Sibirya ve doğunun asenkron paralel çalışması. Sibirya ve doğunun birleşik güç sistemlerinin kısa vadeli ortak operasyonu mümkün Doğunun birleşik güç sistemi

Birleşik Enerji Sistemi JSC Sistem Operatörü, Doğu ve Sibirya'nın birleşik güç sistemlerini (UES) paralel senkron çalışmaya bağlamak için testleri başarıyla gerçekleştirdi. Testlerin sonuçları, elektrik şebekelerinin, tüketicilere güç kaynağını kesintiye uğratmadan aralarındaki bölünme noktasını aktarmayı mümkün kılacak, istikrarlı bir kısa vadeli ortak çalışma olasılığını doğruladı.

Testlerin amacı, Doğu ve Sibirya birleşik güç sistemlerinin paralel çalışmasının ana özelliklerini, göstergelerini ve çalışma koşullarını belirlemek ve ayrıca kararlı durum koşullarını ve statik kararlılık, geçici koşullar ve dinamik hesaplama modellerini doğrulamaktır. istikrar. 220 kV Mogocha trafo merkezinin seksiyonel şalterinde Sibirya ve Doğu'nun birbirine bağlı güç sistemleri senkronize edilerek paralel çalışma düzenlendi.

220 kV Mogocha SS ve 220 kV Skovorodino SS'de testler yapmak için, güç sisteminin elektrik güç modunun parametreleri hakkında gerçek zamanlı bilgi toplamak için tasarlanmış geçici izleme sistemi kayıt cihazları kuruldu. Ayrıca testler sırasında, SMPR kaydediciler yüklendi.

Testler sırasında, Doğu'nun IES'lerinin ve Sibirya'nın IES'lerinin paralel senkronize çalışması modunda, 20 ila 100 MW arasında kontrol edilen "Skovorodino - Erofei Pavlovich çekişi" bölümünde aktif güç akışının düzenlenmesi ile üç deney yapıldı. Sibirya IES yönünde. Deneyler sırasında elektrik gücü rejiminin parametreleri, SMPR kaydediciler tarafından ve güç tesislerinin çalışma modu hakkında gerçek zamanlı olarak telemetrik bilgilerin alınması, işlenmesi, depolanması ve iletilmesi için amaçlanan operasyonel bilgi kompleksi (OIC) aracılığıyla kaydedildi.

Doğu'nun IES'lerinin Sibirya'nın IES'leri ile paralel çalışması sırasında elektrik enerjisi rejiminin kontrolü, aktif güç akışının kullanılmasıyla düzenlenerek gerçekleştirildi. Merkezi sistem Zeyskaya HES ve Bureyskaya HES'in bağlı olduğu IES Doğu'nun frekans ve güç akışlarının (CS ARChM) ve ayrıca ODU Doğu'nun sevk personelinin otomatik olarak düzenlenmesi.

Testler kapsamında Sibirya'nın UES'leri ile Doğu'nun UES'lerinin kısa süreli paralel senkron çalışması sağlandı. Aynı zamanda, "Skovorodino - Erofei Pavlovich / t" bölümü üzerinde frekans düzeltmesi ile güç akışının otomatik kontrolü modunda çalışan Doğu IES'nin ARChM CS'sinin ayar parametreleri deneysel olarak belirlendi. Doğu'nun UES'lerinin ve Sibirya'nın UES'lerinin istikrarlı paralel çalışması.

“Elde edilen sonuçlar, 220 kV Mogocha trafo merkezinden güç ara bağlantıları arasındaki ayrım noktasının transferi sırasında Doğu'nun IES'lerinin ve Sibirya'nın IES'lerinin paralel çalışmasına kısa vadeli bir bağlantı olasılığını doğruladı. Erofey Pavlovich - Mogocha - Holbon transitinin tüm 220 kV trafo merkezleri senkronizasyon araçlarıyla donatıldığında, tüketicilerin güç kaynağında kısa bir kesinti olmadan Sibirya'nın IES'leri ile Doğu'nun IES'leri arasındaki ayrım noktasını aktarmak mümkün olacaktır. Trans-Sibirya Demiryolunun Trans-Baykal bölümüne güç kaynağının güvenilirliğini önemli ölçüde artıracak herhangi bir transit trafo merkezinden ", - Doğu ODE'nin baş sevk memuru Natalya Kuznetsova.

Testlerin sonuçlarına dayanarak, elde edilen verilerin analizi yapılacak ve Sibirya IES'nin kısa vadeli paralel senkron çalışmasına geçiş bağlamında güç sisteminin güvenilirliğini artırmak için önlemler geliştirilecek ve Doğu'nun IES'i.

2.1. Rusya Birleşik Enerji Sisteminin yapısının özellikleri

Rusya'nın UES'si nedir?

Rusya'nın Birleşik Enerji Sistemi, ülke genelinde gelişen, tek bir teknolojik rejim ve merkezi operasyonel sevk kontrolü ile birleştirilen, yüksek oranda otomatikleştirilmiş bir elektrik santralleri, elektrik şebekeleri ve elektrik şebekesi tesisleri kompleksidir.

Rusya'nın UES'i, batıdan doğuya yaklaşık 7 bin km ve kuzeyden güneye 3 bin km'den fazla bir alanı kapsayan, dünyanın en büyük eşzamanlı çalışan elektrik enerjisi birliğidir.

Rusya'nın UES'i, ekonomi ve nüfus sektörlerine güvenilir, ekonomik ve yüksek kaliteli güç kaynağı sağlar. Rusya Federasyonu, ayrıca yabancı ülkelerin enerji sistemlerine elektrik tedariki.

Rusya'nın UES'inin gelişimi ve modern yapısı

Rusya'nın UES'inin gelişimi, bölgesel enerji sistemlerinin paralel çalışmasının aşamalı birleştirilmesi ve organizasyonu, bölgeler arası birleşik enerji sistemlerinin (UES) oluşturulması ve ardından Birleşik Enerji Sisteminin bir parçası olarak birleştirilmesi yoluyla gerçekleşti.

Elektrik enerjisi endüstrisinin bu örgütlenme biçimine geçiş, daha fazlasına duyulan ihtiyaçtan kaynaklanıyordu. rasyonel kullanım enerji kaynakları, ülkenin güç kaynağının verimliliğini ve güvenilirliğini artırmak.

2005'in sonunda, Rusya'nın UES'inde paralel olarak altı birbirine bağlı enerji sistemi çalışıyordu (bkz. Şekil 2.1) - Kuzey-Batı, Merkez, Orta Volga, Urallar, Güney, Sibirya. 4 bölgesel güç sistemi dahil olmak üzere Doğu'nun UES'leri Uzak Doğu'dan, Sibirya UPS'inden ayrı olarak çalışır. Bu birbirine bağlı güç sistemleri arasındaki bölme noktaları, 220 kV transit yüksek voltaj hattı (OHL) Chitaenergo - Amurenergo üzerinde bulunur ve her iki güç ara bağlantısının dengesine bağlı olarak derhal kurulur.

Rusya'nın UES'inin 40 yılı aşkın operasyon deneyimi, Rusya'nın Avrupa kısmı - Sibirya ve Sibirya - Uzak Doğu arasındaki ağ bağlantılarının göreli zayıflığına rağmen, entegre bir birleşik sistemin oluşturulmasının somut tasarruflar sağladığını göstermiştir. akışların verimli yönetimi nedeniyle elektrik üretim maliyetlerinde elektrik enerjisi ve ülkeye güvenilir bir enerji arzına katkıda bulunur.

