Testi

Asinhrono vzporedno delovanje sibirije in vzhoda. Možno je kratkoročno skupno delovanje združenih elektroenergetskih sistemov Sibirije in vzhoda Enotni elektroenergetski sistem vzhoda

JSC Sistemski operater enotnega energetskega sistema je uspešno izvedel preizkuse za povezavo združenih elektroenergetskih sistemov (UES) Vzhoda in Sibirije na vzporedno sinhrono delovanje. Rezultati testov so potrdili možnost stabilnega kratkoročnega skupnega delovanja elektroenergetskih omrežij, kar bo omogočilo prenos ločnice med njimi brez prekinitve napajanja odjemalcev.

Namen testov je določiti glavne značilnosti, kazalnike in obratovalne pogoje vzporednega delovanja združenih elektroenergetskih sistemov Vzhoda in Sibirije ter preveriti modele za izračun stacionarnih razmer in statične stabilnosti, prehodnih razmer in dinamike. stabilnost. Vzporedno delo je bilo organizirano s sinhronizacijo medsebojno povezanih elektroenergetskih sistemov Sibirije in vzhoda na sekcijskem stikalu 220 kV RTP Mogocha.

Za izvedbo testov na PS 220 kV Mogoča in PS 220 kV Skovorodino so bili nameščeni snemalniki sistema za spremljanje prehodnih pojavov, ki so zasnovani za zbiranje informacij v realnem času o parametrih načina električnega napajanja elektroenergetskega sistema. Tudi med testi so snemalniki SMPR nameščeni na.

Med testi so bili izvedeni trije poskusi v načinu vzporednega sinhronega delovanja IES Vzhod in IES Sibirije z regulacijo pretoka aktivne moči v kontroliranem odseku "Skovorodino - Erofej Pavlovič vleko" od 20 do 100 MW v smeri IES Sibirije. Parametre elektroenergetskega režima med poskusi so beležili s snemalniki SMPR in s pomočjo operativnoinformacijskega kompleksa (OIC), namenjenega sprejemanju, obdelavi, shranjevanju in prenosu telemetričnih informacij o načinu delovanja elektroenergetskih objektov v realnem času.

Krmiljenje elektroenergetskega režima med vzporednim delovanjem IES Vzhoda z IES Sibirije je potekalo z regulacijo pretoka aktivne moči z uporabo Centralni sistem avtomatska regulacija frekvenc in pretokov moči (CS ARChM) IES Vzhod, na katerega sta priključeni HE Zeyskaya in Bureyskaya HE, ter dispečersko osebje ODU East.

V okviru preizkusov je bilo zagotovljeno kratkotrajno vzporedno sinhrono delovanje IES Sibirije in IES Vzhod. Hkrati so bili eksperimentalno določeni parametri uglaševanja ARChM CS IES Vzhoda, ki je deloval v načinu samodejnega krmiljenja pretoka moči s korekcijo frekvence na odseku "Skovorodino - Erofej Pavlovič / t", ki je zagotovila stabilno vzporedno delovanje IES vzhoda in IES Sibirije.

»Dobljeni rezultati so potrdili možnost kratkotrajne priključitve na vzporedno delovanje IES Vzhod in IES Sibirije pri prenosu ločnice med elektroenergetskimi povezavami iz 220 kV RTP Mogocha. Ko bodo vse 220 kV tranzitne postaje Erofey Pavlovich - Mogocha - Holbon opremljene s sinhronizacijskimi sredstvi, bo mogoče prenesti ločnico med IES Sibirije in IES vzhoda brez kratke prekinitve oskrbe z električno energijo odjemalcev. s katere koli tranzitne postaje, kar bo znatno povečalo zanesljivost oskrbe z električno energijo na trans-bajkalskem odseku Transsibirske železnice,« je opozorila Natalya Kuznetsova, glavna dispečerka ODE vzhoda.

Na podlagi rezultatov testov bo izvedena analiza pridobljenih podatkov in razviti ukrepi za izboljšanje zanesljivosti elektroenergetskega sistema v okviru prehoda na kratkotrajno vzporedno sinhrono delovanje IES Sibirije in IES vzhoda.

2.1. Značilnosti strukture enotnega energetskega sistema Rusije

Kaj je UES Rusije?

Enotni energetski sistem Rusije je visoko avtomatiziran kompleks elektrarn, električnih omrežij in objektov elektroenergetskega omrežja, ki se razvija po vsej državi, združen z enotnim tehnološkim režimom in centraliziranim operativnim dispečerskim nadzorom.

UES Rusije je največje sinhrono delujoče elektroenergetsko združenje na svetu, ki pokriva približno 7 tisoč km od zahoda proti vzhodu in več kot 3 tisoč km od severa proti jugu.

UES Rusije zagotavlja zanesljivo, ekonomično in kakovostno oskrbo z električno energijo za sektorje gospodarstva in prebivalstva Ruska federacija, kot tudi oskrba z električno energijo energetskim sistemom tujih držav.

Razvoj UES Rusije in njena sodobna struktura

Razvoj UES Rusije je potekal s postopnim poenotenjem in organizacijo vzporednega delovanja regionalnih energetskih sistemov, oblikovanjem medregionalnih enotnih energetskih sistemov (UES) in njihovo poznejšo združitvijo kot del enotnega energetskega sistema.

Prehod na to obliko organiziranosti elektroenergetike je bil posledica potrebe po več racionalna uporaba energetskih virov, kar povečuje učinkovitost in zanesljivost oskrbe z električno energijo v državi.

Konec leta 2005 je v UES Rusije vzporedno delovalo šest medsebojno povezanih energetskih sistemov (glej sliko 2.1) - severozahod, center, srednja Volga, Ural, jug, Sibirija. IES vzhoda, vključno s 4 regionalnimi elektroenergetskimi sistemi Z Daljnega vzhoda, deluje ločeno od UPS Sibirije. Ločnice med temi medsebojno povezanimi elektroenergetskimi sistemi se nahajajo na 220 kV tranzitnem visokonapetostnem vodu (DV) Chitaenergo - Amurenergo in so nameščene sproti, odvisno od ravnotežja obeh energetskih povezav.

Izkušnje več kot 40 let delovanja UES Rusije so pokazale, da ustvarjanje celovitega enotnega sistema kljub relativni šibkosti omrežnih povezav med evropskim delom Rusije - Sibirijo in Sibirijo - Daljnim vzhodom zagotavlja oprijemljive prihranke. v stroških proizvodnje električne energije zaradi učinkovitega upravljanja tokov električna energija in prispeva k zanesljivi oskrbi države z energijo.

UES severozahoda

Električne naprave, ki se nahajajo na ozemljih Sankt Peterburga, Murmanska, Kaliningrada, Leningrada, Novgoroda, Pskova, Arhangelske regije, republik Karelije in Komi, delujejo kot del UES severozahoda. UPS zagotavlja sinhrono vzporedno delovanje UES Rusije z elektroenergetskimi sistemi baltskih držav in Belorusije, pa tudi asinhrono vzporedno delovanje (prek pretvornika) z elektroenergetskim sistemom Finske in izvoz električne energije v države, ki so del nordijskega elektroenergetskega omrežja NORDEL (Danska, Finska, Norveška, Švedska).

Posebnosti IES North-West so:

podaljšani (do 1000 km) enokrožni tranzitni nadzemni vodi 220 kV (Vologda - Arkhangelsk - Vorkuta) in 330 kV (Sankt Peterburg - Karelija - Murmansk);
velik delež elektrarn, ki delujejo v osnovnem načinu (velike jedrske elektrarne in termoelektrarne), ki zagotavljajo približno 90 % celotne proizvodnje električne energije v UPS. V zvezi s tem je uravnavanje neenakomernosti dnevnih in sezonskih urnikov skupne porabe energije UPS predvsem posledica medsistemskih tokov moči. To vodi do reverzibilne obremenitve znotraj- in medsistemskih tranzitnih vodov 220-750 kV praktično do najvišjih dovoljenih vrednosti.

EKO center

IES Centra je največji (glede na proizvodni potencial, ki je koncentriran v njem) enoten energetski sistem v UES Rusije. Električne naprave, ki se nahajajo na ozemlju Moskve, Jaroslavlja, Tverja, Smolenska, Moskve, Ivanovska, Vladimirja, Vologde, Kostrome, Nižnjega Novgoroda, Rjazana, Tambova, Brjanska, Kaluge, Tule, Orela, Kurska, Belgoroda, Voroneža in Lipetske regije, in proizvodna zmogljivost elektrarn združenja je približno 25 % celotne proizvodne zmogljivosti UES Rusije.

Posebnosti EKO centra so:

njegova lokacija na stičišču več IES (severozahodna, srednja Volga, Ural in jug), pa tudi energetskih sistemov Ukrajine in Belorusije;
največji delež jedrskih elektrarn v strukturi proizvodnih zmogljivosti v UES;
veliko število vozlišč velike porabe energije, povezanih s podjetji črne metalurgije, pa tudi velika industrijska urbana središča (Vologda-Cherepovets, Belgorod, Lipetsk, Nižni Novgorod);
prisotnost moskovskega energetskega sistema, največjega v Rusiji, ki postavlja povečane zahteve po zagotavljanju zanesljivosti načinov oskrbe z električno energijo in ga trenutno odlikujejo visoke stopnje in veliko povečanje porabe energije;
potreba po široki vključitvi pogonskih enot termoelektrarn v proces regulacije frekvence in pretokov moči, da se poveča fleksibilnost nadzora načinov in zanesljivosti UPS.

UES Srednje Volge

Energetske naprave, ki se nahajajo v regijah Penza, Samara, Saratov, Uljanovsk, Mordovija, Tatar, Čuvaš in Mari, delujejo kot del UES Srednje Volge.

IES se nahaja v osrednjem delu UES Rusije in meji na IES Centra in Urala ter energetski sistem Kazahstana. IES zagotavlja tranzitni prenos moči - do 4300 MW od vzhoda proti zahodu in do 3800 MW od zahoda proti vzhodu, kar omogoča najučinkovitejšo uporabo proizvodnih zmogljivosti tako združenja kot tudi IES Centra, Urala in Sibirije v času dan.

