводит к реверсивной загрузке внутри-и межсистемных транзитных линий 220-750 кВ практически до максимально допустимых величин.

ОЭС Центра

ОЭС Центра является наиболее крупной (по сосредоточенному в ней производственному потенциалу) объединенной энергосистемой в ЕЭС России. В составе ОЭС Центра работают энергообъекты, расположенные на территориях г. Москвы, Ярославской, Тверской, Смоленской, Московской, Ивановской, Владимирской, Вологодской, Костромской, Нижегородской, Рязанской, Тамбовской, Брянской, Калужской, Тульской, Орловской, Курской, Белгородской, Воронежской и Липецкой областей, а генерирующие мощности электростанций объединения составляют около 25% от суммарной генерирующей мощности ЕЭС России.

Отличительными особенностями ОЭС Центра являются:

  • ее расположение на стыке нескольких ОЭС (СевероЗапада, Средней Волги, Урала и Юга), а также энергосистем Украины и Белоруссии;
  • самая высокая в ЕЭС удельная доля атомных электростанций в структуре генерирующей мощности;
  • большое количество крупных узлов электропотребления, связанных с предприятиями черной металлургии, а также крупных промышленных городских центров (Вологодско-Череповецкий, Белгородский, Липецкий, Нижегородский);
  • наличие крупнейшей в России Московской энергосистемы, которая предъявляет повышенные требования к обеспечению надежности режимов энергоснабжения и отличается в настоящее время высокими темпами и большой величиной прироста электропотребления;
  • необходимость широкого привлечения энергоблоков тепловых электростанций к процессу регулирования частоты и перетоков мощности для повышения гибкости управления режимами и надежности ОЭС.

ОЭС Средней Волги

В составе ОЭС Средней Волги работают энергообъекты, расположенные на территориях Пензенской, Самарской, Саратовской, Ульяновской областей, Мордовской, Татарской, Чувашской и Марийской республик.

ОЭС располагается в Центральной части ЕЭС России и граничит с ОЭС Центра и Урала, а также с энергосистемой Казахстана. ОЭС обеспечивает транзитную передачу мощности - до 4300 МВт с востока на запад и до 3800 МВт с запада на восток, что позволяет наиболее эффективно использовать в течение суток генерирующие мощности как самого объединения, так и ОЭС Центра, Урала и Сибири.

Отличительной особенностью ОЭС Средней Волги является значительная доля гидрогенерирующих мощностей (ГЭС Волжско-Камского каскада ), что позволяет оперативно изменять генерацию в широком диапазоне до 4880 МВт, обеспечивая как регулирование частоты в ЕЭС России, так и поддержание величины транзитных перетоков с ОЭС Центра, Урала и Сибири в заданных пределах.

ОЭС Урала

ОЭС Урала образована из энергообъектов, расположенных на территориях Свердловской, Челябинской, Пермской, Оренбургской, Тюменской, Кировской, Курганской областей, Удмуртской и Башкирской республик. Их объединяет более 106 тысяч километров линий электропередачи (четверть суммарной протяженности ВЛ ЕЭС России) напряжением 500-110 киловольт, расположенных на территории площадью почти 2,4 миллиона квадратных километров. В составе ОЭС Урала работают 106 электростанций, суммарная установленная мощность которых составляет свыше 42 тыс. МВт или 21,4% от суммарной установленной мощности электростанций ЕЭС России. ОЭС расположена в центре страны, на стыке ОЭС Сибири, Центра Средней Волги и Казахстана.

Отличительными особенностями ОЭС Урала являются:

  • сложная многокольцевая сеть 500 кВ, в которой ежедневно от двух до восьми ВЛ 500 кВ отключены для планового или аварийного ремонта, а также резерв по напряжению;
  • значительные суточные колебания величины электропотребления с вечерним спадом (скорость до 1200 МВт. час) и утренним ростом (скорость до 1400 МВт. час), вызванные высокой долей промышленности в потреблении Урала;
  • большая доля высокоманевренного блочного оборудования ТЭС (58% от установленной мощности), которое позволяет ежедневно изменять суммарную загрузку электростанций ОЭС Урала в диапазоне от 5000 до 7000 МВт и отключать в резерв на выходные дни и в праздники от двух до десяти энергоблоков суммарной мощностью от 500 до 2000 МВт. Это позволяет регулировать межсистемные перетоки с ОЭС Центра, Средней Волги, Сибири и Казахстана и обеспечивать надежное электроснабжение потребителей Урала.

ОЭС Юга

В составе ОЭС Юга работают энергообъекты, расположенные на территории Краснодарского, Ставропольской краев, Волгоградской, Астраханской, Ростовской областей, Чеченской, Ингушской, Дагестанской, Кабардино-Балкарской, Калмыкской, Северо-Осетинской и Карачаево-Черкесской республик. ОЭС обеспечивает параллельную работу ЕЭС России с энергосистемами Украины, Азербайджана и Грузии.

Отличительными особенностями ОЭС Юга являются:

    исторически сложившаяся схема электрической сети на базе ВЛ 330-500 кВ, протянувшихся с северо-запада на юго-восток вдоль Кавказского хребта по районам с интенсивным гололедообразованием, особенно в предгорьях;

    неравномерность стока рек Северного Кавказа (Дон, Кубань, Терек, Сулак), которая оказывает существенное влияние на баланс электроэнергии, приводя к дефициту электроэнергии зимой, с соответствующей загрузкой электрической сети в направлении запад-восток, и профициту в летний период, с загрузкой в обратном направлении;

    самая большая (по сравнению с другими ОЭС) доля коммунально-бытовой нагрузки в структуре электропотребления, что приводит к резким скачкам потребления электроэнергии при температурных изменениях.

ОЭС Сибири

ОЭС Сибири - наиболее территориально протяженное объединение в ЕЭС России, охватывающее территорию от Омской области в Западной Сибири до Читинской области в Восточной Сибири. В составе ОЭС работают энергообъекты, расположенные на территориях Алтайского, Красноярского краев, Омской, Томской, Новосибирской, Кемеровской, Иркутской, Читинской областей, республик Хакасия, Бурятия и Тыва. «Таймырэнерго» работает изолированно. В ОЭС объединены около 87 тыс. километров ВЛ напряжением 1150 –110 киловольт и более 46 ГВт генерирующих мощностей электростанций, более 50% из которых составляют мощности ГЭС.

ОЭС Сибири было образовано с нуля за короткий исторический срок. Одновременно с сооружением мощных и эффективных каскадов ГЭС и строительством крупных ГРЭС на базе дешевых бурых углей открытой добычи создавались крупные территориальнопромышленные комплексы (Братский, Усть-Илимский, Саянский, Канско-Ачинский топливно-энергетический комплекс - КАТЭК). Следующим шагом стало сооружение высоковольтных линий электропередач, создание районных энергетических систем за счет объединения электросетями мощных электростанций, а затем – образование ОЭС Сибири.

Отличительными особенностями ОЭС Сибири являются:

    уникальная структура генерирующей мощности, более 50% которой составляют гидроэлектростанции с водохранилищами многолетнего регулирования и запасами порядка 30 млрд кВт.ч на период длительного маловодья. При этом ГЭС Сибири производят почти 10% объема выработки электроэнергии всеми электростанциями ЕЭС России;

    значительные естественные колебания годового стока рек Ангаро-Енисейского бассейна, энергетический потенциал которого составляет от 70 до 120 млрд кВт.ч, при плохой прогнозируемости водности рек даже в краткосрочной перспективе;

    использование пиковой мощности ГЭС Сибири в регулировании нагрузки Европейской части ОЭС и регулирование годовой неравномерности энергоотдачи ГЭС по водотоку резервами ТЭС Урала и Центра. С этой целью было осуществлено строительство ВЛ 500 кВ и 1150 кВ по транзиту Сибирь - Казахстан – Урал – Средняя ВолгаЦентр с планируемым реверсом мощности до 3–6 млн. кВт.