Kuzey-Batı UES

Petersburg, Murmansk, Kaliningrad, Leningrad, Novgorod, Pskov, Arkhangelsk bölgeleri, Karelya ve Komi cumhuriyetleri topraklarında bulunan elektrik santralleri, Kuzey-Batı UES'nin bir parçası olarak faaliyet göstermektedir. UPS, Rusya'nın UES'inin Baltık Devletleri ve Beyaz Rusya'nın güç sistemleriyle senkronize paralel çalışmasının yanı sıra Finlandiya'nın güç sistemiyle asenkron paralel çalışmasını (bir dönüştürücü aracılığıyla) ve parçası olan ülkelere elektrik ihracatını sağlar. Nordik elektrik şebekesi NORDEL (Danimarka, Finlandiya, Norveç, İsveç).

IES North-West'in ayırt edici özellikleri şunlardır:

• uzatılmış (1000 km'ye kadar) tek devreli havai hatlar 220 kV (Vologda - Arkhangelsk - Vorkuta) ve 330 kV (St. Petersburg - Karelya - Murmansk);
• temel modda çalışan enerji santrallerinin büyük bir kısmı (büyük nükleer santraller ve termik santraller), UPS'deki toplam elektrik üretiminin yaklaşık %90'ını sağlar. Bu bağlamda, UPS'in günlük ve mevsimlik toplam güç tüketimi çizelgelerinin düzensizliğinin düzenlenmesi, esas olarak sistemler arası güç akışlarından kaynaklanmaktadır. Bu, 220-750 kV sistem içi ve sistemlerarası geçiş hatlarının pratik olarak izin verilen maksimum değerlere geri dönüşümlü yüklenmesine yol açar.

EKO Merkezi

Merkezin IES'si, Rusya'nın UES'indeki en büyük (içinde yoğunlaşan üretim potansiyeli açısından) birleşik enerji sistemidir. Moskova, Yaroslavl, Tver, Smolensk, Moskova, İvanovsk, Vladimir, Vologda, Kostroma, Nizhny Novgorod, Ryazan, Tambov, Bryansk, Kaluga, Tula, Orel, Kursk, Belgorod, Voronezh ve Lipetsk bölgelerinde bulunan enerji tesisleri ve Birliğin elektrik santrallerinin üretim kapasitesi, Rusya UES'inin toplam üretim kapasitesinin yaklaşık %25'idir.

ECO Center'ın ayırt edici özellikleri şunlardır:

• birkaç IES (Kuzeybatı, Orta Volga, Urallar ve Güney) kavşağında ve ayrıca Ukrayna ve Beyaz Rusya'nın enerji sistemlerindeki konumu;
• UES'de üretim kapasitesi yapısında nükleer santrallerin en yüksek payı;
• demirli metalurji işletmeleri ve büyük endüstriyel şehir merkezleri (Vologda-Cherepovets, Belgorod, Lipetsk, Nizhny Novgorod) ile ilişkili çok sayıda büyük güç tüketimi düğümü;
• güç kaynağı modlarının güvenilirliğini sağlama konusunda artan taleplerde bulunan ve şu anda yüksek oranlar ve güç tüketiminde büyük bir artış ile ayırt edilen Rusya'nın en büyüğü olan Moskova enerji sisteminin varlığı;
• KGK'nın modlarını kontrol etme esnekliğini ve güvenilirliğini artırmak için termik santrallerin güç ünitelerinin frekans ve güç akışlarını düzenleme sürecine yaygın olarak dahil edilmesi ihtiyacı.

Orta Volga'nın UES'si

Penza, Samara, Saratov, Ulyanovsk bölgeleri, Mordovya, Tatar, Çuvaş ve Mari cumhuriyetlerinde bulunan enerji tesisleri, Orta Volga'nın UES'inin bir parçası olarak faaliyet göstermektedir.

IES, Rusya'nın UES'inin orta kesiminde yer almaktadır ve Merkezin ve Uralların IES'lerinin yanı sıra Kazakistan'ın enerji sistemi ile sınır komşusudur. IES, doğudan batıya 4300 MW'a ve batıdan doğuya 3800 MW'a kadar transit güç iletimi sağlar; gün.

Orta Volga'nın UES'inin ayırt edici bir özelliği, her iki frekans regülasyonunu sağlayarak, 4880 MW'a kadar geniş bir aralıkta üretimi hızlı bir şekilde değiştirmeyi mümkün kılan hidro-üretim kapasitelerinin (Volga-Kama şelalesinin HES'leri) önemli bir payıdır. Rusya'nın UES'inde ve Merkez, Urallar ve Sibirya'nın UES'lerinden gelen transit akışların değerini verilen sınırlar içinde korumak.

Uralların URES'i

Uralların UES'i, Sverdlovsk, Chelyabinsk, Perm, Orenburg, Tyumen, Kirov, Kurgan bölgeleri, Udmurt ve Başkurt cumhuriyetlerinin topraklarında bulunan elektrik tesislerinden oluşur. Neredeyse 2,4 milyon metrekarelik bir alanda bulunan 500-110 kilovolt voltajlı 106 bin kilometreden fazla enerji nakil hattı (Rusya UES'in havai hatlarının toplam uzunluğunun dörtte biri) ile birleşiyorlar. kilometre. Uralların UES'si, toplam kurulu gücü 42 bin MW'ın üzerinde olan veya Rusya UES'indeki santrallerin toplam kurulu gücünün %21,4'ü olan 106 santralden oluşmaktadır. IES, ülkenin merkezinde, Sibirya IES'nin, Orta Volga'nın Merkezi ve Kazakistan'ın kavşağında yer almaktadır.

Uralların UES'lerinin ayırt edici özellikleri şunlardır:

• planlı veya acil onarımlar için günde iki ila sekiz 500 kV havai hattın bağlantısının kesildiği 500 kV'luk karmaşık bir çok halkalı ağ ve ayrıca bir voltaj rezervi;
• Uralların tüketiminde endüstrinin yüksek payının neden olduğu akşam düşüşü (1200 MWh'ye kadar hız) ve sabah büyümesi (1400 MWh'ye kadar hız) ile güç tüketimi miktarında önemli günlük dalgalanmalar;
• Uralların UES enerji santrallerinin toplam yükünü 5000 ila 7000 MW aralığında günlük olarak değiştirmeye ve iki ila on gücün bağlantısını kesmeye izin veren yüksek manevra kabiliyetine sahip TPP blok ekipmanının büyük bir kısmı (kurulu kapasitenin% 58'i) toplam kapasitesi 500 ila 2000 MW olan üniteler. Bu, Merkez, Orta Volga, Sibirya ve Kazakistan'ın IES'lerinden sistemlerarası akışları düzenlemeyi ve Urallardaki tüketicilere güvenilir güç kaynağı sağlamayı mümkün kılar.

IES Güney

Krasnodar, Stavropol Toprakları, Volgograd, Astrakhan, Rostov Bölgeleri, Çeçen, İnguş, Dağıstan, Kabardey-Balkar, Kalmık, Kuzey Osetya ve Karaçay-Çerkes Cumhuriyetleri topraklarında bulunan elektrik santralleri, Güney'in IES bölgesinde faaliyet göstermektedir. UES, Rusya'nın UES'inin Ukrayna, Azerbaycan ve Gürcistan'ın enerji sistemleri ile paralel çalışmasını sağlar.