Posebnost UES Srednje Volge je pomemben delež hidrogeneracijskih zmogljivosti (HE kaskade Volga-Kama), ki omogoča hitro spreminjanje proizvodnje v širokem razponu do 4880 MW, ki zagotavlja tako regulacijo frekvence. v UES Rusije in ohranjanje vrednosti tranzitnih tokov iz UES centra, Urala in Sibirije v danih mejah.

URES Urala

UES Urala je sestavljen iz energetskih objektov, ki se nahajajo na ozemljih regij Sverdlovsk, Čeljabinsk, Perm, Orenburg, Tjumen, Kirov, Kurgan, Udmurt in Baškir. Združuje jih več kot 106 tisoč kilometrov daljnovodov (četrtina celotne dolžine nadzemnih vodov UES Rusije) z napetostjo 500-110 kilovoltov, ki se nahajajo na površini skoraj 2,4 milijona kvadratnih metrov. kilometrov. V UES Urala deluje 106 elektrarn, katerih skupna instalirana moč je več kot 42 tisoč MW ali 21,4% skupne inštalirane moči elektrarn UES Rusije. IES se nahaja v središču države, na stičišču IES Sibirije, središča Srednje Volge in Kazahstana.

Posebnosti UES Urala so:

kompleksno večobročno omrežje 500 kV, v katerem se dnevno odklopi od dva do osem 500 kV nadzemnih vodov za načrtovana ali nujna popravila, pa tudi napetostna rezerva;
občutna dnevna nihanja vrednosti porabe električne energije z večernim upadom (hitrost do 1200 MWh) in jutranjo rastjo (hitrost do 1400 MWh), ki jih povzroča visok delež industrije v porabi Urala;
velik delež visoko vodljive blok opreme TE (58% nameščene zmogljivosti), ki omogoča dnevno spreminjanje skupne obremenitve elektrarn UES Urala v območju od 5000 do 7000 MW in odklop od dveh do desetih moči enote s skupno zmogljivostjo od 500 do 2000 MW. To omogoča regulacijo medsistemskih tokov iz IES Centra, Srednje Volge, Sibirije in Kazahstana ter zagotavljanje zanesljive oskrbe z električno energijo potrošnikom na Uralu.

IES Jug

V okviru IES juga delujejo elektrarne, ki se nahajajo na ozemlju Krasnodarja, Stavropolskega ozemlja, Volgogradske, Astrahanske, Rostovske regije, Čečenske, Inguške, Dagestanske, Kabardino-Balkarske, Kalmiške, Severne Osetije in Karačajsko-Čerkeške republike. UES zagotavlja vzporedno delovanje UES Rusije z energetskimi sistemi Ukrajine, Azerbajdžana in Gruzije.

Posebnosti IES South so:

zgodovinsko uveljavljena shema električnega omrežja na podlagi nadzemnih vodov 330-500 kV, ki se razteza od severozahoda proti jugovzhodu vzdolž kavkaškega grebena na območjih z intenzivnim nastajanjem ledu, zlasti v predgorju;

neenakomerno odtekanje rek Severnega Kavkaza (Don, Kuban, Terek, Sulak), kar pomembno vpliva na elektroenergetsko bilanco, kar vodi do pomanjkanja električne energije pozimi, z ustrezno obremenitvijo električnega omrežja na zahodu- vzhodna smer, poleti pa presežek, z obremenitvijo v nasprotni smeri;

največji (v primerjavi z drugimi EKO) delež obremenitve gospodinjstev v strukturi porabe električne energije, kar vodi do močnih skokov porabe električne energije s temperaturnimi spremembami.

UES Sibirije

UES Sibirije je teritorialno najbolj razširjeno združenje v UES Rusije, ki pokriva ozemlje od regije Omsk v Zahodni Sibiriji do regije Chita v Vzhodni Sibiriji. V okviru UPS delujejo energetski objekti, ki se nahajajo na ozemljih Altai, Krasnojarsk, Omsk, Tomsk, Novosibirsk, Kemerovo, Irkutsk, Chita, republike Khakasia, Buryatia in Tyva. Taimyrenergo deluje izolirano. IES združuje približno 87 tisoč kilometrov nadzemnih vodov z napetostjo 1150-110 kilovoltov in več kot 46 GW proizvodnih zmogljivosti elektrarn, od tega več kot 50 % zmogljivosti hidroelektrarn.

UES Sibirije je nastal iz nič v kratkem zgodovinskem obdobju. Hkrati z gradnjo močnih in učinkovitih kaskad hidroelektrarn in gradnjo velikih hidroelektrarn na osnovi poceni odprtega rjavega premoga so nastali veliki teritorialni industrijski kompleksi (Bratsk, Ust-Ilimsk, Sayan, Kansk-Ačinsk). gorivno-energetski kompleks - KATEK). Naslednji korak je bila izgradnja visokonapetostnih daljnovodov, vzpostavitev regionalnih energetskih sistemov s povezovanjem močnih elektrarn z električnimi omrežji in nato oblikovanje IES Sibirije.

Posebnosti UPS Sibirije so:

edinstvena struktura proizvodnih zmogljivosti, od katerih je več kot 50 % hidroelektrarn z rezervoarji dolgoročne regulacije in zalogami okoli 30 milijard kWh za obdobje dolgotrajne nizke vode. Hkrati hidroelektrarne v Sibiriji proizvedejo skoraj 10 % celotne proizvodnje električne energije v vseh elektrarnah UES Rusije;

znatna naravna nihanja letnega pretoka rek porečja Angara-Jenisej, katerih energetski potencial se giblje od 70 do 120 milijard kWh, s slabo predvidljivostjo vodne vsebnosti rek, tudi kratkoročno;

uporaba vršne zmogljivosti hidroelektrarne v Sibiriji pri uravnavanju obremenitve evropskega dela UPS in regulaciji letne neenakomernosti proizvodnje energije hidroelektrarne ob vodotoku z zalogami TE v Ural in Center. V ta namen je bila izvedena gradnja 500 kV in 1150 kV nadzemnih vodov za tranzit Sibirija - Kazahstan - Ural - Srednaya VolgaCenter z načrtovano močjo reverzne moči do 3–6 milijonov kW.

IES Daljnega vzhoda

Na ozemlju Daljnega vzhoda in skrajnega severa se nahajajo elektrarne na Primorskem, Habarovskem ozemlju, Amurju, Kamčatki, Magadanu, Sahalinske oblasti in Republiko Saha (Jakutija). Od tega so energetski objekti, ki se nahajajo na

ozemlja Amurska regija, Habarovska in Primorska ozemlja ter Južno Jakutsko električno okrožje Republike Saha (Jakutija) združujejo 500 in 220 kV medsistemski daljnovodi, imajo en način delovanja in tvorijo IES vzhoda.

IES of East deluje ločeno od UES Rusije in njenega posebnosti so:

razširjenost v strukturi proizvodnih zmogljivosti termoelektrarn (več kot 70 % inštalirane moči) z omejenim obsegom regulacije;

omejene možnosti uporabe regulacijskih območij HE Zeya in Bureyskaya zaradi potrebe po zagotavljanju plovbe po rekah Zeya in Amur;

umestitev glavnih proizvodnih virov na severozahodnem delu in glavnih odjemnih območij - na jugovzhodu UPS;

eden najvišjih v UES Rusije (skoraj 21%) delež obremenitve javnih služb v porabi električne energije;

podaljšani daljnovodi.

Povezave med UES Rusije in energetskimi sistemi tujih držav

Konec leta 2005 so vzporedno z UES Rusije delovali elektroenergetski sistemi Belorusije, Estonije, Latvije, Litve, Gruzije, Azerbajdžana, Kazahstana, Ukrajine, Moldavije in Mongolije. Energetski sistemi Srednje Azije - Uzbekistan, Kirgizistan in Tadžikistan - so delovali prek energetskega sistema Kazahstana vzporedno z UES Rusije.

Struktura notranjih in zunanjih odnosov UES Rusije je prikazana na sl. 2.2.

Vzporedno delovanje UES Rusije z elektroenergetskimi sistemi sosednjih držav zagotavlja dejanske prednosti, povezane s kombinacijo razporedov električne obremenitve in rezerv zmogljivosti, ter omogoča medsebojno izmenjavo (izvoz/uvoz) električne energije med temi elektroenergetskimi sistemi (glej razdelek 3.4 ).

Poleg tega je energetski sistem Finske, ki je del unije energetskih sistemov Skandinavije, deloval skupaj z UES Rusije prek naprav pretvorbenega kompleksa Vyborg. Ruska električna omrežja so bila uporabljena tudi za oskrbo z električno energijo določenih regij Norveške in Kitajske.

2.2. Operativno odpremno upravljanje v UES Rusije

JSC SO-CDU UES je najvišji organ operativnega dispečerstva

Upravljanje tako velikega sinhrono delujočega združenja, kot je UES Rusije, je izjemno zapletena inženirska naloga, ki nima analogov na svetu.

Za rešitev tega problema je Rusija ustvarila večstopenjski hierarhični sistem operativnega dispečerskega nadzora (glej razdelek 1.1), ki vključuje: Sistemski operater - Centralna dispečerska pisarna (v nadaljevanju tudi SO-CDU UES); sedem teritorialnih integriranih dispečerskih uradov (ODE ali SO-ODE) - v vsakem od sedmih OES; območne dispečerske pisarne (RDU ali SO-RDU); kontrolne točke elektrarn in električnih omrežij; operativne terenske brigade.

Naloge in funkcije JSC SO-CDU UES

JSC SO-CDU UES izvaja centralizirano operativno in tehnološko upravljanje enotnega energetskega sistema Rusije.