ОЭС Дальнего Востока

На территории Дальнего Востока и Крайнего Севера работают энергообъекты, расположенные в Приморском, Хабаровском краях, Амурской, Камчатской, Магаданской, Сахалинской областях и Республике Саха (Якутия). Из них энергообъекты, расположенные на

территориях Амурской области, Хабаровского и Приморского краев и Южно-Якутского энергорайона Республики Саха (Якутия) объединены межсистемными линиями электропередачи 500 и 220 кВ, имеют единый режим работы и образуют ОЭС Востока.

ОЭС Востока работает изолированно от ЕЭС России, а ее отличительными особенностями являются:

    преобладание в структуре генерирующих мощностей тепловых электростанций (более 70% от установленной мощности), имеющих ограниченный диапазон регулирования;

    ограниченные возможности использования регулировочных диапазонов Зейской и Бурейской ГЭС изза необходимости обеспечения судоходства на реках Зея и Амур;

    размещение основных генерирующих источников в северо-западной части, а основных районов потребления - на юго-востоке ОЭС;

    одна из самых высоких в ЕЭС России (почти 21%) доля коммунально-бытовой нагрузки в электропотреблении;

    протяженные линии электропередачи.

Связи ЕЭС России с энергосистемами зарубежных стран

На конец 2005 года параллельно с ЕЭС России работали энергосистемы Белоруссии, Эстонии, Латвии, Литвы, Грузии, Азербайджана, Казахстана, Украины, Молдавии и Монголии. Через энергосистему Казахстана параллельно с ЕЭС России работали энергосистемы Центральной Азии - Узбекистана, Киргизии и Таджикистана.

Структура внутренних и внешних связей ЕЭС России представлена на рис. 2.2.

Параллельная работа ЕЭС России с энергосистемами соседних стран дает реальные преимущества, связанные с совмещением графиков электрической нагрузки и резервов мощности, и позволяет осуществлять взаимный обмен (экспорт/импорт) электроэнергии между этими энергосистемами (см. разд. 3.4).

Кроме того, совместно с ЕЭС России через устройства Выборгского преобразовательного комплекса работала энергосистема Финляндии, входящая в объединение энергосистем Скандинавии . От электрических сетей России осуществлялось также электроснабжение выделенных районов Норвегии и Китая.

2.2. Оперативно-диспетчерское управление в ЕЭС России

ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» - высший орган оперативно-диспетчерского

Управление таким большим синхронно работающим объединением, каким является ЕЭС России, представляет собой сложнейшую инженерную задачу, не имеющую аналогов в мире.

Для ее решения в России создана многоуровневая иерархическая система оперативно-диспетчерского управления (см. разд. 1.1), включающая: Системный оператор - Центральное диспетчерское управление (далее также СО-ЦДУ ЕЭС); семь территориальных объединенных диспетчерских управлений (ОДУ или СО-ОДУ)– в каждой из семи ОЭС; региональные диспетчерские управления (РДУ или СО-РДУ); пункты управления электростанций и предприятий электрических сетей; оперативно-выездные бригады.

Задачи и функции ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС»

ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» осуществляет централизованное оперативно-технологическое управление Единой энергетической системой России.

Основными задачами ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» являются:

  • обеспечение системной надежности в условиях развивающихся конкурентных отношений в электроэнергетике;
  • обеспечение соблюдения установленных технологических параметров функционирования электроэнергетики и стандартных показателей качества электрической энергии;
  • создание условий для эффективного функционирования рынка электроэнергии (мощности) и обеспечения исполнения обязательств субъектов электроэнергетики по договорам, заключаемым на оптовом рынке электрической энергии и розничных рынках. ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» выполняет в рамках ЕЭС России следующие функции:
  • прогнозирование и обеспечение сбалансированности производства и потребления электроэнергии;
  • планирование и принятие мер по обеспечению необходимого резерва мощности на загрузку и разгрузку электростанций;
  • оперативное управление текущими режимами, осуществляемое диспетчерским персоналом;
  • использование автоматического управления нормальными и аварийными режимами;
  • осуществление безопасного функционирования, предотвращение развития и ликвидация аварийных ситуаций в энергосистемах и ЕЭС России в целом.

Стратегические задачи по оптимизации режимов работы ЕЭС России

Кроме того, органами диспетчерского управления с участием других инфраструктурных организаций электроэнергетики решаются стратегические задачи по оптимизации режимов работы ЕЭС России в среднесрочном и долгосрочном периодах, включая:

    прогнозирование потребления мощности и электроэнергии и разработка балансов мощности и электроэнергии;

    определение пропускных способностей сечений электрической сети ЕЭС;

    оптимизация использования энергоресурсов и проведения капитальных ремонтов генерирующего оборудования;

    обеспечение выполнения расчетов электрических режимов, статической и динамической устойчивости;

    централизованное управление технологическими режимами работы устройств и систем релейной защиты, автоматики и противоаварийной автоматики межсистемных и основных системообразующих линий электропередачи, шин, трансформаторов и автотрансформаторов связи основных классов напряжений (выполнение расчетов токов короткого замыкания, выбор параметров настройки устройств релейной защиты и автоматики (РЗА) и противоаварийной автоматики (ПА));

    распределение функций оперативно-диспетчерского управления оборудованием и линиями электропередачи, подготовку оперативно-технической документации;

    разработка схем и режимов для характерных периодов года (осенне-зимний максимум, период паводка и др.), а также в связи с вводом новых объектов и расширением состава параллельно работающих энергосистем;

    согласование графиков ремонтов основного оборудования электростанций, линий электропередачи, оборудования подстанций, устройств РЗ и ПА;

    решение всего комплекса вопросов обеспечения надежности электроснабжения и качества электроэнергии, внедрения и совершенствования средств диспетчерского управления и систем автоматического управления режимами.

Автоматизированная система диспетчерского управления

Для решения задач планирования, оперативного и автоматического управления используется развитая компьютерная автоматизированная система диспетчерского управления (АСДУ), представляющая иерархическую сеть диспетчерских центров обработки данных СО-ЦДУ, СО-ОДУ и СО-РДУ, связанных между собой и с энергообъектами (электростанциями, подстанциями) каналами телемеханики и связи. Каждый диспетчерский центр оснащен мощной компьютерной системой, обеспечивающей в реальном времени автоматический сбор, обработку и отображение оперативной информации о параметрах режима работы ЕЭС России, состояния электрической сети и основного энергооборудования, позволяющей диспетчерскому персоналу соответствующего уровня управления осуществлять оперативный контроль и управление работой ЕЭС России, а также решение задач планирования и анализа режимов, мониторинга участия электростанций в первичном и вторичном регулировании частоты электрического тока.

Система противоаварийной автоматики- важнейшее средство поддержания надежности и живучести ЕЭС России

Важнейшим средством поддержания надежности и живучести ЕЭС России является многоуровневая система противоаварийной автоматики, не имеющая аналогов в зарубежных электрообъединениях. Эта система предотвращает и локализует развитие системных аварий путем:

  • автоматического предотвращения нарушения устойчивости;
  • автоматической ликвидации асинхронного режима;
  • автоматического ограничения снижения и повышения частоты;
  • автоматического ограничения снижения и повышения напряжения;
  • автоматической разгрузки оборудования.

Устройства противоаварийной и режимной автоматики размещаются на энергообъектах (локальные комплексы) и на диспетчерских центрах ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» (централизованные системы противоаварийной автоматики, обеспечивающие координацию работы локальных комплексов).


Шаги по дальнейшей оптимизации системы оперативно-диспетчерского управления в ЕЭС России в условиях реформирования электроэнергетики России

В условиях реформирования и реорганизации АОэнерго важнейшей задачей ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» является сохранение функций оперативно-диспетчерского управления, что требует налаживания новых технологических взаимоотношений с вновь образуемыми компаниями отрасли.

С этой целью в 2005 г. было заключено Соглашение между Системным оператором и ОАО «ФСК ЕЭС» (Федеральной сетевой компанией, см. раздел 1) о временном сохранении существующей схемы оперативно-диспетчерского управления объектами Единой национальной электрической сети (ЕНЭС) и порядка организации безопасного производства работ при выделении из состава региональных электросетевых компаний и передаче объектов ЕНЭС в ремонтно-эксплуатационное обслуживание ФСК.