IES South'un ayırt edici özellikleri şunlardır:

330-500 kV havai hatlara dayanan, özellikle eteklerinde, yoğun buz oluşumunun olduğu bölgelerde, Kafkas sırtı boyunca kuzey-batıdan güney-doğuya uzanan elektrik şebekesinin tarihsel olarak kurulmuş şeması;

elektrik dengesi üzerinde önemli bir etkisi olan Kuzey Kafkasya nehirlerinin (Don, Kuban, Terek, Sulak) düzensiz akışı, batıda elektrik şebekesinin buna karşılık gelen yükü ile kışın elektrik sıkıntısına yol açar. doğu yönü ve ters yönde yük ile yaz aylarında bir fazlalık;

elektrik tüketimi yapısında hanehalkı yükünün en büyük (diğer ECO'lara kıyasla) payıdır, bu da sıcaklık değişiklikleriyle elektrik tüketiminde keskin sıçramalara yol açar.

Sibirya UES

Sibirya'nın UES'i, Batı Sibirya'daki Omsk bölgesinden Doğu Sibirya'daki Chita bölgesine kadar olan bölgeyi kapsayan, Rusya'nın UES'inde bölgesel olarak en geniş kapsamlı birliktir. Altay, Krasnoyarsk Toprakları, Omsk, Tomsk, Novosibirsk, Kemerovo, Irkutsk, Chita Bölgeleri, Khakassia Cumhuriyetleri, Buryatia ve Tyva'da bulunan elektrik santralleri UPS bünyesinde faaliyet göstermektedir. Taimyrenergo izolasyonda çalışır. IES, yaklaşık 87 bin kilometrelik havai hatları 1150-110 kilovolt voltaj ve %50'den fazlası hidroelektrik santrallerinin kapasitesi olan 46 GW'dan fazla enerji santrali üretim kapasitesine sahip birleştirir.

Sibirya'nın UES'si kısa bir tarihsel süreçte sıfırdan kuruldu. Güçlü ve verimli hidroelektrik santrallerinin inşası ve ucuz açık ocak kahverengi kömür temelinde büyük hidroelektrik santrallerinin inşası ile eş zamanlı olarak, büyük bölgesel endüstriyel kompleksler yaratıldı (Bratsk, Ust-Ilimsk, Sayan, Kansk-Achinsk yakıt ve enerji kompleksi - KATEK). Bir sonraki adım, yüksek voltajlı enerji hatlarının inşası, güçlü enerji santrallerinin elektrik şebekeleriyle birbirine bağlanması yoluyla bölgesel enerji sistemlerinin oluşturulması ve ardından Sibirya'nın IES'lerinin oluşturulmasıydı.

UPS of Sibirya'nın ayırt edici özellikleri şunlardır:

%50'den fazlası uzun vadeli düzenleme rezervuarlarına ve uzun süreli düşük su süresi için yaklaşık 30 milyar kWh rezervlere sahip hidroelektrik santralleri olan benzersiz bir üretim kapasitesi yapısı. Aynı zamanda, Sibirya'daki hidroelektrik santralleri, Rusya'nın UES'inin tüm elektrik santralleri tarafından toplam elektrik üretiminin yaklaşık %10'unu üretmektedir;

enerji potansiyeli 70 ila 120 milyar kWh arasında değişen Angara-Yenisey havzasının nehirlerinin yıllık akışında önemli doğal dalgalanmalar, nehirlerin su içeriğinin kısa vadede bile zayıf öngörülebilirliği;

KGK'nın Avrupa kısmının yükünün düzenlenmesinde Sibirya'daki hidroelektrik santralinin tepe kapasitesinin kullanılması ve TPP'lerin rezervleri tarafından su yolu boyunca hidroelektrik santralinin enerji çıkışının yıllık düzensizliğinin düzenlenmesi Urallar ve Merkez. Bu amaçla Sibirya - Kazakistan - Ural - Srednaya VolgaCenter transiti için planlanan gücü 3-6 milyon kw'a kadar olan 500 kV ve 1150 kV havai hatların yapımı gerçekleştirilmiştir.

Uzak Doğu'nun IES

Uzak Doğu ve Uzak Kuzey topraklarında Primorsky, Habarovsk Bölgeleri, Amur, Kamçatka, Magadan'da bulunan elektrik tesisleri var. Sahalin oblastları ve Saha Cumhuriyeti (Yakutya). Bunlardan, üzerinde bulunan elektrik tesisleri

bölgeler Amur bölgesi, Habarovsk ve Primorsky Bölgeleri ve Saha Cumhuriyeti'nin (Yakutya) Güney Yakutsk Elektrik Bölgesi, 500 ve 220 kV sistemler arası elektrik hatları ile birleştirilir, tek bir çalışma moduna sahiptir ve Doğu'nun IES'sini oluşturur.

Doğu'nun IES, Rusya'nın UES'inden izole bir şekilde faaliyet gösteriyor ve onun ayırt edici özelliklerişunlardır:

sınırlı bir düzenleme yelpazesine sahip termik santrallerin (kurulu kapasitenin %70'inden fazlası) üretim kapasitelerinin yapısındaki yaygınlık;

Zeya ve Amur nehirlerinde seyrüsefer sağlama ihtiyacı nedeniyle Zeya ve Bureyskaya HES'lerinin düzenleme aralıklarını kullanma olanaklarının sınırlı olması;

ana üretim kaynaklarının kuzeybatı kısmına yerleştirilmesi ve ana tüketim alanlarının KGK'nın güney-doğusuna yerleştirilmesi;

Rusya'nın UES'indeki en yüksek oranlardan biri (neredeyse %21) elektrik tüketiminde kamu hizmetleri yükünün payı;

uzatılmış güç hatları

Rusya'nın UES'leri ile yabancı ülkelerin enerji sistemleri arasındaki bağlantılar

2005 yılı sonunda Belarus, Estonya, Letonya, Litvanya, Gürcistan, Azerbaycan, Kazakistan, Ukrayna, Moldova ve Moğolistan'ın enerji sistemleri Rusya'nın UES'i ile paralel olarak çalışıyordu. Orta Asya'nın enerji sistemleri - Özbekistan, Kırgızistan ve Tacikistan - Rusya'nın UES'ine paralel olarak Kazakistan'ın enerji sistemi üzerinden çalıştı.

Rusya UES'inin iç ve dış ilişkilerinin yapısı Şekil 2'de gösterilmektedir. 2.2.

Rusya'nın UES'inin komşu ülkelerin güç sistemleriyle paralel çalışması, elektrik yükü ve kapasite rezervlerinin programlarının kombinasyonu ile ilgili gerçek avantajlar sağlar ve bu güç sistemleri arasında karşılıklı elektrik alışverişine (ihracat / ithalat) izin verir (bkz. Bölüm 3.4). ).

Ayrıca, İskandinavya'nın enerji sistemleri birliğinin bir parçası olan Finlandiya'nın enerji sistemi, Vyborg dönüşüm kompleksinin cihazları aracılığıyla Rusya'nın UES'si ile birlikte çalıştı. Rusya'nın elektrik şebekeleri de Norveç ve Çin'in belirlenmiş bölgelerine güç sağlamak için kullanıldı.

2.2. Rusya'nın UES'inde operasyonel sevk yönetimi

JSC SO-CDU UES, operasyonel sevkiyatın en üst organıdır.