Glavne naloge JSC SO-CDU UES so:

zagotavljanje zanesljivosti sistema v okviru razvoja konkurenčnih odnosov v elektroenergetiki;
zagotavljanje skladnosti z uveljavljenimi tehnološkimi parametri za delovanje elektroenergetike in standardnimi kazalniki kakovosti električne energije;
ustvarjanje pogojev za učinkovito delovanje trga z električno energijo (zmogljivosti) in zagotavljanje izpolnjevanja obveznosti subjektov elektroenergetike po pogodbah, sklenjenih na veleprodajnem in maloprodajnem trgu z električno energijo. JSC SO-CDU UES opravlja naslednje funkcije v UES Rusije:
napovedovanje in uravnoteženje proizvodnje in porabe električne energije;
načrtovanje in izvajanje ukrepov za zagotavljanje potrebne rezerve moči za nakladanje in razkladanje elektrarn;
operativni nadzor trenutnih načinov, ki ga izvaja dispečersko osebje;
uporaba samodejnega krmiljenja normalnih in zasilnih načinov;
izvajanje varnega delovanja, preprečevanje razvoja in odpravljanje izrednih dogodkov v elektroenergetskih sistemih in UES Rusije kot celote.

Strateški cilji za optimizacijo načinov delovanja UES Rusije

Poleg tega organi za upravljanje dispečerstva s sodelovanjem drugih infrastrukturnih organizacij elektroenergetike rešujejo strateške naloge za optimizacijo načinov delovanja UES Rusije na srednji in dolgi rok, vključno z:

napovedovanje porabe moči in električne energije ter razvijanje energetskih in elektroenergetskih bilanc;

določitev zmogljivosti odsekov električnega omrežja UES;

optimizacija rabe energetskih virov in remont proizvodne opreme;

zagotavljanje izvedbe izračunov električnih načinov, statične in dinamične stabilnosti;

centralizirano krmiljenje tehnoloških načinov delovanja relejnih zaščitnih naprav in sistemov, avtomatizacija in zasilno krmiljenje avtomatizacija medsistemskih in glavnih hrbteničnih daljnovodov, avtobusov, transformatorjev in avtotransformatorjev komunikacije glavnih napetostnih razredov (izvajanje izračunov kratkostičnih tokov, izbiranje parametri za nastavitev naprav relejne zaščite in avtomatizacije (RPA) in zasilne avtomatike (PA));

porazdelitev funkcij operativnega dispečerskega nadzora opreme in daljnovodov, priprava operativne in tehnične dokumentacije;

razvoj shem in načinov za značilna obdobja leta (jesensko-zimski maksimum, poplavno obdobje itd.), pa tudi v zvezi z zagonom novih objektov in širitvijo sestave vzporedno delujočih elektroenergetskih sistemov;

usklajevanje urnikov popravil glavne opreme elektrarn, daljnovodov, opreme postaj, relejne zaščite in varnostnih naprav;

reševanje celotnega spektra vprašanj zagotavljanja zanesljivosti oskrbe z električno energijo in kakovosti električne energije, uvajanje in izboljšanje sredstev dispečerskega nadzora in avtomatskih krmilnih sistemov.

Avtomatiziran sistem za nadzor odpreme

Za reševanje problemov načrtovanja, delovanja in avtomatskega vodenja se uporablja razvit računalniško avtomatiziran dispečerski nadzorni sistem (ASDU), ki je hierarhična mreža dispečerskih centrov za obdelavo podatkov SO-CDU, SO-ODU in SO-RDU, med seboj povezanih z med seboj in z elektroenergetskimi objekti (elektrarne, transformatorske postaje) telemehaniko in komunikacijskimi kanali. Vsak dispečerski center je opremljen z zmogljivim računalniškim sistemom, ki v realnem času omogoča samodejno zbiranje, obdelavo in prikaz operativnih informacij o parametrih načina delovanja UES Rusije, stanju električnega omrežja in glavne energetske opreme, ki omogoča odpremo. osebje ustrezne ravni upravljanja za izvajanje operativnega nadzora in upravljanja delovanja UES Rusije ter reševanje problemov načrtovanja in analize načinov, spremljanje sodelovanja elektrarn pri primarni in sekundarni regulaciji frekvence električnega toka.

Sistem avtomatizacije v sili je najpomembnejše sredstvo za ohranjanje zanesljivosti in preživetja UES Rusije

Najpomembnejše sredstvo za ohranjanje zanesljivosti in preživetja UES Rusije je večstopenjski sistem avtomatizacije nadzora v sili, ki nima analogov v tujih električnih povezavah. Ta sistem preprečuje in lokalizira razvoj sistemskih nesreč z:

samodejno preprečevanje kršitev stabilnosti;
avtomatska odprava asinhronega načina;
avtomatska omejitev zmanjšanja in povečanja frekvence;
avtomatsko omejevanje padanja in povečanja napetosti;
oprema za avtomatsko razkladanje.

Naprave za nadzor v sili in avtomatizacijo režima se nahajajo v energetskih objektih (lokalnih kompleksih) in v dispečerskih centrih JSC SO-CDU UES ( centralizirani sistemi avtomatizacija v sili, ki zagotavlja usklajevanje dela lokalnih kompleksov).

Koraki za nadaljnjo optimizacijo sistema operativnega dispečerskega nadzora v UES Rusije v okviru reforme elektroenergetike v Rusiji

V okviru reforme in reorganizacije AOenerga je najpomembnejša naloga SO-CDU UES ohranjanje funkcij operativnega dispečerskega nadzora, kar zahteva vzpostavitev novih tehnoloških odnosov z novonastalimi podjetji v panogi.

V ta namen je bila leta 2005 sklenjena pogodba med Sistemskim operaterjem in JSC FGC UES (Zvezna omrežna družba, glej razdelek 1) o začasni ohranitvi obstoječe sheme operativnega dispečerskega nadzora objektov Enotnega nacionalnega električnega omrežja (UNEG). ter postopek za organizacijo varnega izvajanja del ob ločitvi od regionalnih elektroenergetskih podjetij in prenosu objektov UNEG v storitve popravil in vzdrževanja s strani FGC.

Tudi v letu 2005 so bila med tekočim delom na prerazporeditvi dispečerskih funkcij omrežij UES Rusije skupaj z JSC FGC UES razvita glavna merila za dodelitev 110 kV nadzemnih vodov in višje dispečerskim objektom in dogovorjeno.

Pripravljen je in se izvaja program organizacijskih in tehničnih ukrepov za sprejem v dispečersko vodenje oziroma dispečersko vodenje dispečerja RDU VL 220 kV, opreme, PA naprav, sistemov relejne zaščite in avtomatizacije ter sistemov dispečerske in tehnološke vodenja (SDTU). ) omrežij, povezanih z UNEG. Sistemski operater je v letu 2005 prevzel 70 220 kV DV v dispečerski nadzor.

V okviru optimizacije operativnega dispečerskega sistema je bil razvit in uveljavljen ciljni organizacijski in funkcionalni model operativnega odpremnega upravljanja UES Rusije. V skladu s tem modelom pilotni projekt za razširitev obratovalnega območja podružnice JSC SO-CDU UES - Območna dispečerska pisarna Smolensk

tehnični in tehnični ukrepi za prenos funkcij operativnega dispečerskega nadzora odpremnih objektov na ozemlju regij Bryansk in Kaluga na regionalni dispečerski urad Smolensk, podružnico OAO SO - CDU UES.

V letu 2005 so bila izvedena dela za optimizacijo sheme za prenos dispečerskih ukazov na elektroenergetske objekte med proizvodnjo obratovalnega preklopa. Vmesne povezave so izključene iz sheme dispečerskega ukaza, kar je dejavnik pri povečanju zanesljivosti nadzora nad načini UPS. Od 31. decembra 2005 je bila od 1.514 nadzemnih vodov 220 kV in več, ki se nahajajo v dispečerski kontroli dispečerskih centrov OJSC SO-CDU UES, implementirana shema neposrednega prenosa ukazov "dispečer - elektroenergetski objekt" za nadzor 756 vodov. (49,9 % njihovega skupnega števila).

2.3. Glavni kazalniki uspešnosti UES Rusije v letu 2005

Največja obremenitev elektrarn in največja poraba energije v UES Rusije in Ruske federacije

Letna največja obremenitev elektrarn UES Rusije je bila zabeležena ob 18.00 dne 27.12.2005 in je znašala 137,4 tisoč MW pri frekvenci električnega toka 50,002 Hz. Letna največja obremenitev elektrarn v Ruski federaciji je dosegla 143,5 tisoč MW.

Udeležba proizvodnih zmogljivosti različnih vrst v pokritosti krivulje obremenitve v obdobju največjih obremenitev je prikazano na sl. 2.3 za decembrske dni 2004 in 2005

Največja poraba električne energije v Ruski federaciji je leta 2005 znašala 141,6 milijona kW (povečanje za 1,4% v primerjavi z letom 2004), v UES Rusije - 134,7 milijona kW (+ 1,7%), v UPS Centra - 36,2 milijona kW (+ 0,7%), za IES Srednje Volge - 12,9 milijona kW (+ 0,7%), za IES Urala - 33,4 milijona kW (+ 3,1%), za IES severozahoda - 13,3 milijona kW (+ 1,2 %), za IES juga - 11,9 milijona kW (-0,6 %), za IES Sibirije - 29,5 milijona kW (+ 0,7 %), na IES vzhodu - 4,8 milijona kW (-0,3 % ).

Kazalniki dejanske frekvence električnega toka v UES Rusije

Enotni energetski sistem Rusije je leta 2005 deloval 100 % koledarskega časa pri standardni frekvenci električnega toka, ki jo določa GOST (glej sliko 2.4). Poleg tega je bila leta 2005 frekvenca električnega toka v električnem omrežju UES Rusije, CIS in baltskih držav v 100 % časa vzdrževana v mejah, določenih z odredbo RAO UES Rusije z dne septembra 18, 2002, št. 524 "O izboljšanju kakovosti regulacije frekvence električnega toka v UES Rusija "in Standard RAO" UES Rusije "OJSC" Pravila za preprečevanje razvoja in odpravo kršitev običajnih Delovanje električnega dela elektroenergetskih sistemov.