Также в 2005 г. в процессе проводимой работы по перераспределению функций диспетчеризации сетей ЕЭС России совместно с ОАО «ФСК ЕЭС» разработаны и согласованы основные критерии отнесения ВЛ 110 кВ и выше к объектам диспетчеризации.

Подготовлена и выполняется Программа организационно-технических мероприятий по приему в диспетчерское управление или диспетчерское ведение диспетчера РДУ ВЛ 220 кВ, оборудования, устройств ПА, РЗА и систем диспетчерско-технологического управления (СДТУ) сетей, относящихся к ЕНЭС. В 2005 г. Системным оператором приняты в диспетчерское управление 70 ВЛ 220 кВ.

В рамках оптимизации системы оперативно-диспетчерского управления, разработана и введена в действие Целевая организационно-функциональная модель оперативно-диспетчерского управления ЕЭС России. В соответствии с данной моделью разработан пилотный проект укрупнения операционной зоны Филиала ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» — Смоленское РДУ, предусматривающий проведение комплекса организаци

онно-технических мероприятий по передаче функций оперативно-диспетчерского управления объектами диспетчеризации на территории Брянской и Калужской областей Филиалу ОАО «СО - ЦДУ ЕЭС» – Смоленское РДУ .

В 2005 году проводилась работа по оптимизации схемы передачи диспетчерских команд на энергообъекты при производстве оперативных переключений. Из схемы прохождения диспетчерских команд исключены промежуточные звенья, что является фактором повышения надежности управления режимами ЕЭС. По состоянию на 31.12.2005 г. из 1514 ВЛ 220 кВ и выше, находящихся в диспетчерском управлении диспетчерских центров ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС», реализована прямая схема передачи команд «диспетчер - энергообъект» по управлению 756 линиями (49,9% от их общего числа).

2.3. Основные показатели работы ЕЭС России в 2005 году

Максимум нагрузки электростанций и максимум потребляемой мощности в ЕЭС России и Российской Федерации

Годовой максимум нагрузки электростанций ЕЭС России зафиксирован в 18-00 27.12.2005 г. и составил 137,4 тыс. МВт при частоте электрического тока 50,002 Гц. Годовой максимум нагрузки электростанций Российской Федерации достиг 143,5 тыс. МВт.


Участие генерирующих мощностей различного типа в покрытии графика нагрузки в период максимальных нагрузок представлено на рис. 2.3 для декабрьских суток 2004 и 2005 гг.

Максимум потребляемой мощности по Российской Федерации в 2005 г. составил 141,6 млн. кВт (прирост к 2004 г. 1,4%), по ЕЭС России - 134,7 млн. кВт (+1,7%), по ОЭС Центра – 36,2 млн. кВт (+0,7%), по ОЭС Средней Волги – 12,9 млн. кВт (+0,7%), по ОЭС Урала – 33,4 млн. кВт (+3,1%), по ОЭС Северо-Запада – 13,3 млн. кВт (+1,2%), по ОЭС Юга – 11,9 млн. кВт (-0,6%), по ОЭС Сибири – 29,5 млн. кВт (+0,7%), по ОЭС Востока – 4,8 млн. кВт (-0,3%).

Показатели фактической частоты электрического тока в ЕЭС России

Единая энергосистема России в 2005 г. 100% календарного времени работала с нормативной частотой электрического тока, определенной ГОСТом (см. рис. 2.4). Кроме того, в 2005 г. 100% времени частота электрического тока в энергообъединении ЕЭС России, стран СНГ и Балтии поддерживалась в пределах, установленных приказом ОАО РАО «ЕЭС России» от 18.09.2002 №524 «О повышении качества регулирования частоты электрического тока в ЕЭС России» и Стандартом ОАО РАО «ЕЭС России» «Правила предотвращения развития и ликвидации нарушений нормального режима электрической части энергосистем».

Утяжеление условий регулирования переменной части суточных графиков нагрузки в Европейской части ЕЭС России - тенденция последних лет

В течение 2005 г. сохранялась тенденция последних лет

Разуплотнение суточных графиков нагрузки потребителей Европейской части России. Особенно это характерно для суточных графиков электропотребления ОЭС Центра, Средней Волги и Северо-Запада. Условия покрытия суточных графиков нагрузки перечисленных ОЭС и Европейской части ЕЭС России в большей степени зависят от структуры генерирующих мощностей. Вместе с тем, общий регулировочный диапазон нагрузки электростанций ЕЭС уменьшается из-за продолжающегося в последние годы снижения доли КЭС с поперечными связями из-за старения и демонтажа этого типа оборудования, увеличения установленной мощности АЭС, а также относительно небольшой доли ГЭС и наличия всего одной ГАЭС в структуре генерирующих мощностей ОЭС Европейской части ЕЭС России. Практически во всех ОЭС это привело к утяжелению условий регулирования переменной части суточных графиков нагрузки, особенно в выходные и праздничные дни. Регулирование суточных графиков обеспечивается за счет более глубокой ночной разгрузки энергоблоков ТЭС, а также останова их в резерв на выходные и праздничные дни. В отдельные дни 2005 г. из-за недостаточности регулировочного диапазона возникала необходимость частичной разгрузки энергоблоков АЭС вплоть до вывода их в резерв.

Большие потенциальные возможности ГЭС ОЭС Сибири в регулировании переменной части графика нагрузки ЕЭС России по-прежнему не могут быть использованы по причине значительных расстояний и слабых электрических связей со смежными ОЭС.

Устойчивость работы ЕЭС России и основные крупные технологические нарушения

В 2005 г. Единая энергетическая система работала устойчиво.

Системная надежность ЕЭС России была обеспечена, несмотря на наличие технологических нарушений в работе предприятий отрасли и энергосистем.

Среди наиболее значимых нарушений можно отметить следующие:

1) 25.05.2005 г.,в результатеналожения ряда факторов произошла авария, развитие которой привело к отключению большого количества потребителей в г. Москве, Московской, Тульской, Калужской областях и отключению ряда потребителей в Рязанской, Смоленской и Орловской областях суммарной нагрузкой 3500 МВт;

2) 27.07.2005 г., в условиях ремонтной схемы в результате отключения двух ВЛ 110 кВ и последующего отключения из-за наброса мощности и нарушения устойчивости действием АЛАР двух ВЛ 220 кВ ПермскоЗакамский энергоузел выделялся на изолированную работу с дефицитом мощности, кратковременным снижением частоты до 46,5 Гц и обесточением потребителей действием АЧР суммарной нагрузкой 400 МВт;

3) 07.08.2005 г., в условиях ремонтной схемы в сети 220 кВ Кубанской энергосистемы произошло отключение ВЛ 220 кВ и 110 кВ. Отключились двухцепная ВЛ 220 кВ действием ПА и оставшиеся линии транзита 110 кВ по Черноморскому побережью защитой от перегруза. При этом был обесточен Сочинский энергорайон с нагрузкой 280 МВт;

4) В период с 16 по 17 сентября 2005 г. в западных районах Читинской области из-за неблагоприятных погодных условий с резким понижением температуры наружного воздуха, усилением ветра до 30 м/с, выпадением обильных осадков в виде дождя и мокрого снега с налипанием и гололедообразованием на проводах и конструкциях опор ВЛ произошли многочисленные обрывы проводов с повреждением опор. В результате произошло отключение четырех ВЛ 220 кВ, что привело к выделению Читинской энергосистемы на несинхронную работу и погашению трех подстанций 220 кВ с обесточением населенных пунктов, подстанций тягового транзита и сбою в движении поездов Забайкальской железной дороги;

5) С 18 по 20 ноября 2005 г. при неблагоприятных погодных условиях (сильный ветер, мокрый снег) в ОАО «Ленэнерго» происходили массовые отключения ВЛ 6-220 кВ. В результате нарушалось электроснабжение 218 населённых пунктов, в том числе полностью обесточивались районные центры Мга (с населением 9 тыс. чел.), Всеволожск (с населением 43 тыс. чел.), Кировск (с населением 50 тыс. чел.), Никольское (с населением 17 тыс. чел.), Шлиссельбург (с населением 10 тыс. чел.) с нагрузкой 140 МВт.