Rusya'nın UES'si gibi eşzamanlı olarak çalışan bu kadar büyük bir birliğin yönetimi, dünyada benzeri olmayan son derece karmaşık bir mühendislik görevidir.

Bunu çözmek için Rusya, aşağıdakileri içeren çok seviyeli bir hiyerarşik operasyonel sevk kontrolü sistemi oluşturmuştur (bkz. Bölüm 1.1): Sistem operatörü - Merkezi Sevkiyat Ofisi (bundan sonra SO-CDU UES olarak anılacaktır); yedi bölgesel entegre sevkiyat ofisi (ODE veya SO-ODE) - yedi OES'in her birinde; bölgesel sevk ofisleri (RDU veya SO-RDU); enerji santrallerinin ve elektrik şebekesi işletmelerinin kontrol noktaları; operasyonel saha tugayları.

JSC SO-CDU UES'in görevleri ve işlevleri

JSC SO-CDU UES, Rusya Birleşik Enerji Sisteminin merkezileştirilmiş operasyonel ve teknolojik yönetimini gerçekleştirir.

JSC SO-CDU UES'in ana görevleri şunlardır:

• elektrik enerjisi endüstrisinde gelişen rekabetçi ilişkiler bağlamında sistem güvenilirliğinin sağlanması;
• elektrik enerjisi endüstrisinin işleyişi için yerleşik teknolojik parametrelere ve elektrik enerjisinin kalitesinin standart göstergelerine uygunluğun sağlanması;
• elektrik (kapasite) piyasasının etkin bir şekilde işlemesi için koşulların yaratılması ve elektrik enerjisi endüstrisi konularının toptan elektrik piyasası ve perakende piyasalarında akdedilen sözleşmeler kapsamındaki yükümlülüklerinin yerine getirilmesinin sağlanması. JSC SO-CDU UES, Rusya UES bünyesinde aşağıdaki işlevleri yerine getirir:
• elektrik üretimi ve tüketiminin tahmin edilmesi ve dengelenmesi;
• santrallerin yüklenmesi ve boşaltılması için gerekli güç rezervinin sağlanmasına yönelik planlama ve tedbirlerin alınması;
• sevk personeli tarafından gerçekleştirilen mevcut modların operasyonel kontrolü;
• normal ve acil durum modlarının otomatik kontrolünün kullanılması;
• güvenli operasyonun uygulanması, güç sistemlerinde ve bir bütün olarak Rusya'nın UES'sinde acil durumların gelişmesinin önlenmesi ve ortadan kaldırılması.

Rusya UES'inin çalışma modlarını optimize etmek için stratejik hedefler

Ek olarak, elektrik enerjisi endüstrisinin diğer altyapı kuruluşlarının katılımıyla sevk yönetim organları, orta ve uzun vadede Rusya'nın UES'inin çalışma modlarını optimize etmek için aşağıdakiler dahil olmak üzere stratejik görevleri çözüyor:

güç ve elektrik tüketimini tahmin etmek ve güç ve elektrik dengelerini geliştirmek;

UES'in elektrik şebekesinin bölümlerinin kapasitesinin belirlenmesi;

enerji kaynaklarının kullanımının optimizasyonu ve üretim ekipmanının elden geçirilmesi;

elektrik modları, statik ve dinamik kararlılık hesaplamalarının uygulanmasını sağlamak;

röle koruma cihazlarının ve sistemlerinin teknolojik çalışma modlarının merkezi kontrolü, sistemler arası ve ana omurga güç iletim hatlarının otomasyonu ve acil durum kontrolü otomasyonu, ana voltaj sınıflarının iletişiminin otobüsleri, transformatörleri ve ototransformatörleri (kısa devre akımlarının hesaplanması, seçilmesi röle koruma ve otomasyon cihazlarının (RPA) ve acil durum otomasyonunun (PA) ayarlanması için parametreler);

ekipmanın ve elektrik hatlarının operasyonel sevk kontrolü işlevlerinin dağıtımı, operasyonel ve teknik belgelerin hazırlanması;

yılın karakteristik dönemleri (sonbahar-kış maksimum, sel dönemi, vb.) için ve ayrıca yeni tesislerin devreye alınması ve paralel işletim güç sistemlerinin bileşiminin genişletilmesi ile bağlantılı olarak şemaların ve modların geliştirilmesi;

enerji santrallerinin, elektrik hatlarının, trafo merkezi ekipmanlarının, röle koruma ve güvenlik cihazlarının ana ekipmanı için onarım programlarının koordinasyonu;

güç kaynağının güvenilirliğini ve elektriğin kalitesini sağlama, sevk kontrol ve otomatik kontrol sistemlerinin araçlarını tanıtma ve iyileştirme konularında tüm sorunları çözmek.

Otomatik sevk kontrol sistemi

Planlama, operasyonel ve otomatik kontrol sorunlarını çözmek için, SO-CDU, SO-ODU ve SO-RDU ile birbirine bağlı veri işleme için hiyerarşik bir sevk merkezleri ağı olan gelişmiş bir bilgisayar otomatik sevk kontrol sistemi (ASDU) kullanılır. birbirleriyle ve enerji tesisleri (elektrik santralleri, trafo merkezleri) telemekanik ve iletişim kanalları ile. Her sevk merkezi, Rusya'nın UES çalışma modunun parametreleri, elektrik şebekesinin durumu ve sevkıyata izin veren ana güç ekipmanı hakkında operasyonel bilgilerin gerçek zamanlı otomatik olarak toplanmasını, işlenmesini ve görüntülenmesini sağlayan güçlü bir bilgisayar sistemi ile donatılmıştır. Rusya operasyonunun UES operasyonunun operasyonel kontrolünü ve yönetimini yürütmek için uygun yönetim seviyesindeki personel ve ayrıca modların planlanması ve analizi sorunlarının çözülmesi, elektrik santrallerinin elektrik akımı frekansının birincil ve ikincil düzenlemesine katılımının izlenmesi.

Acil durum otomasyon sistemi, Rusya UES'inin güvenilirliğini ve bekasını korumanın en önemli yoludur.

Rusya'nın UES'inin güvenilirliğini ve hayatta kalmasını sağlamanın en önemli yolu, yabancı elektrik ara bağlantılarında benzerleri olmayan çok seviyeli bir acil durum kontrol otomasyon sistemidir. Bu sistem, aşağıdakileri yaparak sistem kazalarının gelişmesini önler ve yerelleştirir:

• kararlılık ihlallerinin otomatik olarak önlenmesi;
• asenkron modun otomatik olarak ortadan kaldırılması;
• frekans azaltma ve artırmanın otomatik olarak sınırlandırılması;
• voltaj düşüşü ve artışının otomatik olarak sınırlandırılması;
• otomatik boşaltma ekipmanı.

Acil durum kontrol ve rejim otomasyonu cihazları, güç tesislerinde (yerel kompleksler) ve JSC SO-CDU UES'in sevk merkezlerinde bulunur ( merkezi sistemler acil otomasyon, yerel komplekslerin çalışmalarının koordinasyonunu sağlamak).

Rusya'daki elektrik enerjisi endüstrisi reformu bağlamında Rusya'nın UES'indeki operasyonel sevk kontrol sistemini daha da optimize etmeye yönelik adımlar

AOenergo'nun reformu ve yeniden düzenlenmesi bağlamında, SO-CDU UES'in en önemli görevi, sektörde yeni kurulan şirketlerle yeni teknolojik ilişkilerin kurulmasını gerektiren operasyonel sevk kontrolü işlevlerini sürdürmektir.