Zaostrovanje pogojev za regulacijo variabilnega dela dnevnih urnikov obremenitve v evropskem delu UES Rusije - trend zadnjih let

V letu 2005 se je nadaljeval trend zadnjih let

Dekonsolidacija dnevnih urnikov obremenitve za potrošnike v evropskem delu Rusije. To je še posebej značilno za urnike dnevne porabe energije UPS centra, Srednje Volge in severozahoda. Pogoji za pokrivanje dnevnih obremenitev navedenih IES in evropskega dela UES Rusije so v veliki meri odvisni od strukture proizvodnih zmogljivosti. Hkrati se celoten obseg regulacije obremenitve elektrarn UES zmanjšuje zaradi nadaljnjega upadanja deleža IES z navzkrižnimi povezavami v zadnjih letih zaradi staranja in razstavljanja tovrstne opreme, povečanja inštalirane zmogljivosti. jedrskih elektrarn, pa tudi relativno majhen delež hidroelektrarn in prisotnost le ene črpalne elektrarne v strukturi proizvodnih zmogljivosti UPS evropskega dela UES Rusije. Skoraj v vseh EKO je to privedlo do povečanja pogojev za uravnavanje variabilnega dela dnevnih urnikov obremenitve, predvsem ob koncih tedna in prazniki... Regulacija dnevnih urnikov je zagotovljena zaradi globljega nočnega razkladanja agregatov TE ter ustavljanja v rezervi ob vikendih in praznikih. V nekaterih dneh v letu 2005 je bilo zaradi nezadostnega regulacijskega območja potrebno delno razbremeniti bloke NEK do njihovega umika v rezervo.

Velikega potenciala hidroelektrarne UES Sibirije pri urejanju variabilnega dela razporeda obremenitve UES Rusije še vedno ni mogoče izkoristiti zaradi precejšnjih razdalj in šibkih električnih povezav s sosednjimi UES.

Stabilnost UES Rusije in glavne glavne tehnološke kršitve

V letu 2005 je enoten energetski sistem deloval stalno.

Zanesljivost sistema UES Rusije je bila zagotovljena kljub prisotnosti tehnoloških motenj v delovanju podjetij v industriji in elektroenergetskih sistemih.

Med najpomembnejšimi kršitvami so naslednje:

1) 25.05.2005 se je zaradi superpozicije številnih dejavnikov zgodila nesreča, katere razvoj je privedel do odklopa velikega števila potrošnikov v regijah Moskve, Moskve, Tule, Kaluge in odklopa številnih potrošnikov v Ryazanu, Smolensku in Oryolske regije skupna obremenitev 3500 MW;

2) 27. 7. 2005 v pogojih sheme popravil zaradi izklopa dveh 110 kV daljnovodov in kasnejše zaustavitve zaradi prenapetosti in motnje stabilnosti zaradi delovanja ALAR dveh 220 kV daljnovodov, Energetski center Permsko-Zakamsky je bil dodeljen za izolirano delovanje s pomanjkanjem električne energije, kratkotrajnim znižanjem frekvence na 46,5 Hz in izpadom električne energije porabnikov z AChR s skupno obremenitvijo 400 MW;

3) 07.08.2005 so bili pod pogoji sheme popravil v 220 kV omrežju Kubanskega energetskega sistema odklopljeni 220 kV in 110 kV zračni vodi. Dvokrožni 220 kV DV je bil odklopljen z delovanjem PA, preostali 110 kV tranzitni vodi ob obali Črnega morja pa z zaščito pred preobremenitvijo. Hkrati je bilo električno okrožje Soči z obremenitvijo 280 MW izključeno;

4) V obdobju od 16. do 17. septembra 2005 v zahodnih regijah regije Chita zaradi neugodnih vremenskih razmer z močnim padcem zunanje temperature zraka, povečanjem vetra do 30 m / s, močnimi padavinami v oblika dežja in žledu z lepljenjem in nastajanjem ledu na žicah in konstrukcijah nosilcev daljnovoda je povzročila številne prelome žice s poškodbami nosilcev. Posledično so bili odklopljeni štirje 220 kV nadzemni vodi, kar je privedlo do dodelitve elektroenergetskega sistema Chita za asinhrono delovanje in gašenja treh 220 kV transformatorskih postaj z zatemnitvijo naselij, vlečnih tranzitnih postaj in motnjo v gibanju Zabajkalske. železnica;

5) Od 18. do 20. novembra 2005 je JSC Lenenergo v neugodnih vremenskih razmerah (močan veter, moker sneg) doživel obsežne izklope nadzemnih vodov 6-220 kV. Posledično je bila motena oskrba z električno energijo v 218 naseljih, vključno z regionalnimi središči Mga (z 9 tisoč prebivalci), Vsevolozhsk (s 43 tisoč prebivalci), Kirovsk (s 50 tisoč prebivalci), Nikolskoye (s 17 tisoč prebivalci), Shlisselburg (s 10 tisoč prebivalci) z obremenitvijo 140 MW.

2.4. Glavne težave in neravnovesja v delovanju UES Rusije

Glavne težave UES Rusije

Prisotnost v evropskem delu UES velikega deleža termoelektrarn in jedrskih elektrarn z nizko manevrsko sposobnostjo, koncentracija mobilnih TE in hidroelektrarn v UES Urala, Srednje Volge in Sibirije povzroča velik obseg sprememb moči tokovi na povezavah Center - Srednja Volga - Ural pri pokrivanju urnikov porabe. Povečanje tranzitne zmogljivosti tranzita Center - Srednja Volga - Ural z izgradnjo številnih vodov 500 kV hrbtenične mreže bo zmanjšalo omejitve prenosa električne energije vzdolž glavnih nadzorovanih odsekov, povečalo zanesljivost vzporednega delovanja Evrope in Urala. deli UES Rusije.

Naloga povečanja zanesljivosti elektroenergetskega centra Saratov-Balakovsky in krepitve sheme distribucije električne energije NE Balakovo s povečanjem tranzita IES Srednje Volge - IES juga je nujna.

Gradnja novih tranzitnih prog Ural - Srednja Volga bo izboljšala zanesljivost oskrbe z električno energijo na južnem Uralu in proizvodnjo električne energije v NEB Balakovo. Prav tako je treba okrepiti tranzit v severozahodni regiji UES Rusije in njegovo povezavo s centrom IES pri napetosti 750 kV. Omrežne rešitve bodo povečale prepustnost odseka severozahod – center in odpravile zaklenjene kapacitete v elektroenergetskem sistemu Kola.

Glavni problemi regij

Ozemlje Moskve in Moskovske regije

Rast porabe električne energije v regiji, maksimalne obremenitve v 110 kV distribucijskem omrežju, omejitev prenosa moči iz 500 kV omrežja v nižje napetostno omrežje zaradi pomanjkanja avtotransformatorskih priključkov zahtevajo okrepitev 220-kV. 110 kV omrežje, izgradnja novih in rekonstrukcija obstoječih RTP z njihovo povečanjem transformatorskih zmogljivosti ter zagon dodatnih manevrirnih zmogljivosti.

Ozemlje regije Nižni Novgorod

Krepitev 220 kV omrežja Nižnjega Novgorodskega elektroenergetskega sistema, izgradnja fleksibilnih zmogljivosti bo povečala zanesljivost oskrbe odjemalcev z električno energijo v primeru izrednih izpadov v 500 kV omrežju.

Ozemlje regij Kaluga in Bryansk

Elektroenergetskih sistemov Kaluga in Bryansk primanjkuje. Z zagonom nove proizvodne zmogljivosti, povezane z 220 kV omrežjem, bo zagotovljena zanesljiva oskrba odjemalcev z električno energijo.

Ozemlje Saratovske regije

Omejena izhodna moč agregata št. 1 NEB Balakovo v shemah popravil. Krepitev 500-220 kV omrežja priključka Balakovsko-Saratov bo povečala prepustnost povezav med energetskim sistemom Saratov in UES Srednje Volge za 500-600 MW.

Ozemlje Sankt Peterburga in Leningradske regije

Izboljšanje zanesljivosti oskrbe z električno energijo na severu Leningradska regija Petersburgu in oskrbo Finske z električno energijo zaradi visoke obremenitve 220-330 kV znotrajsistemskih omrežij. V shemah popravil so tudi omejitve glede izhodne moči Leningradske NEK. Potrebna je rekonstrukcija obstoječih in izgradnja novih elektroenergetskih objektov.

IES Jug

Da bi zagotovili zanesljivo oskrbo z električno energijo drugega agregata NEV Volgodonsk, je treba povečati zmogljivost elektroenergetskih sistemov Rostov in Stavropol z izgradnjo novih linij hrbtenične mreže. Aktivna rast porabe v elektroenergetskem sistemu Kuban, prenos moči v primanjkljaj Astrahanski elektroenergetski sistem povzročajo nastanek omejitev v znotrajsistemskih omrežjih, ki jih je mogoče odpraviti z zagonom proizvodnih zmogljivosti v elektroenergetskih sistemih.

Potrebno je povečati zanesljivost delovanja meddržavnega tranzita IES juga - azerbajdžanskega energetskega sistema, oskrbe z električno energijo potrošnikov energetskega sistema Dagestan in Čečenske republike.

URES Urala

Povečati je treba zmogljivost povezav z UES Rusije energetskih regij Bereznikovsko-Solikamsk in Permsko-Zakamsky energetskega sistema Perm, Zahodne in Severne energetske regije Orenburškega energetskega sistema, Severne, Noyabrsky, Kogalymsky, Energetske regije Neftjugansk, Nižnjevartovsk Tjumenskega energetskega sistema, Kropačevo

Regija Zlatoust v elektroenergetskem sistemu Čeljabinsk, regija Serovo - Bogoslovsky v Sverdlovskem elektroenergetskem sistemu, elektroenergetski sistem Kirov.

Visoke stopnje rasti porabe (razvoj metalurške proizvodnje in proizvodnje aluminija, razvoj Subpolarnega Urala) zahtevajo povečanje zmogljivosti omrežja in zagon novih zmogljivosti.

Za odpravo pomanjkljivosti v nekaterih regijah in oblikovanje obetavne rezerve zmogljivosti je treba zagnati proizvodne zmogljivosti na številnih lokacijah v energetskih sistemih Tjumen, Sverdlovsk, Čeljabinsk. Potrebna je izgradnja električnega omrežja, vgradnja sredstev za kompenzacijo jalove moči.

UES Sibirije

Aktivni razvoj porabe ob prisotnosti omrežnih omejitev je značilen za način delovanja elektroenergetskega sistema Tomsk in južno regijo elektroenergetskega sistema Kuzbass. Na teh območjih je treba zagnati proizvodne kapacitete in izgradnjo elektroenergetskega omrežja.