2.4. Основные проблемы и диспропорции в функционировании ЕЭС России

Основные проблемы ЕЭС России

Наличие в Европейской части ЕЭС большой доли ТЭЦ и АЭС с низкими маневренными возможностями, сосредоточение маневренных ТЭС и гидростанций в ОЭС Урала, Средней Волги и Сибири обуславливает значительный диапазон изменения перетоков мощности на связях Центр - Средняя Волга – Урал при покрытии графиков потребления. Повышение пропускной способности транзита Центр – Средняя Волга – Урал за счет строительство ряда линий системообразующей сети 500 кВ позволит сократить ограничения по передаче мощности по основным контролируемым сечениям, повысить надежность параллельной работы Европейской и Уральской частей ЕЭС России.

Актуальна задача повышения надежности работы Саратовско-Балаковского энергоузла и усиление схемы выдачи мощности Балаковской АЭС за счет усиления транзита ОЭС Средней Волги - ОЭС Юга.

Строительство новых линий транзита Урал - Средняя Волга позволит повысить надежность энергоснабжения Южного Урала и выдачи мощности Балаковской АЭС. Необходимо также усиление транзитов в Северо-Западном регионе ЕЭС России и его связи с ОЭС Центра на напряжении 750 кВ. Сетевые решения увеличат пропускную способность сечения Северо-Запад – Центр и ликвидируют запертую мощность в Кольской энергосистеме.

Основные проблемы регионов

Территория г. Москвы и Московской области

Рост потребления мощности в регионе, предельные нагрузки в распределительной сети 110 кВ, ограничение передачи мощности из сети 500 кВ в сеть более низкого напряжения из-за недостатка автотрансформаторных связей обуславливают необходимость усиления сети 220-110 кВ, строительства новых и реконструкции существующих подстанций с увеличением их трансформаторной мощности, а также ввода дополнительных маневренных мощностей.

Территория Нижегородской области

Усиление сети 220 кВ Нижегородской энергосистемы, строительство маневренных мощностей позволят повысить надёжность электроснабжения потребителей при аварийных отключениях в сети 500 кВ.

Территория Калужской и Брянской областей

Калужская и Брянская энергосистемы являются дефицитными. Ввод новой генерирующей мощности с привязкой к сети 220 кВ позволит обеспечить надежное электроснабжение потребителей.

Территория Саратовской области

Ограничена выдача мощности энергоблока №1 Балаковской АЭС в ремонтных схемах. Усиление сети 500-220 кВ Балаковско - Саратовского узла позволят повысить пропускную способность связей между Саратовской энергосистемой и ОЭС Средней Волги на 500-600 МВт.

Территория г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области

Актуально повышение надежности электроснабжения севера Ленинградской области, г.Санкт-Петербурга и поставок электроэнергии в Финляндию в связи с высокой загрузкой внутрисистемных сетей 220-330 кВ. Существуют также ограничения выдачи мощности Ленинградской АЭС в ремонтных схемах. Необходима реконструкция существующих и строительство новых электросетевых объектов.

ОЭС Юга

Для обеспечения надежной выдачи мощности второго энергоблока Волгодонской АЭС необходимо увеличение пропускной способности сети Ростовской и Ставропольской энергосистем, за счет строительства новых линий системообразующей сети. Активный рост потребления в Кубанской энергосистеме, передача мощности в дефицитную Астраханскую энергосистему вызывают появление ограничений во внутрисистемных сетях, которые могут быть устранены вводом генерирующих мощностей в энергосистемах.

Требуется повышение надежности работы межгосударственного транзита ОЭС Юга - Азербайджанская энергосистема, электроснабжения потребителей Дагестанской энергосистемы и Чеченской республики.

ОЭС Урала

Необходимо увеличение пропускной способности связей с ЕЭС России Березниковско-Соликамского и Пермско-Закамского энергорайонов Пермской энергосистемы, Западного и Северного энергорайонов Оренбургской энергосистемы, Северного, Ноябрьского, Когалымского, Нефтюганского, Нижневартовского энергорайонов Тюменской энергосистемы, Кропачево

Златоустовского района Челябинской энергосистемы, Серово – Богословского района Свердловской энергосистемы, Кировской энергосистемы.

Высокие темпы роста потребления (развитие металлургических и алюминиевых производств, освоение Приполярного Урала) обуславливают необходимость повышения пропускной способности сети и ввода новых мощностей.

Для устранения дефицитов в отдельных районах и формирования перспективного резерва мощности необходим ввод генерирующей мощности на ряде площадок Тюменской, Свердловской, Челябинской энергосистем. Необходимо электросетевое строительство, установка средств компенсации реактивной мощности.

ОЭС Сибири

Активное развитие потребления при наличии сетевых ограничений характеризуют режим работы Томской энергосистемы и Южного района Кузбасской энергосистемы. В указанных районах необходим ввод генерирующих мощностей и электросетевое строительство.

ОЭС Востока

Ограничена выдача мощности Зейской ГЭС и снижена надежность электроснабжения потребителей Транссибирской магистрали в Амурской энергосистеме. Недостаточная надежность электроснабжения потребителей г. Владивосток и г. Находка в Дальэнерго. Наличие ограничений передачи мощности на связях Хабаровской энергосистемы и Дальэнерго, выдачи мощности Хабаровской ТЭЦ-3 приводит к снижению надежности электроснабжения г.Хабаровска. Существует проблема обеспечения надежного электроснабжения потребителей Совгаваньского энергоузла. Необходимо осуществить строительство ряда линий системообразующей сети, провести реконструкцию существующих и строительство новых подстанций.

1 В нормальных условиях точка раздела находится в «Амурэнерго», а при дефиците мощности в «Читаэнерго» точка раздела переносится в «Читаэнерго».

2 26% суммарной установленной мощности в ОЭС Средней Волги и около 15% суммарной установленной мощности гидроэлектростанций ЕЭС России.

3 Северная синхронная зона (NORDEL) - энергообъединение стран Северной Европы (Швеции, Норвегии, Дании, Финляндии и Исландии). Западная (континентальная) часть энергосистемы Дании работает параллельно с Западной синхронной зоной UCTE, а восточная – с NORDEL, а энергосистема Исландии работает автономно.

4 Приказом ОАО РАО «ЕЭС России» от 30.01.2006 №68 «Об утверждении целевой организационно-функциональной модели оперативно-диспетчерского управления ЕЭС России».

5 Мероприятия по оптимизации функций оперативно-диспетчерского управления в операционной зоне ОДУ Центра проводятся на основании Приказа ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» от 26.12.2005 № 258/1.

6 Указан по параллельно работающим энергосистемам объединенной энергосистемы.

7 Электростанции, на которых все котлы работают на общий коллектор свежего пара, из которого питаются все паровые турбины.

8 АЛАР - автоматика ликвидации асинхронного режима.

9 АЧР - автоматика частотной разгрузки.

Ростехнадзор выпустил Акт расследования причин системной аварии, произошедшей 1 августа 2017 года в Объединенной энергосистеме Востока (ОЭС Востока), аварии, оставившей без электричества свыше 1,7 миллиона человек сразу в нескольких регионах Дальневосточного федерального округа.

В Акте перечислены все основные участники событий, десятки признаков аварии, технических обстоятельств, организационных недостатков, случаев невыполнения команды диспетчера и фактов ненадлежащей эксплуатации оборудования, ошибок проектирования и нарушений требований нормативных правовых актов, показывает, что главной и по сути единственной причиной произошедшего стало несогласованное функционирование элементов энергосистемы . Эта же причина лежит в основе большинства системных аварий.

Линия 500 кВ под Хабаровском была в ремонте, 1 августа в 22 по местному времени произошло отключение на негабарит (замыкание при прохождении негабаритного груза под проводами) линии 220 кВ Федеральной сетевой компании (ФСК). Затем произошло отключение второй ЛЭП 220 кВ. Причина - неправильная настройка релейной защиты и автоматики (РЗА), она не учитывала возможность работы ЛЭП с такой нагрузкой. Отключение второй ЛЭП 220 кВ привело к разделению ОЭС Востока на две части. После этого некорректно сработала автоматика регулирования мощности на электростанции «РусГидро», что спровоцировало дальнейшее развитие аварии и ее масштаб. Итог - отключения нескольких ЛЭП, в том числе и тех, которые ведут в Китай.