Bu amaçla, 2005 yılında, Sistem Operatörü ile JSC FGC UES (Federal Grid Company, bkz. bölüm 1) arasında Birleşik Ulusal Elektrik Şebekesi (UNEG) tesislerinin mevcut operasyonel sevk kontrolü şemasının geçici olarak korunmasına ilişkin bir Anlaşma imzalanmıştır. ve FGC tarafından bölgesel elektrik şebekesi şirketlerinden ayrılırken ve UNEG tesislerinin onarım ve bakım hizmetleri için devredilirken güvenli çalışma performansı düzenleme prosedürü.

Yine 2005 yılında, JSC FGC UES ile birlikte Rusya UES ağlarının dağıtım işlevlerinin yeniden dağıtılması üzerine devam eden çalışmalar sırasında, 110 kV havai hatların ve daha yüksek dağıtım tesislerinin atanması için ana kriterler geliştirildi ve üzerinde anlaşmaya varıldı.

RDU VL 220 kV, ekipman, PA cihazları, röle koruma ve otomasyon sistemleri ve sevk ve teknolojik kontrol sistemlerinin (SDTU) sevk memurunun sevk kontrolü veya sevk yönetimine kabulü için bir organizasyonel ve teknik önlemler programı hazırlanmış ve uygulanmaktadır. ) UNEG ile ilgili ağların. 2005 yılında Sistem İşletmecisi sevk kontrolü için 70 220 kV havai hattı devraldı.

Operasyonel sevk yönetim sisteminin optimizasyonunun bir parçası olarak, Rusya'nın UES'inin operasyonel sevkıyat yönetiminin Hedef organizasyonel ve fonksiyonel modeli geliştirildi ve yürürlüğe girdi. Bu modele uygun olarak, JSC SO-CDU UES - Smolensk Bölge Sevkiyat Ofisi şubesinin faaliyet bölgesinin genişletilmesi için bir pilot proje

Bryansk ve Kaluga bölgelerindeki sevk tesislerinin operasyonel sevk kontrolünün işlevlerini OAO SO - CDU UES'nin bir şubesi olan Smolensk Bölgesel Sevkiyat Ofisine aktarmak için teknik ve teknik önlemler.

2005 yılında, operasyonel anahtarlama üretimi sırasında sevk komutlarının güç tesislerine iletilmesi için şemayı optimize etmek için çalışmalar yapıldı. Ara bağlantılar, UPS modları üzerindeki kontrolün güvenilirliğini artırmada bir faktör olan sevk komut şemasından hariç tutulur. 31 Aralık 2005 tarihi itibariyle, OJSC SO-CDU UES sevk merkezlerinin sevk kontrolünde bulunan 220 kV ve üzeri 1.514 havai hattından, 756 hattı kontrol etmek için doğrudan komuta iletim şeması “dağıtıcı - güç tesisi” uygulandı. (toplam sayılarının %49,9'u).

2.3. 2005 yılında Rusya'nın UES'inin ana performans göstergeleri

Rusya ve Rusya Federasyonu'nun UES'lerinde maksimum enerji santrali yükü ve maksimum güç tüketimi

Rusya'nın UES'sinin yıllık maksimum enerji santrali yükü 27.12.2005 tarihinde 18-00'de kaydedildi ve 50.002 Hz elektrik akımı frekansında 137,4 bin MW olarak gerçekleşti. Rusya Federasyonu'ndaki yıllık maksimum santral yükü 143,5 bin MW'a ulaştı.

Üretim kapasitelerinin katılımı çeşitli tiplerde Maksimum yüklerin periyodu boyunca yük eğrisinin kapsamında Şekil 2'de gösterilmektedir. 2.3 Aralık 2004 ve 2005 günleri için

Rusya Federasyonu'nda 2005 yılında maksimum güç tüketimi, Rusya UES'inde 141,6 milyon kW (2004'e göre %1.4 artış), Merkezin UPS'inde 134,7 milyon kW (+ %1,7) - 36,2 milyon kW (+ %0,7) Orta Volga'nın UES'leri için - 12,9 milyon kW (+ %0,7), Uralların UES'leri için - 33,4 milyon kW (+ %3,1), Kuzey-Batı'nın UES'leri için - 13,3 milyon Güney'in UES'leri için kW (+ %1,2) - 11,9 milyon kW (%-0,6), Sibirya'nın UES'leri için - 29,5 milyon kW (+ %0,7), Doğu UES'te - 4,8 milyon kW (%-0,3) ).

Rusya'nın UES'sinde gerçek elektrik akımı frekansının göstergeleri

2005 yılında Rusya'nın Birleşik Enerji Sistemi, GOST tarafından belirlenen standart elektrik akımı frekansında takvim süresinin% 100'ünü çalıştırdı (bkz. Şekil 2.4). Buna ek olarak, 2005 yılında, Rusya'nın UES'lerinin, BDT'nin ve Baltık ülkelerinin elektrik şebekesindeki elektrik akımının frekansı, zamanın% 100'ü, Eylül tarihli Rusya'nın RAO UES emriyle belirlenen sınırlar içinde tutuldu. 18, 2002, No. 524 “UES Rusya'da elektrik akımı frekansının düzenleme kalitesinin iyileştirilmesi hakkında ”ve RAO“ Rusya UES ”OJSC“ Normal İhlallerin Önlenmesi ve Ortadan Kaldırılmasına İlişkin Kurallar Güç Sistemlerinin Elektrik Kısmının İşletilmesi”.

Rusya'nın UES'inin Avrupa kısmındaki günlük yük programlarının değişken bölümünü düzenleme koşullarının sıkılaştırılması - son yıllarda bir eğilim

2005 yılında, son yılların trendi devam etti

Rusya'nın Avrupa kısmındaki tüketiciler için günlük yük programlarının konsolidasyonundan arındırılması. Bu, özellikle Merkez, Orta Volga ve Kuzey-Batı UPS'lerinin günlük güç tüketimi programları için tipiktir. Listelenen IES'lerin ve Rusya'nın UES'inin Avrupa kısmının günlük yük programlarını kapsama koşulları büyük ölçüde üretim kapasitelerinin yapısına bağlıdır. Aynı zamanda, bu tip ekipmanların yaşlanması ve sökülmesi nedeniyle çapraz bağlantılı IES'lerin payının son yıllarda devam eden düşüşü nedeniyle UES enerji santrallerinin genel yük düzenleme aralığı azalmakta, kurulu kapasitedeki artış nükleer santrallerin yanı sıra hidroelektrik santrallerin nispeten küçük bir payı ve sadece bir pompalı depolama santralinin varlığı, Rusya'nın UES'inin Avrupa kısmının UPS'lerinin üretim kapasitelerinin yapısında. Hemen hemen tüm ECO'larda bu, özellikle hafta sonları ve hafta sonları olmak üzere günlük yük çizelgelerinin değişken kısmını düzenleme koşullarında bir artışa yol açmıştır. Bayram... TPP güç ünitelerinin daha derin gece boşaltması ve ayrıca hafta sonları ve tatil günlerinde yedekte durdurulması nedeniyle günlük programların düzenlenmesi sağlanır. 2005 yılının bazı günlerinde, yetersiz düzenleme aralığı nedeniyle, NGS güç ünitelerinin rezerve çekilinceye kadar kısmen boşaltılması gerekli hale geldi.