EKO vzhod

Izhodna moč HE Zeyskaya je bila omejena in zanesljivost oskrbe z električno energijo potrošnikov Transsibirske železnice v Amurskem elektroenergetskem sistemu je bila zmanjšana. Nezadostna zanesljivost oskrbe z električno energijo potrošnikom v Vladivostoku in Nakhodki v Dalenergu. Prisotnost omejitev pri prenosu električne energije na povezavah elektroenergetskega sistema Khabarovsk in Dalenergo, dobava električne energije Khabarovsk CHPP-3 vodi do zmanjšanja zanesljivosti oskrbe z električno energijo v mestu Habarovsk. Obstaja problem zagotavljanja zanesljive oskrbe z električno energijo potrošnikom energetskega centra Sovgavan. Izvesti je treba izgradnjo številnih vodov hrbtenične mreže, izvesti rekonstrukcijo obstoječih in izgradnjo novih RTP.

1 V normalnih pogojih je ločnica pri Amurenergu, in če pride do pomanjkanja električne energije v Chitaenergu, se ločnica prenese na Chitaenergo.

2 26 % skupne inštalirane zmogljivosti v UES Srednje Volge in približno 15 % skupne instalirane zmogljivosti hidroelektrarn UES Rusije.

3 Severna sinhrona cona (NORDEL) - energetska povezava nordijskih držav (Švedska, Norveška, Danska, Finska in Islandija). Zahodni (celinski) del danskega elektroenergetskega sistema deluje vzporedno z zahodno sinhrono cono UCTE, vzhodni del pa z NORDEL, medtem ko islandski elektroenergetski sistem deluje avtonomno.

4 Z odredbo RAO UES Rusije z dne 30. januarja 2006 št. 68 „O odobritvi ciljnega organizacijskega in funkcionalnega modela operativnega dispečerskega upravljanja UES Rusije“.

5 Ukrepi za optimizacijo funkcij operativnega dispečerskega nadzora na operativnem območju ODU Centra se izvajajo na podlagi Odredbe JSC SO-CDU UES z dne 26. 12. 2005 št. 258/1.

6 Namenjeno za elektroenergetske sisteme, ki delujejo vzporedno v medsebojno povezanem elektroenergetskem sistemu.

7 Elektrarne, v katerih vsi kotli delujejo na skupnem zbiralniku žive pare, iz katerega se napajajo vse parne turbine.

8 ALAR - avtomatska odprava asinhronega načina.

9 AChR - avtomatizacija frekvenčnega razkladanja.

Rostekhnadzor je izdal akt o preiskavi vzrokov sistemske nesreče, ki se je zgodila 1. avgusta 2017 v Združenem energetskem sistemu vzhoda (UES East), nesreče, zaradi katere je več kot 1,7 milijona ljudi v več regijah Daljnega vzhoda ostalo brez elektrike. Zvezno okrožje.

Zakon navaja vse glavne udeležence dogodkov, na desetine znakov nesreče, tehnične okoliščine, organizacijske pomanjkljivosti, primere neupoštevanja ukazov dispečerja in dejstva nepravilnega delovanja opreme, napake pri načrtovanju in kršitve zahtev regulativnih pravnih aktov, kaže, da je bil glavni in v bistvu edini razlog za to neskladno delovanje elementov elektroenergetskega sistema. To je isti razlog za večino sistemskih zrušitev.

500 kV daljnovod v bližini Habarovska je bil v popravilu, 1. avgusta ob 22. po lokalnem času je prišlo do prevelike zaustavitve (kratkega stika, ko je prevelik tovor šel pod žice) 220 kV linije Zveznega omrežja (FGC). Nato je prišlo do zaustavitve drugega 220 kV daljnovoda. Razlog je napačna nastavitev relejne zaščite in avtomatizacije (RPA), ni upoštevala možnosti delovanja daljnovodov s takšno obremenitvijo. Zaustavitev drugega 220 kV daljnovoda je privedla do razdelitve IES Vzhod na dva dela. Po tem avtomatski nadzor moči v elektrarni RusHydro ni deloval pravilno, kar je izzvalo nadaljnji razvoj nesreča in njen obseg. Posledica je izklop več daljnovodov, vključno s tistimi, ki vodijo na Kitajsko.

- Zaščita je delovala, zasilna avtomatika, številni energetski objekti so prenehali delovati. Spremenili so se parametri delovanja šestih postaj. Distributivna omrežja so trpela, - je za RG povedala Olga Amelchenko, predstavnica podjetja Far East Distribution Grid Company JSC.

Posledično je bil enoten energetski sistem juga Daljnega vzhoda razdeljen na dva izolirana dela: odvečen in pomanjkljiv. V obeh so se zgodili izpadi. V previsoki je delovala zaščita proizvodne in elektroenergetske opreme, v pomanjkljivi pa avtomatsko frekvenčno razbremenitev.

Uradni vzrok incidenta je bilo "nekonsistentno delovanje elementov elektroenergetskega sistema".

Po preiskovalnem aktu Rostekhnadzorja so glavni vzroki nesreče "prekomerno delovanje relejnih zaščitnih naprav, nepravilno delovanje avtomatskih krmilnih sistemov proizvodne opreme, pomanjkljivosti algoritma, ki ga razvijalec uporablja za delovanje avtomatizacije v sili v 220 kV omrežja, pomanjkljivosti pri delovanju opreme elektroenergetskega omrežja.«

Kar se je zgodilo 1. avgusta niti ni bila nesreča, ampak vrsta nesreč. Leta 2012 je bilo sistemskih nesreč 78, v osmih mesecih leta 2017 le 29. Večjih nesreč se je zmanjšalo, žal pa so postale večje. V letu 2017 se je zgodilo pet takšnih nesreč z obsežnimi posledicami - razdelitvijo elektroenergetskega sistema na izolirane dele, zaustavitvijo večje količine proizvodnje in obsežnim izpadom električne energije.

Glavna težava je, da industrija nima obveznih zahtev glede parametrov opreme in njihovega usklajenega delovanja v okviru enotnega nacionalnega energetskega sistema. Nekaj se je nabralo kritična masa, kar je privedlo do zadnjih obsežnejših nesreč.

Manjša težava, ki bi jo bilo mogoče hitro rešiti, se je spremenila v velik incident s posledicami po celotnem sistemu. Na vsaki stopnji so razmere poslabšale napačna dejanja avtomatizacije, ki so jo oblikovali in konfigurirali ljudje. Odzvala je napačno.

Eden glavnih vzrokov za nesreče v elektroenergetskem sistemu Rusije je namestnik ministra za energetiko Ruske federacije Andrej Čerezov imenoval nedosledno delovanje opreme, dejavnost se pravzaprav ni zanašala na noben regulativni okvir, zato se je izkazalo ugotovili, da različna oprema v elektroenergetskem sistemu pogosto deluje nedosledno.

Novi "kodeks" za delo elektroenergetike po zaključku sektorske reforme ni bil nikoli oblikovan. Z odhodom z arene RAO UES Rusije in prenosom interakcije med subjekti elektroenergetike na tržne odnose je večina regulativnih aktov tehnološke narave izgubila svojo legitimnost, saj so bili izdani z ukazi RAO. .

Obvezne zahteve za opremo, navedene v dokumentih sovjetske dobe, so že dolgo izgubile svoj pravni status, poleg tega so mnoge od njih moralno zastarele in ne ustrezajo sodobni razvoj tehnologije.

Medtem "energetski subjekti od leta 2002 množično uvajajo nove naprave - v okviru CDA se je aktivno vgrajevala nova oprema, izvajali so se obsežni investicijski programi in je bilo zgrajeno veliko število elektroenergetskih objektov. Posledično se je izkazalo, da različna oprema v elektroenergetskem sistemu pogosto deluje nedosledno, «je dejal Andrej Čerezov.

"Imamo veliko predmetov električne energije in interakcijo med njimi bi bilo treba urediti, vendar se zdi, da delujejo neodvisno," je takoj po nesreči dejal namestnik ruskega ministra za energetiko Andrej Čerezov.

Samo normativna ureditev tehnološke dejavnosti je sposobna zagotoviti usklajeno delovanje elementov elektroenergetskega sistema. In za to je treba ustvariti pregleden in tehnično pravilen sistem splošno obveznih zahtev za elemente energetskega sistema in dejavnosti gospodarskih subjektov.

- Avtonomnega delovanja ne bi smelo biti, saj delujemo v enotnem energetskem sistemu, oziroma Ministrstvo za energijo Rusije namerava vse urediti z regulativnimi pravnimi akti, - je dejal Andrej Čerezov.

- Treba je ustvariti jasne, razumljive pogoje - kdo je odgovoren za sistem, avtomatizacijo v sili, za njegovo funkcionalnost, inštalacije.

Ministrstvo je začelo delati na izboljšanju pravil za preiskovanje nesreč v smislu celovite sistematizacije vzrokov, oblikovanja mehanizmov za določanje in izvajanje ukrepov za njihovo preprečevanje. »Ta pravila opredeljujejo le tehnične zahteve za opremo, ne da bi omejovala svobodo izbire proizvajalca. Prav tako ta dokument ne določa pogojev za ponovno konfiguracijo ali zamenjavo opreme, «je dejal Andrej Čerezov.

Ministrstvo za energetiko Rusije je organiziralo delo za obnovitev sistema obveznih zahtev v industriji, ki med reformo energetskega sektorja ni bil ustrezno razvit. Sprejet je bil zvezni zakon št. 196-FZ z dne 23. 6. 2016, ki določa pooblastila vlade Ruske federacije ali njenega pooblaščenega zveznega izvršilnega organa za določitev obveznih zahtev za zagotavljanje zanesljivosti in varnosti elektroenergetskih sistemov in elektroenergetskih objektov.

Trenutno se razvija na desetine regulativnih pravnih aktov in regulativnih in tehničnih dokumentov za celotno industrijo, ki se pripravljajo za sprejetje v skladu z načrti, odobrenimi na ravni ruske vlade.