— Сработала защита, противоаварийная автоматика, ряд энергообъектов вышел из строя. Изменились параметры работы шести станций. Распределительные сети пострадали, - рассказала «РГ» представитель АО «ДВ распределительная сетевая компания» Ольга Амельченко.

В результате единая энергетическая система юга Дальнего Востока разделилась на две изолированные части: избыточную и дефицитную. Отключения произошло и в той, и в другой. В избыточной сработала защита генерирующего и электросетевого оборудования, а в дефицитной - автоматическая частотная разгрузка.

Официальной причиной инцидента стало «несогласованное функционирование элементов энергосистемы».

Согласно акту расследования Ростехнадзора основные причины аварии - «излишняя работа устройств релейной защиты, некорректная работа систем автоматического регулирования генерирующего оборудования, недостатки использованного разработчиком алгоритма функционирования противоаварийной автоматики в сети 220 кВ, недостатки эксплуатации электросетевого оборудования».

Случившееся 1 августа было даже не аварией, а чередой аварий. В 2012 году было 78 системных аварий, за восемь месяцев 2017 года — всего 29. Крупных аварий стало меньше, но, к сожалению, они стали масштабнее. В 2017 году произошло пять таких аварий с масштабными последствиями — разделением энергосистемы на изолированные части, отключением большого объема генерации и массовым прекращением электроснабжения.

Основная проблема в том, что в отрасли нет обязательных требований к параметрам оборудования и их согласованной работе в составе Единой национальной энергосистемы. Накопилась некая критическая масса, которая и привела к последним масштабным авариям.

Незначительная неполадка, которая могла быть устранена в кратчайшие сроки, переросла в крупный инцидент с общесистемными последствиями. На каждом этапе ситуация усугублялась неверными действиями автоматики, спроектированной и настроенной людьми. Она реагировала некорректно.

Одной из основных причин аварий в энергосистеме России зам.министра энергетики РФ Андрей Черезов назвал несогласованную работу оборудования, деятельность фактически ни на какую нормативную базу не опиралась, в итоге оказалось, что разное оборудование в энергосистеме зачастую работает несогласованно.

Новый «кодекс» работы электроэнергетики так и не был создан после завершения реформы отрасли. С уходом с арены РАО «ЕЭС России» и переводом взаимодействия субъектов электроэнергетики на рыночные отношения большая часть нормативных актов технологического характера потеряла легитимность, поскольку они были оформлены приказами РАО.

Обязательные требования к оборудованию, прописанные в документах советской эпохи, давно лишились своего законного статуса, к тому же многие из них устарели морально и не соответствуют современному развитию технологий.

Между тем «субъекты энергетики с 2002 года массово вводили новые устройства - активно устанавливалось новое оборудование в рамках ДПМ, реализовывались масштабные инвестпрограммы, было построено большое количество энергообъектов. В итоге оказалось, что разное оборудование в энергосистеме зачастую работает несогласованно», — отметил Андрей Черезов.

— У нас очень много субъектов электроэнергии, и взаимодействие между ними должно быть регламентировано, а они, получается, действуют самостоятельно, — заявил сразу после аварии замминистра энергетики РФ Андрей Черезов.

Обеспечить согласованную работу элементов энергосистемы способна только нормативная регламентация технологической деятельности. А для этого необходимо создать прозрачную и технически корректную систему общеобязательныx требований к элементам энергосистемы и действиям субъектов отрасли.

— Автономного функционирования быть не должно, потому что мы работаем в единой энергосистеме, соответственно, Минэнерго России намерено все урегулировать через нормативно-правовые акты, - подчеркнул Андрей Черезов.

— Необходимо создать четкие, понятные условия - кто отвечает за системную, противоаварийную автоматику, за ее функционал, установки.

В министерстве начата работа по совершенствованию правил расследования аварий в части комплексной систематизации причин, создания механизмов определения и реализации мероприятий по их предотвращению. «Эти правила определяют исключительно технические требования к оборудованию, не ограничивая свободу в выборе производителя. Также в этом документе не прописаны сроки на перенастройку или замену оборудования», - сказал Андрей Черезов.

Министерство энергетики России организовало работу по восстановлению в отрасли системы обязательных требований, которая не была должным образом разработана в ходе реформирования энергетики. Принят Федеральный закон от 23.06.2016 № 196-ФЗ, которым закреплены полномочия Правительства РФ или уполномоченного им федерального органа исполнительной власти на установление обязательных требований к обеспечению надежности и безопасности электроэнергетических систем и объектов электроэнергетики.

В настоящее время разрабатываются и готовятся к принятию десятки нормативных правовых актов и общеотраслевых нормативно-технических документов в соответствии с утвержденными на уровне Правительства России планами.

Президент страны в августе поручил минэнерго представить предложения по недопущению массовых отключений электроснабжения. Одним из первоочередных шагов должно стать принятие важнейшего системного документа - Правил функционирования электроэнергетических систем. Его проект уже поступил на рассмотрение в правительство РФ. Эти общеобязательные к исполнению правила зададут рамки нормативна-технического регулирования - установят ключевые технологические требования к работе энергосистемы и входящих в нее объектов. Кроме этого, требуется принятия множества конкретизирующих нормативно-технических документов уже на уровне минэнерго.

Проекты многих из них разработаны и прошли общественное обсуждение. Череда аварийных событий последних лет в ЕЭС России заставляет энергетиков торопиться.

«Одна из ключевых задач сегодня — направить инвестиции в оптимизацию существующей энергосистемы, а не в наращивание энергосистемы как актива, который пока нет возможности эксплуатировать оптимально», — заявил директор Департамента оперативного контроля и управления в электроэнергетике Министерства энергетики России Евгений Грабчак на Международном форуме по энергоэффективности и развитию энергетики «Российская энергетическая неделя» (Москва, Санкт-Петербург, 5 - 7.10.2017)

— Взяв за основу единую систему координат, однозначно определив все субъекты и объекты, описав их взаимодействие, а также научившись общаться на одном языке, мы сможем обеспечить не только горизонтальную и вертикальную интеграцию всех информационных потоков, которые вращаются в электроэнергетике, но и увязать децентрализованные центры управления с единой логикой принятия регулятором необходимых корректирующих решений. Таким образом, эволюционным путем будет создан инструментарий для моделирования достижения основного состояния электроэнергетики будущего, а оно видится нам в оптимальной себестоимости единицы электроэнергии - киловатта при заданном уровне безопасности и надежности, — пояснил Евгений Грабчак.

По его мнению, параллельно удастся достичь дополнительных преимуществ не только для регулятора и отдельных объектов, но и для смежных компаний и государства в целом.

— Среди данных преимуществ отмечу, прежде всего, создание новых рынков сервисных услуг, это: прогностическое моделирование состояния энергосистемы и отдельных ее элементов; оценка жизненного цикла; аналитика оптимального управления технологическими процессами; аналитика по работе системы и ее отдельных элементов; аналитика для разработки новых технологий и опробования существующих; формирование отраслевого заказа для промышленности и оценка рентабельности создания производств электротехнической и сопутствующей продукции; развитие логистических услуг, услуг по оптимизации управления активами, и многое другое. Однако для реализации данных изменения, помимо определения единой системы координат, необходимо переломить тенденцию внедрения передовых, но уникальных и неинтегрируемых друг с другом технологий.

P . S .

2 октября на должность генерального директора Филиала АО «СО ЕЭС» «Объединенное диспетчерское управление энергосистемы Востока» (ОДУ Востока) назначен Виталий Сунгуров, ранее занимавший пост советника директора по управлению развитием ЕЭС АО «СО ЕЭС», а до этого возглавлявший ряд региональных диспетчерских управлений Системного оператора.