Sibirya UES hidroelektrik santralinin Rusya UES'inin yük programının değişken bölümünü düzenlemedeki büyük potansiyeli, önemli mesafeler ve bitişik UES ile zayıf elektrik bağlantıları nedeniyle hala kullanılamıyor.

Rusya'nın UES'inin istikrarı ve başlıca büyük teknolojik ihlaller

2005 yılında Birleşik Enerji Sistemi istikrarlı bir şekilde çalıştı.

Sanayi ve güç sistemlerindeki işletmelerin işleyişinde teknolojik aksaklıkların varlığına rağmen, Rusya UES'inin sistem güvenilirliği sağlandı.

En önemli ihlaller arasında şunlar yer almaktadır:

1) 05/25/2005, bir dizi faktörün üst üste binmesinin bir sonucu olarak, gelişimi Moskova, Moskova, Tula, Kaluga bölgelerinde çok sayıda tüketicinin bağlantısının kesilmesine ve bağlantının kesilmesine yol açan bir kaza meydana geldi. Ryazan, Smolensk ve Oryol bölgeleri toplam yük 3500 MW;

2) 27/07/2005, iki adet 110 kV hava hattının kapatılması ve ardından bir güç dalgalanması ve iki 220 kV hava hattının ALAR eylemi nedeniyle stabilitenin bozulması nedeniyle kapanması sonucunda bir onarım planı koşulları altında, Permsko-Zakamsky güç merkezi, elektrik kesintisi, frekansta 46,5 Hz'e kısa süreli düşüş ve toplam 400 MW yük ile AChR tarafından tüketicilerin elektrik kesintisi ile izole çalışma için tahsis edildi;

3) 08/07/2005, Kuban enerji sisteminin 220 kV şebekesindeki onarım şeması koşulları altında, 220 kV ve 110 kV havai hatların bağlantısı kesildi. Çift devreli havai hat 220 kV, PA'nın eylemiyle ve Karadeniz kıyısı boyunca kalan 110 kV transit hatların aşırı yük koruması ile bağlantısı kesildi. Aynı zamanda, 280 MW'lık bir yüke sahip Sochi elektrik bölgesinin enerjisi kesildi;

4) 16 Eylül - 17 Eylül 2005 döneminde, olumsuz hava koşulları nedeniyle Chita bölgesinin batı bölgelerinde, dış hava sıcaklığında keskin bir düşüş, rüzgarda 30 m / s'ye kadar bir artış, şiddetli yağışlar havai hat desteklerinin tellerinde ve yapılarında yapışan yağmur ve karla karışık yağmur ve buz oluşumu, desteklere zarar veren çok sayıda tel kopmasına neden oldu. Sonuç olarak, dört 220 kV havai hattın bağlantısı kesildi, bu da Chita güç sisteminin asenkron çalışma için tahsis edilmesine ve yerleşimlerin karartılması, çekiş transit trafo merkezleri ve Zabaikalskaya'nın hareketinde bir kesinti ile üç 220 kV trafo merkezinin söndürülmesine yol açtı. demiryolu;

5) 18-20 Kasım 2005 tarihleri ​​arasında, olumsuz hava koşulları altında (kuvvetli rüzgar, ıslak kar), JSC Lenenergo, 6-220 kV havai hatlarında büyük çaplı kesintiler yaşadı. Sonuç olarak, Mga (9 bin nüfuslu), Vsevolozhsk (43 bin nüfuslu), Kirovsk (50 bin nüfuslu), bölgesel merkezler de dahil olmak üzere 218 yerleşim yerine elektrik kesintisi yapıldı. Nikolskoye (17 bin kişilik nüfusa sahip), Shlisselburg (10 bin kişilik nüfusa sahip) 140 MW yüke sahip.

2.4. Rusya UES'inin işleyişindeki ana sorunlar ve dengesizlikler

Rusya UES'inin temel sorunları

UES'in Avrupa kısmında düşük manevra kabiliyetine sahip büyük bir TPP ve NPP payının varlığı, Urallar, Orta Volga ve Sibirya'nın UES'lerinde mobil TPP'ler ve hidroelektrik santrallerinin konsantrasyonu, güçte önemli bir değişiklik yelpazesine neden olur. tüketim programlarını kapsarken Merkez - Orta Volga - Ural bağlantılarında akar. 500 kV omurga ağının bir dizi hattının inşası yoluyla Merkez - Orta Volga - Ural transit geçiş kapasitesinin artırılması, ana kontrollü bölümler boyunca güç iletimi üzerindeki kısıtlamaları azaltacak, Avrupa ve Ural'ın paralel çalışmasının güvenilirliğini artıracaktır. Rusya'nın UES'inin parçaları.

Saratov-Balakovsky güç merkezinin güvenilirliğini artırma ve Güney'in Orta Volga - IES'sinin IES'sinin geçişini artırarak Balakovo NGS'nin güç dağıtım şemasını güçlendirme görevi acildir.

Yeni Ural - Orta Volga transit hatlarının inşası, Güney Urallara güç kaynağının güvenilirliğini ve Balakovo NGS'nin güç çıkışını artıracaktır. Rusya'nın UES'inin Kuzey-Batı bölgesindeki transit geçişi ve 750 kV voltajda IES Merkezi ile bağlantısını güçlendirmek de gereklidir. Ağ çözümleri, Kuzey-Batı - Merkez bölümünün verimini artıracak ve Kola güç sistemindeki kilitli kapasiteyi ortadan kaldıracaktır.

Bölgelerin temel sorunları

Moskova bölgesi ve Moskova bölgesi

Bölgedeki güç tüketiminin artması, 110 kV dağıtım şebekesindeki maksimum yükler, ototransformatör bağlantılarının olmaması nedeniyle 500 kV şebekeden daha düşük voltajlı şebekeye güç iletiminin sınırlandırılması 220- 110 kV şebeke, yenilerinin inşası ve mevcut trafo merkezlerinin artırılarak yeniden yapılandırılması, trafo kapasitesinin yanı sıra ilave manevra kabiliyetine sahip kapasitelerin devreye alınması.

Nizhny Novgorod bölgesinin toprakları

Nizhny Novgorod güç sisteminin 220 kV şebekesinin güçlendirilmesi, esnek kapasitelerin inşası, 500 kV şebekesinde acil kesintiler olması durumunda tüketicilere güç kaynağının güvenilirliğini artıracaktır.

Kaluga ve Bryansk bölgelerinin toprakları

Kaluga ve Bryansk güç sistemleri yetersiz durumda. 220 kV'luk bir şebekeye bağlı yeni bir üretim kapasitesinin devreye alınması, tüketicilere güvenilir güç kaynağı sağlayacaktır.

Saratov bölgesinin toprakları

Balakovo NPP'nin 1 No'lu güç ünitesinin onarım şemalarında sınırlı güç çıkışı. Balakovsko-Saratov kavşağının 500-220 kV şebekesinin güçlendirilmesi, Saratov enerji sistemi ile Orta Volga'nın UES'si arasındaki bağlantıların verimini 500-600 MW artıracaktır.