Avgusta je predsednik države naročil ministrstvu za energetiko, naj predloži predloge za preprečevanje velikih izpadov električne energije. Eden od prednostnih korakov bi moral biti sprejem najpomembnejšega sistemskega dokumenta – Pravilnika o delovanju elektroenergetskih sistemov. Njegov osnutek je bil že predložen v obravnavo vladi Ruske federacije. Ta splošno zavezujoča pravila bodo postavila okvir za normativno in tehnično ureditev – določila bodo ključne tehnološke zahteve za delovanje elektroenergetskega sistema in njegovih sestavnih objektov. Poleg tega zahteva sprejetje številnih konkretizirajočih normativnih in tehničnih dokumentov že na ravni Ministrstva za energetiko.

Mnogi od njih so bili pripravljeni in javno obravnavani. Niz izrednih dogodkov v UES Rusije v zadnjih letih prisili energetske inženirje v hitenje.

"Ena ključnih nalog danes je usmerjanje vlaganj v optimizacijo obstoječega energetskega sistema in ne v izgradnjo energetskega sistema kot sredstva, ki ga še ni mogoče optimalno delovati," je dejal Evgeny Grabchak, direktor oddelka. operativnega nadzora in upravljanja v elektroenergetiki Ministrstva za energetiko Rusije, na mednarodnem forumu o energetski učinkovitosti in razvoju energije "Ruski energetski teden" (Moskva, Sankt Peterburg, 5. - 7.10.2017)

- Če vzamemo za osnovo enoten koordinatni sistem, ki nedvoumno opredeljuje vse subjekte in objekte, opisuje njihovo interakcijo, pa tudi učenje komunikacije v enem jeziku, lahko zagotovimo ne le horizontalno in vertikalno integracijo vseh informacijskih tokov, ki se vrtijo v elektroenergetski industriji. , ampak tudi povezati decentralizirano upravljanje centrov z enotno logiko sprejemanja potrebnih korektivnih odločitev s strani regulatorja. Tako bo na evolucijski način ustvarjen komplet orodij za simulacijo doseganja osnovnega stanja elektroenergetike prihodnosti, ki ga vidimo v optimalni ceni enote električne energije - kilovata na dani ravni varnost in zanesljivost, - je pojasnil Jevgenij Grabčak.

Po njegovem mnenju bo vzporedno s tem mogoče doseči dodatne koristi ne le za regulatorja in posamezne objekte, temveč tudi za povezana podjetja in državo kot celoto.

- Med temi prednostmi bom najprej omenil ustvarjanje novih trgov za storitve, to so: napovedno modeliranje stanja elektroenergetskega sistema in njegovih posameznih elementov; ocena življenjskega cikla; analitika optimalnega vodenja tehnoloških procesov; analitiko delovanja sistema in njegovih posameznih elementov; analitika za razvoj novih tehnologij in testiranje obstoječih; oblikovanje sektorskega naročila za industrijo in ocena donosnosti ustvarjanja proizvodnje električnih in sorodnih izdelkov; razvoj logističnih storitev, storitev optimizacije upravljanja premoženja in še veliko več. Za izvedbo teh sprememb pa je treba poleg definiranja enotnega koordinatnega sistema obrniti trend uvajanja naprednih, a edinstvenih in neintegrabilnih tehnologij.

P. S.

2. oktobra je bil Vitalij Sungurov imenovan na mesto generalnega direktorja podružnice SO UES JSC "Združena dispečerska uprava energetskega sistema vzhoda" (ODU East). Sistemski operater.

Od 2014 do 2017 je bil Vitalij Leonidovič Sungurov direktor podružnic Udmurtskega regionalnega dispečerskega urada in regionalnega dispečerskega urada Perm. V tem obdobju je Vitalij Sungurov aktivno sodeloval v procesu strukturne optimizacije sistemskega operaterja. Pod njegovim vodstvom je bil uspešno izveden projekt širitve operativne cone Območnega dispečerskega urada Perm, ki je prevzela funkcije operativnega dispečerskega nadzora elektroenergetskega režima UES Rusije na ozemlju Udmurtske republike in Kirova. Regija.

Na podlagi rezultatov letne revizije, ki je potekala od 24. do 26. oktobra, je Podružnica SO UES JSC, Združena dispečerska pisarna energetskega sistema vzhoda (ODU Vzhod) prejela potrdilo o pripravljenosti za delo v jeseni- zimsko obdobje (OZP) 2017/2018.

Rezultati usposabljanja za ukrepanje v izrednih razmerah so potrdili pripravljenost dispečerskega osebja sistemskega operaterja za učinkovito interakcijo z operativnim osebjem elektroenergetskih subjektov pri odpravljanju nesreč ter za zagotavljanje zanesljivega delovanja Združenega energetskega sistema. vzhoda v jesensko-zimskem obdobju 2017/2018.

Eden od glavnih pogojev za pridobitev potrdila o pripravljenosti za delo v OZP je prejem potnih listov pripravljenosti s strani vseh območnih dispečerskih uradov (RDU) obratovalne cone podružnice SO UES JSC ODU. Vse RDO operativne cone ODE Vzhod so oktobra uspešno prestale inšpekcijske preglede in prejele potne liste pripravljenosti za delo v jeseni 2017/2018. Pridobivanje potnih listov pripravljenosti s strani podružnic SO UES JSC, ODU in RDU je predpogoj izdaja sistemskemu operaterju potnega lista pripravljenosti za delo v prihajajočem AWP

Vzpostavitev nadzorovane povezave elektroenergetskih sistemov za povečanje zanesljivosti in učinkovitosti njihovega delovanja je priporočljiva predvsem na tistih mestih, kjer so težave pri zagotavljanju zanesljivega vzporednega delovanja. Gre za meddržavne daljnovode, kjer je praviloma potrebna ločitev elektroenergetskih sistemov po frekvenci, pa tudi za "šibke" medsistemske prenose električne energije, ki bistveno omejujejo možnosti izmenjave moči med elektroenergetskimi sistemi, ki delujejo vzporedno, npr. , 220 kV daljnovodi za povezovanje elektroenergetskih sistemov Sibirije in Daljnega vzhoda, ki potekajo po Bajkalsko-Amurski (severni tranzit) in Transsibirski (južni tranzit) železniški progi v dolžini do 2000 km. Brez posebnih ukrepov pa je vzporedno delovanje elektroenergetskih sistemov ob severnem in južnem tranzitu nemogoče. Zato se razmišlja o združitvi, ki je varianta vzporednega asinhronega delovanja elektroenergetskih sistemov vzdolž južnega dvokrožnega tranzita (v nadaljnjih fazah združitve je možno tudi asinhrono zaprtje severnega tranzita). Nujnost problema je, da je treba poiskati tehnične rešitve za zagotovitev delovanja 220 kV prenosa električne energije Čita-Skovorodino, ki napaja vlečne postaje Transbajkalske železnice in je hkrati edina električna povezava med UPS Sibirije in vzhoda. Danes ta komunikacija na dolge razdalje nima zahtevane pasovne širine in tudi ne izpolnjuje zahtev za vzdrževanje v območju sprejemljivih vrednosti. Deluje v odprtem načinu in ima razdelilno točko na odseku VL-220 Holbon-Erofei Pavlovich. Vse to določa nezadostno zanesljivost 220 kV omrežja, kar je razlog za ponavljajoče se okvare v napajanju vlečnih postaj in okvare signalnih naprav, zapornic in voznega reda vlakov. Eden od možne možnosti asinhrona kombinacija je uporaba tako imenovanega asinhroniziranega elektromehanskega frekvenčnega pretvornika (AS EMPCH), ki je agregat dveh izmeničnih strojev enake moči s togo povezanimi gredi, od katerih je eden zasnovan kot asinhroni sinhroni stroj (ASM), drugi pa kot ASM (AS EMPCH tip ASM + ASM) ali kot sinhroni stroj (AS EMPCH tip ASM + SM). Slednja možnost je strukturno enostavnejša, vendar je sinhroni stroj povezan z elektroenergetskim sistemom s strožjimi zahtevami za. Prvi stroj v smeri prenosa moči skozi AC EMPH deluje v načinu motorja, drugi - v načinu generatorja. Vzbujevalni sistem vsakega AFM vsebuje direktno sklopljeni frekvenčni pretvornik, ki napaja trifazno vzbujevalno navitje na laminiranem rotorju.
Pred tem so v VNIIElektromash in Electrotyazhmash (Kharkov) za AS EMPCH izvedli osnutek in tehnične zasnove ASM vertikalne (hidrogeneracijske) in horizontalne (turbinske) različice z zmogljivostjo od 100 do 500 MW. Poleg tega sta Raziskovalni inštitut in tovarna Electrotyazhmash razvila in ustvarila serijo treh eksperimentalnih industrijskih vzorcev AS EMPCH-1 iz dveh AFM z zmogljivostjo 1 MW (to je za pretočno zmogljivost 1 MW), ki sta bila temeljito preizkušena na poligonu LVVISU (Sankt Peterburg). Pretvornik dveh AFM ima štiri stopnje svobode, to pomeni, da je mogoče sočasno in neodvisno regulirati štiri parametre načina enote. Vendar, kot so pokazale teoretične in eksperimentalne študije, so vsi načini, ki so možni na AS EMPH tipa ASM + ASM, izvedljivi na AS EMPH tipa ASM + SM, vključno z načini porabe jalove moči iz obeh strojev. Dovoljena frekvenčna razlika kombiniranih elektroenergetskih sistemov, kot tudi vodljivost AC EMPCH, sta določena s "stropno" vrednostjo vzbujanja strojev. Izbira mesta namestitve AS EMPCH na obravnavani poti je posledica naslednjih dejavnikov. 1. Po podatkih JSC Zavod Energosetproekt bo v zimskem maksimumu leta 2005 pretok moči skozi Mogoč znašal približno 200 MW v smeri od RTP Kholbon proti vzhodu do RTP Skovorodino. Velikost tega prelivanja določa inštalirano zmogljivost enote (ali enot) AS EMPCH-200.
2. Kompleks z AS EMPCH-200 je zasnovan za dostavo na ključ s popolnoma avtomatskim krmiljenjem. Toda iz kontrolne sobe transformatorske postaje Mogocha in iz ODU Amurenergo se lahko spremenijo nastavitve za velikost in smer tokov aktivne moči.
3. Mesto namestitve (postaja Mogocha) se nahaja približno na sredini med RTP Holbon in močno RTP Skovorodino, še posebej, ker lahko Kharanorskaya GRES do določenega časa (to je do leta 2005) zagotovi zahtevane napetostne nivoje na RTP Holbon. ). Hkrati bo vključitev AS EMPCH-200 v prerez daljnovoda na RTP Mogocha praktično razdelila povezavo na dva neodvisna odseka s približno polovico uporov in neodvisnimi EMF strojev enote na vsaki strani. , kar bo omogočilo približno en in pol do dvakrat povečanje prepustnosti celotnega dvokrožnega daljnovoda 220 kV. V prihodnosti, če bo potrebno povečati izmenjevalno moč, je mogoče razmisliti o vgradnji druge enote AS EMPCH-200 vzporedno s prvo.