С 2014 по 2017 год Виталий Леонидович Сунгуров был директором филиалов Удмуртское РДУ и Пермское РДУ. В этот период Виталий Сунгуров принимал активное участие в процессе структурной оптимизации Системного оператора. Под его руководством был успешно реализован проект укрупнения операционной зоны Пермского РДУ, принявшего функции оперативно-диспетчерского управления электроэнергетическим режимом ЕЭС России на территории Удмуртской Республики и Кировской области.

По итогам ежегодной проверки, проходившей с 24 по 26 октября, Филиал АО «СО ЕЭС» «Объединенное диспетчерское управление энергосистемы Востока» (ОДУ Востока) получил паспорт готовности к работе в осенне-зимний период (ОЗП) 2017/2018 года.

Результаты противоаварийной тренировки подтвердили готовность диспетчерского персонала Системного оператора к эффективному взаимодействию с оперативным персоналом субъектов электроэнергетики при ликвидации аварий, а также обеспечению надежного функционирования Объединенной энергосистемы Востока в осенне-зимний период 2017/2018 года.

Одним из основных условий получения паспорта готовности к работе в ОЗП является получение паспортов готовности всеми региональными диспетчерскими управлениями (РДУ) операционной зоны филиала АО «СО ЕЭС» ОДУ. Все РДУ операционной зоны ОДУ Востока в течение октября успешно прошли проверки и получили паспорта готовности к работе в ОЗП 2017/2018 года. Получение паспортов готовности филиалами АО «СО ЕЭС» ОДУ и РДУ является обязательным условием выдачи Системному оператору паспорта готовности к работе в предстоящем ОЗП

Создание управляемой связи энергосистем для повышения надежности и экономичности их работы целесообразно, прежде всего, в тех местах, где имеются сложности в обеспечении надежной параллельной работы. Это межгосударственные линии электропередачи, где, как правило, возникает необходимость разделения энергосистем по частоте, а также «слабые» межсистемные электропередачи, существенно ограничивающие возможности обменов мощностью между параллельно работающими энергосистемами, например, линии электропередачи 220 кВ для связи энергосистем Сибири и Дальнего Востока, проходящие вдоль Байкало-Амурской (северный транзит) и Транссибирской (южный транзит) железнодорожных магистралей протяженностью до 2000 км каждая. Однако без специальных мероприятий параллельная работа энергосистем по северному и южному транзитам невозможна. Поэтому рассматривается объединение, представляющее собой вариант параллельной несинхронной работы энергосистем по южному двухцепному транзиту (на последующих этапах объединения возможно также несинхронное замыкание и северного транзита). Актуальность проблемы состоит в том, что необходимо найти технические решения по обеспечению работы электропередачи 220 кВ Чита-Сковородино, питающей тяговые подстанции Забайкальской железной дороги и одновременно являющейся единственной электрической связью между ОЭС Сибири и Востока. На сегодняшний день эта протяженная связь не обладает требуемой пропускной способностью, а также не отвечает требованиям в части поддержания в диапазонах допустимых значений. Она работает в разомкнутом режиме и имеет точку деления на участке ВЛ-220 Холбон-Ерофей Павлович. Все это обусловливает недостаточную надежность сети 220 кВ, что является причиной неоднократных нарушений электроснабжения тяговых подстанций и сбоев работы устройств сигнализации, блокировок и графика движения поездов. Одним из возможных вариантов несинхронного объединения является использование так называемого асинхронизированного электромеханического преобразователя частоты (АС ЭМПЧ), представляющего собой агрегат из двух машин переменного тока одинаковой мощности с жестко соединенными валами, одна из которых выполнена как асинхронизированная синхронная машина (АСМ), а другая - как АСМ (АС ЭМПЧ типа АСМ+АСМ) или как синхронная машина (АС ЭМПЧ типа АСМ+СМ). Последний вариант конструктивно проще, но синхронная машина подключается к энергосистеме с более жесткими требованиями к . Первая по направлению передачи мощности через АС ЭМПЧ машина работает в режиме двигателя, вторая - в режиме генератора . Система возбуждения каждой АСМ содержит преобразователь частоты с непосредственной связью, питающий трехфазную обмотку возбуждения на шихтованном роторе.
Ранее во ВНИИЭлектромаше и Электротяжмаше (г. Харьков) для АС ЭМПЧ были выполнены эскизные и технические проекты АСМ вертикального (гидрогенераторного) и горизонтального (турбогенераторного) исполнения мощностью от 100 до 500 МВт. Кроме того, НИИ и заводом «Электротяжмаш» была разработана и создана серия из трех опытно-промышленных образцов АС ЭМПЧ-1 из двух АСМ мощностью 1 МВт (то есть на проходную мощность 1 МВт), всесторонне испытанных на полигоне ЛВВИСУ (г. Санкт-Петербург). У преобразователя из двух АСМ четыре степени свободы, то есть одновременно и независимо могут регулироваться четыре параметра режима агрегата. Однако, как показали теоретические и экспериментальные исследования, на АС ЭМПЧ типа АСМ+СМ реализуемы все режимы, возможные на АС ЭМПЧ типа АСМ+АСМ, в том числе и режимы потребления реактивной мощности со стороны обеих машин. Допустимая разность частот объединяемых энергосистем, а также управляемость АС ЭМПЧ определяются «потолочной» величиной возбуждения машин. Выбор места установки АС ЭМПЧ на рассматриваемой трассе обусловлен следующими факторами. 1. По данным ОАО «Институт Энергосетьпроект», в режиме зимнего максимума 2005 г. переток мощности через Могоча составит примерно 200 МВт в направлении от подстанции Холбон в восточную сторону к подстанции Сковородино. Именно величиной этого перетока и определяется установленная мощность агрегата АС ЭМПЧ-200 (или агрегатов).
2. Комплекс с АС ЭМПЧ-200 рассчитан на сдачу «под ключ» с полностью автоматическим управлением. Но с диспетчерского пункта подстанции Могоча и из ОДУ Амурэнерго могут меняться уставки по величине и направлению перетоков активной мощности.
3. Место установки (подстанция Могоча) находится примерно в середине между подстанцией Холбон и мощной подстанцией Сковородино, тем более Харанорская ГРЭС может к указанному времени (то есть к 2005 г.) обеспечить требуемые уровни напряжения на подстанции Холбон. При этом включение АС ЭМПЧ-200 в рассечку линии электропередачи на подстанции Могоча практически разделит связь на два независимых участка с уменьшенными примерно в два раза сопротивлениями и независимыми ЭДС машин агрегата с каждой стороны, что позволит примерно в полтора-два раза увеличить пропускную способность всей двухцепной ЛЭП-220 кВ. В дальнейшем при режимной необходимости увеличения обменной мощности можно рассмотреть установку и второго агрегата АС ЭМПЧ-200 параллельно первому.

Это позволит существенно отодвинуть сооружение -500 кВ и сроки возможного расширения Харанорской ГРЭС. По предварительной оценке при параллельной работе энергосистем Сибири и Дальнего Востока только по южному транзиту предельные по статической устойчивости обменные потоки мощности в сечении Могоча-Аячи составляют без АС ЭМПЧ: в восточном направлении - до 160 МВт, в западном направлении - до 230 МВт.

После установки АС ЭМПЧ проблема статической устойчивости автоматически снимается и потоки соответственно могут составить 200-250 МВт и 300-400 МВт при контроле предельных перетоков по тепловому ограничению отдельных, например, головных участков ЛЭП. Вопрос увеличения обменных перетоков становится особенно актуальным с введением в эксплуатацию Бурейской .

Предполагается, как указывалось, установка АС ЭМПЧ-200 в рассечку ВЛ 220 кВ на подстанции Могоча магистральной двухцепной межсистемной связи с многочисленными промежуточными отборами мощности.

На такой межсистемной связи возможны аварии с потерей электрической связи с мощной энергосистемой и образованием энергорайона с питанием через АС ЭМПЧ-200, то есть с работой АС ЭМПЧ-200 на консольную нагрузку. В таких режимах АС ЭМПЧ-200 не может и не должен поддерживать в общем случае заданное задатчиком доаварийное значение передаваемой мощности.