St. Petersburg Bölgesi ve Leningrad bölgesi

Kuzeydeki güç kaynağının güvenilirliğini artırma Leningrad bölgesi Petersburg ve 220-330 kV sistem içi ağların yüksek yükü nedeniyle Finlandiya'ya elektrik tedariki. Onarım planlarında Leningrad NGS'nin güç çıkışında da kısıtlamalar vardır. Mevcut ve yeni elektrik şebekesi tesislerinin yeniden inşası gereklidir.

IES Güney

Volgodonsk NGS'nin ikinci güç ünitesinin güvenilir güç dağıtımını sağlamak için, omurga ağının yeni hatlarının inşası yoluyla Rostov ve Stavropol güç sistemlerinin kapasitesini artırmak gerekir. Kuban güç sistemindeki tüketimin aktif büyümesi, gücün açık Astrakhan güç sistemine aktarılması, sistem içi ağlarda, güç sistemlerinde üretim kapasitelerinin devreye alınmasıyla ortadan kaldırılabilecek kısıtlamaların ortaya çıkmasına neden olur.

Güney'in UES'lerinin devletlerarası transit geçişinin - Azerbaycan enerji sisteminin, Dağıstan enerji sisteminin tüketicilerine ve Çeçen Cumhuriyeti'nin elektrik arzının çalışmasının güvenilirliğinin arttırılması gerekmektedir.

Uralların URES'i

Perm enerji sisteminin Bereznikovsko-Solikamsk ve Permsko-Zakamsky enerji bölgelerinin Rusya'nın UES'leri, Orenburg enerji sisteminin Batı ve Kuzey enerji bölgeleri, Kuzey, Noyabrsky, Kogalymsky, Neftyugansk, Tyumen enerji sisteminin Nizhnevartovsk enerji bölgeleri, Kropachevo

Chelyabinsk güç sisteminin Zlatoust bölgesi, Sverdlovsk güç sisteminin Serovo - Bogoslovsky bölgesi, Kirov güç sistemi.

Yüksek tüketim büyüme oranları (metalürjik ve alüminyum üretiminin gelişimi, Subpolar Uralların gelişimi) ağ kapasitesinin artırılmasını ve yeni kapasitelerin devreye alınmasını gerektirmektedir.

Belirli bölgelerdeki eksiklikleri gidermek ve gelecek vaat eden bir kapasite rezervi oluşturmak için Tyumen, Sverdlovsk, Chelyabinsk enerji sistemlerinde bir dizi tesiste üretim kapasitesinin devreye alınması gerekiyor. Elektrik şebekesi yapımı, reaktif güç kompanzasyon araçlarının montajı gereklidir.

Sibirya UES

Ağ kısıtlamalarının varlığında tüketimin aktif gelişimi, Tomsk güç sisteminin çalışma modunu ve Kuzbass güç sisteminin güney bölgesini karakterize eder. Bu alanlarda üretim kapasiteleri ve elektrik şebekesi yapımının devreye alınması gerekmektedir.

EKO Doğu

Zeyskaya HES'in güç çıkışı sınırlandırıldı ve Amur güç sistemindeki Trans-Sibirya Demiryolu tüketicilerine sağlanan güç kaynağının güvenilirliği azaldı. Dalenergo'da Vladivostok ve Nakhodka'daki tüketicilere güç kaynağının yetersiz güvenilirliği. Habarovsk güç sistemi ve Dalenergo'nun bağlantılarında güç aktarımında kısıtlamaların varlığı, Habarovsk CHPP-3'ün güç dağıtımı, Habarovsk şehrinde güç kaynağının güvenilirliğinde bir azalmaya yol açmaktadır. Sovgavan enerji merkezinin tüketicilerine güvenilir güç kaynağı sağlama sorunu var. Mevcut trafo merkezlerinin yeniden inşasını ve yeni trafo merkezlerinin inşasını gerçekleştirmek için omurga ağının bir dizi hattının inşaatının yapılması gerekmektedir.

1 Normal şartlar altında, bölünme noktası Amurenergo'dadır ve Chitaenergo'da bir elektrik kesintisi varsa, bölünme noktası Chitaenergo'ya aktarılır.

2 Orta Volga'nın UES'indeki toplam kurulu gücün %26'sı ve Rusya'nın UES'sinin hidroelektrik santrallerinin toplam kurulu kapasitesinin yaklaşık %15'i.

3 Kuzey Senkron Bölgesi (NORDEL) - İskandinav ülkelerinin (İsveç, Norveç, Danimarka, Finlandiya ve İzlanda) enerji ara bağlantısı. Danimarka enerji sisteminin batı (kıta) kısmı, Batı senkron bölgesi UCTE ile paralel olarak ve doğu kısmı NORDEL ile, İzlanda enerji sistemi ise özerk olarak çalışır.

4 30.01.2006 tarih ve 68 sayılı Rusya RAO UES Emri ile “Rusya UES'inin operasyonel sevk yönetiminin hedef organizasyonel ve fonksiyonel modelinin onaylanması üzerine”.

5 Merkezin ODU'sunun operasyonel alanındaki operasyonel sevk kontrolünün işlevlerini optimize etmek için önlemler, 26.12.2005 tarih ve 258/1 sayılı JSC SO-CDU UES Emri temelinde gerçekleştirilir.

6 Birbirine bağlı güç sisteminde paralel olarak çalışan güç sistemleri için belirtilmiştir.

7 Tüm buhar türbinlerinin beslendiği, tüm kazanların ortak bir canlı buhar toplayıcı üzerinde çalıştığı enerji santralleri.

8 ALAR - asenkron modun otomatik olarak ortadan kaldırılması.

9 AChR - frekans boşaltma otomasyonu.

Rostekhnadzor, 1 Ağustos 2017'de Doğu Birleşik Enerji Sistemi'nde (UES Doğu) meydana gelen ve Uzak Doğu'nun çeşitli bölgelerinde 1,7 milyondan fazla insanı elektriksiz bırakan bir Sistemik Kazanın Nedenlerine İlişkin Soruşturma Yasası yayınladı. Federal Bölge.

Yasa, olaylardaki tüm ana katılımcıları, düzinelerce kaza belirtisini, teknik koşulları, organizasyonel eksiklikleri, sevk memurunun emrine uymama durumlarını ve ekipmanın yanlış çalışması, tasarım hataları ve gereksinimlerin ihlalleri ile ilgili gerçekleri listeler. düzenleyici yasal düzenlemeler, yaşananların ana ve esasen tek nedeninin, güç sisteminin tutarsız işleyen unsurları olduğunu göstermektedir. Bu, çoğu sistem çökmesinin altında yatan aynı nedendir.

Habarovsk yakınlarındaki 500 kV hattı tamir altındaydı, 1 Ağustos'ta 22 yerel saatle Federal Şebeke Şirketi'nin (FGC) 220 kV hattında aşırı büyük bir kapatma (kabloların altından büyük bir yük geçtiğinde kısa devre) oldu. Ardından ikinci 220 kV iletim hattı kapatıldı. Bunun nedeni, röle koruma ve otomasyonun (RPA) yanlış ayarlanmasıdır, böyle bir yük ile çalışan güç iletim hatlarının olasılığını dikkate almamıştır. İkinci 220 kV iletim hattının kapatılması, Doğu'nun IES'lerinin iki parçaya bölünmesine yol açtı. Bundan sonra, RusHydro santralindeki otomatik güç kontrolü düzgün çalışmadı, bu da kışkırttı. Daha fazla gelişme Kaza ve ölçeği. Sonuç, Çin'e gidenler de dahil olmak üzere birçok elektrik hattının kapatılmasıdır.