To bo omogočilo znatno odložitev gradnje -500 kV in časovnega načrta morebitne širitve Kharanorske GRES. Po predhodnih ocenah je ob vzporednem delovanju elektroenergetskih sistemov Sibirije in Daljnega vzhoda le vzdolž južnega tranzita statična stabilnost, ki omejuje izmenjalne tokove energije na odseku Mogocha-Ayachi, brez EMPCH: v vzhodni smeri - navzgor do 160 MW, v smeri zahod - do 230 MW.

Po namestitvi AC EMPCH se problem statične stabilnosti samodejno odstrani in pretoki so lahko 200-250 MW oziroma 300-400 MW pri krmiljenju omejevalnih pretokov s toplotno omejevanjem posameznih, npr. daljnovodi. Vprašanje povečanja menjalnih tokov postane še posebej pomembno z zagonom Bureyskaya.

Predvideva se, kot je navedeno, namestitev AS EMPCH-200 v preseku 220 kV daljnovoda na RTP Mogoch glavne dvokrožne medsistemske komunikacije s številnimi vmesnimi odvodi moči.

Na takšni medsistemski povezavi so možne nesreče z izgubo električne komunikacije z močnim elektroenergetskim sistemom in nastankom energetskega okraja z napajanjem preko AC EMPCH-200, torej z delovanjem AC EMPCH-200 na obremenitev konzole. V takih načinih AC EMPCH-200 v splošnem primeru ne more in ne sme podpirati vrednosti oddane moči, ki jo je nastavil glavni, pred izrednimi razmerami.

Hkrati mora ohraniti sposobnost uravnavanja lastnih pnevmatik in hitrosti gredi enote. Prilagodljivi krmilni sistem, razvit za AS EMPCH, zahteva teleinformacije o izklopu in vklopu stikal sosednjih odsekov daljnovoda. Na podlagi teh teleinformacij prenaša AFM enote s strani nenujnega odseka poti v krmiljenje glede na frekvenco vrtenja gredi, s strani konzole pa AFM prevzame obremenitev energije regija.

Če je ta obremenitev večja od inštalirane moči AFM, se AC EMPCH ranžira s prenosom strojev v kompenzacijski način. Pomembno je tudi, da prenos teleinformacij o vektorju za odprtim stikalom omogoča, da brez ujetja sinhronizacije takoj vklopimo AC EMPCH-200 v normalno delovanje brez šoka po vklopu izklopljenega stikala.

Dolgoletne teoretične in eksperimentalne študije, izvedene za kompleks nadzorovane povezave elektroenergetskih sistemov Severnega Kavkaza in Zakavkazja na 220 kV prenosu električne energije Sochi-Bzybi Krasnodarenergo na podlagi projekta AS EMPCH-200, so potrdile pričakovane in znane zmogljivosti EMPCH AS za regulacijo aktivne in strojne napetosti ter hitrosti rotorja.

Pravzaprav je v mejah konstruktivnih zmožnosti AC EMPH absolutno nadzorovan element za kombiniranje elektroenergetskih sistemov, ki ima tudi dušenje zmožnosti zaradi kinetične energije vztrajnikovih mas rotorjev strojev stroja, ki statično pretvorniki so prikrajšani. Krmilni sistem skupaj z ARV strojev s sistemi za samovzbujanje in zagon po dajanju ukaza Start zagotavlja samodejno testiranje stanja elementov celotnega kompleksa z naknadno samodejno povezavo z omrežjem v zahtevanem zaporedju brez sodelovanja osebje ali zaustavitev enote po danem ukazu Stop. Na voljo je tudi ročna povezava z omrežjem in ročna prilagoditev nastavitev, izklop v sili in samodejno ponovno zapiranje. Ko zaženete AC EMPCH-200 v delovanje, zadostuje tihi vklop, da zagotovi zdrs v določenem območju in nastavitve, ki zagotavljajo način vzdolž daljnovoda, preden se stikalo odpre. Na splošno je treba k nadzoru AC EMPCH-200 na medsistemski komunikaciji pristopiti s stališča, da mora regulacijska struktura izvajati zahtevano kontrolo delovanja enote v ustaljenih in nestabilnih načinih in zagotavljati delovanje naslednjih glavnih funkcij v električnih sistemih.

1. Vzdrževanje vrednosti napetosti (jalove moči) v skladu z nastavitvami v normalnih načinih. Tako je na primer vsak od strojev AC EMPCH sposoben v mejah, omejenih z nazivnimi tokovi, ustvariti zahtevano vrednost jalove moči ali zagotoviti njeno porabo brez izgube stabilnosti. 2. Krmiljenje velikosti in smeri toka aktivne moči v normalnem in zasilnem načinu v skladu z nastavitvijo za sinhrono in asinhrono delovanje delov elektroenergetskih sistemov, kar posledično prispeva k povečanju prepustnosti medsistemskih povezav. 2.1. Krmiljenje pretoka s pomočjo AS EMPCH-200 po vnaprej dogovorjenem urniku med elektroenergetskimi sistemi, ki bodo priključeni, ob upoštevanju dnevnih in sezonskih sprememb obremenitev. 2.2. On-line regulacija medsistemskega pretoka do vzvratne s hkratnim dušenjem nepravilnih nihanj. Če je treba hitro spremeniti smer prenosa aktivne moči skozi enoto, potem je z usklajevanjem nastavitev aktivne moči na prvem in drugem stroju mogoče spremeniti tok aktivne moči pri praktično konstantni hitrosti vrtenja, ki presega le elektromagnetna vztrajnost tokokrogov navitja stroja. Z ustreznimi vzbujevalnimi "stropi" se bo preobrat moči zgodil precej hitro. Torej, za AS EMPC, ki ga sestavljata dva ASM-200, je čas popolnega obrata, od +200 MW do -200 MW, kot kažejo izračuni, 0,24 s (načeloma je omejen le z vrednostjo T "( f). 2.3 .Uporaba AC EMPCH-200 kot operativnega vira za vzdrževanje frekvence, pa tudi za zatiranje elektromehanskih vibracij po velikih motnjah v enem od elektroenergetskih sistemov ali v napajalnem okrožju konzole 3. Delo za namensko ( konzola) napajalno območje porabnikov z zahtevano stopnjo frekvence in napetosti 4. Dušenje tresljajev v zasilnih načinih delovanja električnih sistemov, znatno zmanjšanje motenj, ki se prenašajo z enega dela električnih sistemov na drugega V prehodnih načinih, zahvaljujoč sposobnost AC EMPH, da spremeni frekvenco vrtenja v določenih mejah, to je kinetično energijo enote, je možno intenzivno dušenje
nihanja in se v določenem času motnja, ki je nastala v enem delu elektroenergetskega sistema, ne bo prenašala na drugega. Torej, pri kratkem stiku. ali samodejnim ponovnim zapiranjem v enem od elektroenergetskih sistemov bo enota pospešila ali upočasnila, vendar bo vrednost aktivne moči AFM, priključenega na drug elektroenergetski sistem, ob ustreznem nadzoru ostala nespremenjena. 5. Po potrebi oba stroja enote preklopite v način delovanja sinhronega kompenzatorja. Stroški izgradnje pretvorniške postaje z EMPCH-200 AS so določeni s sestavo opreme in se pravzaprav ne razlikujejo od običajno zgrajenih transformatorskih postaj s sinhronimi kompenzatorji. Mesto za gradnjo naprave mora zagotavljati udobje dostave opreme, kompaktno namestitev in komunikacijo z obstoječo elektroenergetsko opremo na postaji Mogocha. Za poenostavitev celotnega sistema podpostaje je potrebna možnost brez ločevanja AC EMPCH-200 v ločeno postajo. Za priključitev na elektroenergetske sisteme enote, katere stroji so zasnovani za polno zmogljivost = 200 / 0,95 = 210,5 MVA (po JSC Electrosila, Sankt Peterburg in), sta potrebna dva transformatorja za 220 / 15,75 kV. Izvedena je bila tehnično-ekonomska primerjava AC EMPH s statičnimi pretvorniki za oddano moč 200 MW. Primerjani parametri so prikazani v tabeli. DC link (DC link) je klasična možnost. Tabela prikazuje moč, ki se prenaša preko HVDC 355 MW, kar ustreza enemu bloku TS Vyborg. Naveden je strošek na enoto HVAC (ob upoštevanju opreme podpostaje), ki je podan v tabeli. Učinkovitost HVAC postaje (ob upoštevanju sinhronih kompenzatorjev, močnostnih transformatorjev in filtrov) je na ravni 0,96.
HVAC na ključih, ki jih je mogoče zakleniti (dvooperativni) s PWM in vzporedno povezanimi reverznimi diodami. Znano je, da so notranje izgube ključev, ki jih je mogoče zakleniti, 1,5-2 krat večje kot pri običajnih tiristorjih, zato je učinkovitost takšnega HCC s posebnimi močnostnimi transformatorji, ob upoštevanju visokofrekvenčnih preklopnih filtrov, 0,95. Vprašanje stroškov ni jasno opredeljeno. Vendar pa so specifični stroški HVAC navedeni na podlagi STATCOM 165 USD / kW in več.
Za HVDC tipa Directlink z dvostopenjskim oblikovanjem izhodne krivulje so stroški na enoto višji in znašajo 190 $ / kW. Tabela prikazuje podatke za različice, ki temeljijo na STATCOM in Directlink.