В то же время он должен сохранить способность регулирования на собственных шинах и частоту вращения вала агрегата. Разработанная для АС ЭМПЧ адаптивная система регулирования требует телеинформации об отключении и включении выключателей примыкающих участков ЛЭП. На основании этой телеинформации она переводит АСМ агрегата со стороны неаварийного участка трассы на управление по частоте вращения вала и со стороны консоли АСМ берет на себя нагрузку энергорайона.

Если эта нагрузка больше установленной мощности АСМ, то АС ЭМПЧ шунтируется с переводом машин в компенсаторный режим. Важно также, что передача телеинформации о векторе за разомкнутым выключателем позволяет без улавливания синхронизма сразу же включить АС ЭМПЧ-200 в нормальную работу безударно после включения отключившегося выключателя.

Многолетними теоретическими и экспериментальными исследованиями, выполненными для комплекса управляемого соединения энергосистем Северного Кавказа и Закавказья на электропередаче 220 кВ Сочи-Бзыби Краснодарэнерго на основе проекта АС ЭМПЧ-200 , подтверждены ожидаемые и известные возможности АС ЭМПЧ по регулированию активной и , напряжений машин и частоты вращения ротора агрегата.

По сути, в пределах конструктивно заложенных возможностей АС ЭМПЧ является абсолютно управляемым элементом для объединения энергосистем, обладающим к тому же демпфирующими возможностями за счет кинетической энергии маховых масс роторов машин агрегата, чего лишены статические преобразователи. Система управления совместно с АРВ машин с системами самовозбуждения и пуска после подачи команды «Пуск» обеспечивает автоматическое тестирование состояния элементов всего комплекса с последующим автоматическим включением в сеть в необходимой последовательности без участия персонала или останов агрегата после подачи команды «Останов». Предусмотрено также ручное включение в сеть и ручное регулирование уставок, аварийное отключение и АПВ . При запуске АС ЭМПЧ-200 в работу достаточно для спокойного включения обеспечить скольжение в предусмотренном диапазоне и уставки, обеспечивающие режим по ЛЭП до размыкания шунтирующих выключателей. Вообще к управлению АС ЭМПЧ-200 на межсистемной связи нужно подходить с той позиции, что структура регулирования должна осуществить требуемое управление работой агрегата в установившихся и неустановившихся режимах и обеспечить выполнение следующих основных функций в электрических системах.

1. Поддержание значений напряжений (реактивных мощностей) в соответствии с уставками в нормальных режимах. Так, например, каждая из машин АС ЭМПЧ способна в пределах, ограниченных номинальными токами, генерировать требуемое значение реактивной мощности или обеспечить без потери устойчивости ее потребление. 2. Управление в нормальных и аварийных режимах величиной и направлением перетока активной мощности в соответствии с уставкой при синхронной и несинхронной работе частей энергосистем, что, в свою очередь, способствует повышению пропускной способности межсистемных связей. 2.1. Регулирование перетока с помощью АС ЭМПЧ-200 по заранее согласованному между объединяемыми энергосистемами графику с учетом суточных и сезонных изменений нагрузок. 2.2. Оперативное регулирование межсистемного перетока вплоть до реверса с одновременным демпфированием нерегулярных колебаний. Если требуется быстро изменить направление передачи активной мощности через агрегат, то, изменяя согласованно уставки по активной мощности на первой и второй машинах, можно практически при постоянной частоте вращения изменять переток активной мощности, преодолевая лишь электромагнитную инерционность контуров обмоток машины. При соответствующих «потолках» возбуждения реверс мощности будет проходить достаточно быстро. Так, для АС ЭМПЧ, состоящего из двух АСМ-200, время полного реверса, от +200 МВт до -200 МВт, как показывают расчеты, составляет 0,24 с (в принципе, оно ограничивается только величиной T"(f). 2.3. Использование АС ЭМПЧ-200 как оперативный источник для поддержания частоты, а также для подавления электромеханических колебаний после больших возмущений в одной из энергосистем или в консольном энергорайоне. 3. Работу на выделенный (консольный) энергорайон потребителей с обеспечением требуемого уровня частоты и напряжения. 4. Демпфирование колебаний в аварийных режимах работы электрических систем, существенное уменьшение возмущений, передаваемых из одной части электрических систем в другую. В переходных режимах благодаря возможности АС ЭМПЧ изменять в заданных пределах частоту вращения, то есть кинетическую энергию агрегата, возможно интенсивное демпфирование
колебаний и в течение определенного времени возмущение, возникшее в одной части энергосистемы, не будет передаваться в другую. Так, при к.з. или АПВ в одной из энергосистем агрегат будет разгоняться или тормозиться, однако величина активной мощности АСМ, подключенной к другой энергосистеме, будет оставаться при соответствующем управлении неизменной. 5. Перевод в случае необходимости обеих машин агрегата в режим работы синхронного компенсатора. Стоимость сооружения преобразовательной подстанции с АС ЭМПЧ-200 обусловливается составом оборудования и, по сути, ничем не отличается от обычно сооружаемых подстанций с синхронными компенсаторами. Площадка для сооружения устройства должна обеспечивать удобства подвоза оборудования, компактность монтажа и связи с существующим силовым оборудованием на подстанции Могоча. Для упрощения всей системы подстанции необходим вариант без выделения АС ЭМПЧ-200 в отдельную подстанцию. Для присоединения к энергосистемам агрегата, машины которого рассчитаны на полную мощность= 200/0,95 = 210,5 МВ А (по данным ОАО «Электросила», С-Петербург и ), требуются два трансформатора на 220/15,75 кВ. Технико-экономическое сравнение АС ЭМПЧ со статическими преобразователями проведено для передаваемой мощности 200 МВт. Сравниваемые параметры приведены в таблице. Вставка постоянного тока (ВПТ) - классический вариант. В таблице указана передаваемая через ВПТ мощность 355 МВт, что соответствует одному блоку Выборгской подстанции. В указана удельная стоимость ВПТ (с учетом подстанционного оборудования), которая приведена в таблице. КПД подстанции ВПТ (с учетом синхронных компенсаторов, силовых трансформаторов и фильтров) на уровне 0,96.
ВПТ на запираемых (двухоперационных) ключах с ШИМ и параллельно включенными обратными диодами . Известно, что внутренние потери запираемых ключей в 1,5-2 раза больше, чем у обычных тиристоров, поэтому КПД такого ВПТ со специальными силовыми трансформаторами с учетом фильтров высокой частоты коммутаций составляет 0,95. Вопрос стоимости четко не определен. Однако в указывается удельная стоимость ВПТ на основе STATCOM 165 долл./кВт и выше.
Для ВПТ по типу Directlink с двухуровневым формированием кривой выходного удельная стоимость выше и составляет 190 долл./кВт. В таблице приведены данные как для варианта STATCOM, так и для варианта на основе Directlink.

По данным ОАО «Электросила», у АС ЭМПЧ-200 из двух АСМ = 98,3 % (по - 98,42 %) удельная стоимость установленной мощности cоставляет 40 долл./кВт. Тогда стоимость собственно агрегата преобразователя составит 16 млн долл. В соответствии с базовая стоимость подстанции переменного тока 220 кВ с двумя трансформаторами составляет 4 млн долл., а удельная стоимость преобразователя с подстанцией составит =(16+4) 10 6 /400 10 3 = 50 долл./кВт. С учетом трансформаторов общий КПД составит = 0,983 2 0,997 2 = 0,96.
Наряду с приведенными выше вариантами нужно рассмотреть и вариант преобразователя с использованием эксплуатируемых в энергосистемах синхронных компенсаторов типа КСВБМ с водородным охлаждением наружной установки . Следует отметить, что в АС ЭМПЧ типа АСМ+СМ в качестве синхронной машины может использоваться без каких-либо переделок синхронный компенсатор КСВБМ 160-15У1 во всех режимах при соблюдении условия для тока статора. Например, при = 1 мощность P = ±160 МВт; при = 0,95 (как в проекте ОАО «Электросила») P = 152 МВт, Q = ±50 МВ А, а ЭДС Е=2,5<Еном =3 отн.ед.