Po podatkih JSC "Electrosila" je cena na enoto nameščene zmogljivosti AS EMPCH-200 dveh ASM = 98,3% (98,42% vsak) 40 $ / kW. Potem bodo stroški same pretvorničke enote 16 milijonov dolarjev. V skladu z osnovnimi stroški 220 kV transformatorske postaje z dvema transformatorjema znašajo 4 milijone dolarjev, specifični stroški pretvornika s postajo pa bodo = (16 + 4) 10 6/400 10 3 = 50 dolarjev / kW. Ob upoštevanju transformatorjev bo skupni izkoristek = 0,983 2 0,997 2 = 0,96.
Poleg zgornjih možnosti je treba upoštevati možnost pretvornika z uporabo sinhronih kompenzatorjev tipa KSVBM, ki delujejo v elektroenergetskih sistemih z vodikovim hlajenjem zunanje instalacije. Opozoriti je treba, da se lahko v AC EMPCH tipa ASM + SM sinhroni kompenzator KSVBM 160-15U1 uporablja kot sinhroni stroj brez kakršnih koli sprememb v vseh načinih, ob upoštevanju pogojev za statorski tok. Na primer, pri = 1 moč P = ± 160 MW; pri = 0,95 (kot v projektu JSC Elektrosila) P = 152 MW, Q = ± 50 MV A in EMF E = 2,5<Еном =3 отн.ед.

Po navedbah razvijalca Uralelektrotyazhmash OJSC sinhroni kompenzator KSVBM 160-15U1 stane 3,64 $ 10 6. , 46 10 6 dolarjev in nato skupni strošek pretvornika tipa ASM + SM (to je iz serijskega in ponovno opremljenega sinhroni kompenzatorji) bo 9 10 6 dolarjev (glej tabelo). Tukaj je treba opozoriti, da
GOST 13109-97 o kakovosti električne energije (Resolucija Državnega odbora za standardizacijo in certificiranje Ruske federacije, 1998) dovoljuje naslednja odstopanja frekvence: normalno ± 0,2 Hz za 95 % časa, največ ± 0,4 Hz za 5 % dneva ... Ob upoštevanju, da se bo AFR sprožil naprej, je mogoče trditi, da bo zgornja vrednost vzbujevalne napetosti za drsenje s frekvenco ± 2 Hz, ki je nastavljena v AFM, zagotovila zanesljivo delovanje AC EMPH tudi v primeru drugih velikih sistemske motnje. Pri nazivnem statorskem toku so izgube v SC 1800 kW, nato pa je izkoristek = 0,988. Ob upoštevanju učinkovitosti preopremljenega ASM iz SC je enaka kot v projektu JSC Electrosila, ob upoštevanju transformatorjev dobimo: = 0,988 0,983 0,997 2 = 0,966.
Tabela prikazuje podatke za dve enoti ACM + CM vzporedno, kar omogoča pokritje pričakovanega povečanja tranzitne zmogljivosti, ko je pretvornik nameščen na RTP Mogocha. Hkrati so stroški na enoto nižji, učinkovitost pa je višja kot pri vseh drugih možnostih. Poudariti je treba tudi očitno prednost - dilatacijski spoji KSVBM so zasnovani za zunanjo vgradnjo pri temperaturah okolice od -45 do +45 o C (to je, da je celotna tehnologija že izdelana), zato ni treba graditi turbine prostor za enote AS EMPCH, vendar je potrebno le ohišje za pomožne naprave s površino, kot zahtevajo gradbeni predpisi, dva šestmetrska razpona v širino in šest šest metrov v dolžino, to je 432 m 2. Toplotni izračuni za dilatacije
so izdelani tako za hlajenje z vodikom kot za hlajenje zraka. Zato lahko omenjeni dvoagregat AC EMPH dlje časa deluje na zračno hlajenje pri obremenitvi 70 % nazivne, kar zagotavlja zahtevani pretok 200 MW.
Poleg tega je zavod Energosetproekt razvil izvirno tipsko zasnovo SC enote z zmogljivostjo 160 MVA z reverzibilnim brezkrtačnim vzbujanjem, ki lahko znatno zmanjša obseg gradbenih del, pospeši montažo in zagon SC-jev ter znatno zmanjša stroški njihove namestitve.

ZAKLJUČKI
1. Asinhrona vzporedna integracija UPS Sibirije in Daljnega vzhoda vzdolž južnega dvokrožnega tranzita 220 kV z uporabo asinhroniziranega elektromehanskega frekvenčnega pretvornika (AC EMPCH) je glede tehničnih in ekonomskih kazalnikov prednostna v primerjavi z dobro znanimi HVAC temelji na STATKOM in DIRECTLINK.
2. Dolgoletne teoretične in eksperimentalne študije ter zaključeni projekti so pokazali zmožnosti AS EMPCH za uravnavanje aktivne in jalove moči, napetosti stroja in vrtljajev rotorja enote. Z namestitvijo pretvornika na RTP Mogocha je tranzit Holbon-Skovorodino praktično razdeljen na polovico, zato se bo pretok tega tranzita povečal za 1,5-2 krat, kar bo omogočilo preložitev časa gradnje daljnovoda 500 kV in čas širitve Kharanorske GRES.
3. Preliminarna tehnična in ekonomska primerjava pretvornikov je pokazala, da gradnja transformatorske postaje s HVDC na ključe za zaklepanje s PWM za oddano moč 200 MW na podlagi projekta Directlink stane 76 milijonov dolarjev, na podlagi Projekt STATKOM - 66 milijonov dolarjev, hkrati pa AC EMPCH-200 tipa ASM + ASM po podatkih OJSC Electrosila in Raziskovalnega inštituta Electrotyazhmash (Kharkov) stane 20 milijonov dolarjev.
4. Za AS EMPCH tipa ASM + SM, ki temelji na serijsko proizvedenih s strani OJSC Uralelectrotyazhmash in ki delujejo v elektroenergetskih sistemih, sinhronih kompenzatorjih z vodikovim in zračnim hlajenjem za zunanjo namestitev KSVBM 160 MV A, specifični strošek inštalirane zmogljivosti AS EMPCH s celotno opremo podpostaje je 40 $ / kW, hkrati pa učinkovitost ni nižja od drugih vrst pretvornikov. Ob upoštevanju majhnega obsega gradbenih in inštalacijskih del, nizkih stroškov na enoto in visoke učinkovitosti je takšna transformatorska postaja z EMPCh v celoti na domači opremi, ki jo lahko priporočamo za asinhrono integracijo UPS Sibirije in Daljnega vzhoda.

V podružnici SO UES OJSC "Združeno dispečersko upravljanje energetskih sistemov" je bila dana v komercialno obratovanje nova različica centraliziranega sistema za nadzor v sili (CSPA) Združenega energetskega sistema vzhoda s priključenim sistemom za nadzor v sili Bureyskaya HE. vzhod« (ODU Vostoka).

Posodobitev centraliziranega krmilnega sistema in povezava HE Bureyskaya z lokalnim avtomatskim sistemom za nadzor stabilnosti (LAPNU) kot njegovo nadaljnjo napravo bo omogočila zmanjšanje količine krmilnih dejanj v elektroenergetskem sistemu za odklop porabnikov v primeru izklopa. izredne razmere na elektroenergetskih objektih.

TsSPA IES East je bil zagnan v komercialno delovanje leta 2014. Sprva sta bili LAPNU HE Zeyskaya in LAPNU Primorske GRES uporabljeni kot osnovni napravi za to. Po nadgradnji strojne in programske baze LAPNU, ki jo je izvedla podružnica PJSC RusHydro - Bureyskaya HE, je postala možna tudi njena povezava s centraliziranim nadzornim centrom.

»Uspešen zagon LAPNU HE Bureyskaya kot del centraliziranega nadzornega sistema IES Vzhod je omogočil dvig avtomatskega nadzora v sili v elektroenergetskem omrežju na kvalitativno novo raven. Število zagonskih teles se je povečalo s 16 na 81, CSPA je zajela dve tretjini nadzorovanih odsekov v IES vzhoda, obseg nadzornih ukrepov za odklop odjemalcev v primeru izrednih dogodkov v elektroenergetskem sistemu je bil precejšen. minimizirano, «je opozorila Natalya Kuznetsova, direktorica za upravljanje načina - glavni dispečer ODS East.

Da bi povezali sistem za nadzor v sili Bureyskaya HE, so strokovnjaki ODE Vostok v letih 2017–2018 izvedli niz ukrepov, ki so vključevali pripravo in konfiguracijo testnega mesta TsSPA ter vzpostavitev njegove omrežne interakcije z LAPNU Bureyske HE. . V skladu z razvitim ODE vzhoda in programom, usklajenim z podružnico PJSC RusHydro - Bureyskaya HE, so bili izvedeni testi za delovanje LAPNU kot nižje naprave centraliziranega nadzornega sistema ter spremljanje in analiza računskih modelov, spremljanje komunikacijskih kanalov in izmenjave informacij med centraliziranim nadzornim sistemom in LAPNU, vzpostavitev omrežne interakcije in programske opreme.

TsSPA IES East spada v družino centraliziranih sistemov za nadzor v sili tretje generacije. V primerjavi s prejšnjimi generacijami imajo razširjeno funkcionalnost, vključno z naprednejšim algoritmom za izračun statične stabilnosti elektroenergetskega sistema in algoritmom za izbiro krmilnih dejanj glede na pogoje za zagotavljanje ne le statične, temveč tudi dinamične stabilnosti - stabilnosti elektroenergetskega sistema. elektroenergetskega sistema v procesu izrednih motenj. Prav tako novi CSPA delujejo na podlagi novega algoritma za ocenjevanje stanja elektroenergetskega načina elektroenergetskega sistema. Vsak CSPA ima dvostopenjsko strukturo: sistemi programske in strojne opreme višjega nivoja so nameščeni v dispečerskih centrih ODE, naprave nižjega nivoja pa so nameščene v odpremnih objektih.

Poleg IES vzhoda IES tretje generacije uspešno delujeta v IES severozahoda in IES juga. Sistemi v IES Srednje Volge, Urala in Tjumenskega elektroenergetskega sistema so v poskusnem obratovanju.