По данным разработчика ОАО «Уралэлектротяжмаш», синхронный компенсатор КСВБМ 160-15У1 стоит 3,64 10 6 долл. Если ротор в тех же габаритах выполнен с неявнополюсной шихтовкой (конструкция СК это позволяет), то стоимость возрастет в 1,5 раза и составит 5,46 10 6 долл. и тогда полная стоимость преобразователя типа АСМ +СМ (то есть из серийного и переоборудованного синхронных компенсаторов) составит 9 10 6 долл. (см. табл.). Здесь следует отметить, что
ГОСТ 13109-97 на качество электрической энергии (Постановление Госкомитета по стандартизации и сертификации РФ, 1998 г.) допускает следующие отклонения частоты: нормальные ±0,2 Гц в течение 95% времени, предельные ±0,4 Гц в течение 5% времени суток. Учитывая, что далее будет срабатывать АЧР, можно утверждать, что заложенное в АСМ потолочное значение напряжения возбуждения на скольжение с частотой ±2 Гц обеспечит надежную работу АС ЭМПЧ и при других больших системных возмущениях. При номинальном токе статора потери в СК составляют 1800 кВт и тогда КПД равен = 0,988. Взяв КПД переоборудованного из СК АСМ таким же, как в проекте ОАО «Электросила», с учетом трансформаторов получим: = 0,988 0,983 0,997 2 = 0,966.
В таблице приведены данные для двух агрегатов типа АСМ+СМ в параллель, что позволяет перекрыть ожидаемое увеличение пропускной способности транзита при установке преобразователя на подстанции Могоча. При этом удельная стоимость меньше, а КПД больше, чем у всех других вариантов. Следует также подчеркнуть очевидное преимущество - компенсаторы КСВБМ предназначены для наружной установки при температурах окружающего воздуха от -45 до +45 o С (то есть вся технология уже отработана), поэтому нет необходимости в сооружении машинного зала для агрегатов АС ЭМПЧ, а нужен лишь корпус для вспомогательных устройств площадью, как требуют строительные нормы, два шестиметровых пролета в ширину на шесть шестиметровых пролетов в длину, то есть 432 м 2 . Тепловые расчеты компенсаторов
выполняются как для водородного охлаждения, так и для воздушного охлаждения. Поэтому упомянутый двухагрегатный АС ЭМПЧ может длительно работать на воздушном охлаждении при нагрузке в 70 % от номинальной, обеспечивая требуемый переток 200 МВт.
Кроме того, институтом Энергосетьпроект разработан оригинальный типовой проект установки СК мощностью 160 МВ А с реверсивным бесщеточным возбуждением, который позволяет существенно уменьшить объем строительных работ, ускоренно осуществить монтаж и ввод СК в работу и значительно сократить стоимость их установки.

ВЫВОДЫ
1. Несинхронное параллельное объединение ОЭС Сибири и Дальнего Востока по южному двухцепному транзиту 220 кВ с помощью асинхронизированного электромеханического преобразователя частоты (АС ЭМПЧ) по сравнению с известными ВПТ на основе STATKOM и DIRECTLINK по технико-экономическим показателям является предпочтительным.
2. Многолетние теоретические и экспериментальные исследования и выполненные проекты показали возможности АС ЭМПЧ по регулированию активной и реактивной мощностей, напряжений машин и частоты вращения ротора агрегата. Установкой преобразователя на подстанции Могоча транзит Холбон - Сковородино практически делится пополам, поэтому пропускная способность этого транзита возрастет в 1,5-2 раза, что позволит отодвинуть сроки строительства ЛЭП-500 кВ и сроки расширения Харанорской ГРЭС.
3. Предварительное технико-экономическое сравнение преобразователей показало, что сооружение подстанции с ВПТ на запираемых ключах с ШИМ на передаваемую мощность 200 МВт на основе проекта Directlink стоит 76 млн долл., а на основе проекта STATKOM - 66 млн долл. В то же время АС ЭМПЧ-200 типа АСМ+АСМ по данным ОАО «Электросила» и НИИ «Электротяжмаш» (г. Харьков) стоит 20 млн долл.
4. У АС ЭМПЧ типа АСМ+СМ на основе серийно выпускаемых ОАО «Уралэлектротяжмаш» и эксплуатируемых в энергосистемах синхронных компенсаторов с водородным и воздушным охлаждением для наружной установки КСВБМ 160 МВ А удельная стоимость установленной мощности АС ЭМПЧ с полным подстанционным оборудованием составляет 40 долл./кВт и при этом КПД не ниже других типов преобразователей. Учитывая малый объем строительно-монтажных работ, низкую удельную стоимость и высокий КПД, именно такую подстанцию с АС ЭМПЧ полностью на отечественном оборудовании можно рекомендовать для несинхронного объединения ОЭС Сибири и Дальнего Востока.

В Филиале ОАО «СО ЕЭС» «Объединенное диспетчерское управление энергосистемами Востока» (ОДУ Востока) введена в промышленную эксплуатацию новая версия централизованной системы противоаварийной автоматики (ЦСПА) Объединенной энергосистемы Востока с подключением к ней противоаварийной автоматики Бурейской ГЭС.

Модернизация ЦСПА и подключение в качестве ее низового устройства локальной автоматики предотвращения нарушения устойчивости (ЛАПНУ) Бурейской ГЭС позволят минимизировать объем управляющих воздействий в энергосистеме на отключение потребителей в случае возникновения аварийных ситуаций на объектах электроэнергетики.

ЦСПА ОЭС Востока введена в промышленную эксплуатацию в 2014 году. Первоначально в качестве низовых устройств для нее использовались ЛАПНУ Зейской ГЭС и ЛАПНУ Приморской ГРЭС. После проведенной филиалом ПАО «РусГидро» – «Бурейская ГЭС» модернизации аппаратной и программной базы ЛАПНУ ее подключение к ЦСПА также стало возможным.

«Успешный ввод в эксплуатацию ЛАПНУ Бурейской ГЭС в составе ЦСПА ОЭС Востока позволил вывести автоматическое противоаварийное управление в энергообъединении на качественно новый уровень. Число пусковых органов увеличилось с 16 до 81, ЦСПА охватила две трети контролируемых сечений в ОЭС Востока, существенно минимизирован объем управляющих воздействий на отключение потребителей в случае возникновения аварий в энергосистеме», – отметила директор по управлению режимами – главный диспетчер ОДУ Востока Наталья Кузнецова.

Для подключения комплекса противоаварийной автоматики Бурейской ГЭС специалистами ОДУ Востока в 2017–2018 годах выполнен комплекс мероприятий, включавший в себя подготовку и настройку испытательного полигона ЦСПА, настройку его сетевого взаимодействия с ЛАПНУ Бурейской ГЭС. По разработанной ОДУ Востока и согласованной с Филиалом ПАО «РусГидро» – «Бурейская ГЭС» программе проведены испытания работы ЛАПНУ в качестве низового устройства ЦСПА, а также мониторинг и анализ расчетных моделей, мониторинг каналов связи и обмена информацией между ЦСПА и ЛАПНУ, настройка сетевого взаимодействия и программного обеспечения.

ЦСПА ОЭС Востока относится к семейству централизованных систем противоаварийной автоматики третьего поколения. По сравнению с предшествующими поколениями они обладают расширенным функционалом, включающим более совершенный алгоритм расчета статической устойчивости энергосистемы и алгоритм выбора управляющих воздействий по условиям обеспечения не только статической, но и динамической устойчивости – устойчивости энергосистемы в процессе аварийных возмущений. Также новые ЦСПА функционируют на основе нового алгоритма оценки состояния электроэнергетического режима энергосистемы. Каждая ЦСПА имеет двухуровневую структуру: программно-аппаратные комплексы верхнего уровня устанавливаются в диспетчерских центрах ОДУ, а низовые устройства – на объектах диспетчеризации.

Кроме ОЭС Востока ЦСПА третьего поколения успешно функционируют в ОЭС Северо-Запада и ОЭС Юга. В опытной эксплуатации находятся системы в ОЭС Средней Волги, Урала и в Тюменской энергосистеме.