- Koruma çalıştı, acil durum otomatikleri, bir dizi güç tesisi arızalandı. Altı istasyonun çalışma parametreleri değişti. Uzak Doğu Dağıtım Şebeke Şirketi JSC temsilcisi Olga Amelchenko, RG'ye verdiği demeçte, dağıtım ağları zarar gördü.

Sonuç olarak, Uzak Doğu'nun Güneyinin birleşik enerji sistemi iki izole bölüme ayrıldı: gereksiz ve eksik. Her ikisinde de kesintiler meydana geldi. Yedekli olanda, üretim ve elektrik şebekesi ekipmanının korunması çalıştı ve eksik olanda - otomatik frekans boşaltma.

Olayın resmi nedeni "güç sisteminin unsurlarının tutarsız işleyişi" idi.

Rostekhnadzor soruşturma yasasına göre, kazanın ana nedenleri "röle koruma cihazlarının aşırı çalışması, üretim ekipmanının otomatik kontrol sistemlerinin yanlış çalışması, geliştirici tarafından 220 kV'da acil durum otomasyonunun çalışması için kullanılan algoritmanın eksiklikleridir. şebeke, elektrik şebekesi ekipmanının çalışmasındaki eksiklikler."

1 Ağustos'ta yaşananlar bir kaza bile değil, bir dizi kazaydı. 2012'de 78 sistemik kaza oldu, 2017'nin sekiz ayında - sadece 29. Büyük kazalar azaldı ama ne yazık ki büyüdü. 2017'de, büyük ölçekli sonuçları olan bu tür beş kaza meydana geldi - güç sisteminin izole parçalara bölünmesi, büyük miktarda üretimin durdurulması ve büyük bir elektrik kesintisi.

Ana sorun, endüstrinin Birleşik Ulusal Enerji Sisteminin bir parçası olarak ekipman parametreleri ve bunların koordineli çalışması için zorunlu gereksinimlerinin olmamasıdır. Bazıları birikmiş Kritik kitle, bu da son büyük ölçekli kazalara yol açtı.

Kısa sürede çözülebilecek küçük bir sorun, sistem genelinde sonuçları olan büyük bir olaya dönüştü. Her aşamada, insanlar tarafından tasarlanan ve yapılandırılan otomasyonun yanlış eylemleriyle durum ağırlaştı. Yanlış tepki verdi.

Rusya Federasyonu Enerji Bakan Yardımcısı Andrei Cherezov, Rusya'nın güç sistemindeki kazaların ana nedenlerinden biri, ekipmanın tutarsız çalışması olarak nitelendirdi, faaliyet aslında herhangi bir düzenleyici çerçeveye dayanmadı, sonuç olarak, döndü. güç sistemindeki çeşitli ekipmanların genellikle tutarsız bir şekilde çalıştığını ortaya çıkardı.

Elektrik enerjisi endüstrisinin çalışması için yeni "kod", sektör reformunun tamamlanmasından sonra asla oluşturulmadı. Rusya'nın RAO UES arenasından ayrılması ve elektrik enerjisi endüstrisinin konuları arasındaki etkileşimin piyasa ilişkilerine aktarılmasıyla birlikte, teknolojik nitelikteki düzenleyici eylemlerin çoğu, RAO'nun emirleriyle verildikleri için meşruiyetlerini kaybettiler. .

Sovyet döneminin belgelerinde belirtilen ekipman için zorunlu gereksinimler, yasal statülerini uzun süredir kaybetti, ayrıca birçoğu ahlaki olarak modası geçmiş ve bunlara uymuyor. modern gelişme teknolojiler.

Bu arada, “2002'den beri, enerji kuruluşları kitlesel olarak yeni cihazlar sunuyor - CDA kapsamında aktif olarak yeni ekipman kuruldu, büyük ölçekli yatırım programları uygulandı ve çok sayıda enerji tesisi inşa edildi. Sonuç olarak, güç sistemindeki farklı ekipmanların genellikle tutarsız çalıştığı ortaya çıktı ”diye belirtti Andrey Tcherezov.

Rusya Enerji Bakan Yardımcısı Andrei Tcherezov, kazadan hemen sonra, "Elektrikle ilgili çok fazla konu var ve aralarındaki etkileşim düzenlenmeli, ancak bağımsız hareket ediyor gibi görünüyorlar" dedi.

Yalnızca teknolojik faaliyetin normatif düzenlemesi, güç sisteminin elemanlarının koordineli çalışmasını sağlayabilir. Ve bunun için, enerji sisteminin unsurları ve sanayi kuruluşlarının eylemleri için genel olarak zorunlu gereksinimlerin şeffaf ve teknik olarak doğru bir sistemini oluşturmak gerekir.

- Özerk bir işleyiş olmamalı, çünkü sırasıyla birleşik bir enerji sisteminde çalışıyoruz, Rusya Enerji Bakanlığı her şeyi düzenleyici yasal düzenlemelerle düzenlemeyi planlıyor - Andrey Tcherezov dedi.

- Sistemden kimin sorumlu olduğu, acil durum otomasyonu, işlevselliği, kurulumları için açık, anlaşılır koşullar oluşturmak gereklidir.

Bakanlık, nedenlerin kapsamlı bir sistemleştirilmesi açısından kazaların araştırılmasına yönelik kuralların iyileştirilmesi, kazaların önlenmesine yönelik tedbirlerin belirlenmesi ve uygulanması için mekanizmalar oluşturulması için çalışmalara başladı. “Bu kurallar, üretici seçme özgürlüğünü sınırlamadan, yalnızca ekipman için teknik gereksinimleri tanımlar. Ayrıca, bu belge ekipmanın yeniden yapılandırılması veya değiştirilmesi için şartlar öngörmüyor ”dedi Andrey Tcherezov.

Rusya Enerji Bakanlığı, enerji sektörünün reformu sırasında uygun şekilde geliştirilmeyen sektördeki zorunlu gereksinimler sistemini eski haline getirmek için çalışmalar düzenledi. Rusya Federasyonu Hükümeti'nin veya yetkili federal yürütme organının, elektrik güç sistemlerinin ve elektrik güç tesislerinin güvenilirliğini ve güvenliğini sağlamak için zorunlu gereksinimleri belirleme yetkilerini belirleyen 23.06.2016 tarih ve 196-FZ sayılı Federal Yasa kabul edilmiştir.

Şu anda, Rusya Hükümeti düzeyinde onaylanan planlara uygun olarak düzinelerce düzenleyici yasal düzenleme ve endüstri çapında düzenleyici ve teknik belgeler geliştirilmekte ve kabul edilmek üzere hazırlanmaktadır.

Ağustos ayında, ülkenin Cumhurbaşkanı Enerji Bakanlığı'na büyük elektrik kesintilerini önlemek için öneriler sunması talimatını verdi. Öncelikli adımlardan biri, en önemli sistemik belgenin - elektrik güç sistemlerinin işleyişine ilişkin Kuralların - kabul edilmesi olmalıdır. Taslağı, değerlendirilmek üzere RF hükümetine zaten sunuldu. Bu genel olarak bağlayıcı kurallar, normatif ve teknik düzenlemelerin çerçevesini belirleyecektir - bunlar, güç sisteminin ve onu oluşturan tesislerin işletilmesi için temel teknolojik gereksinimleri oluşturacaktır. Ayrıca, halihazırda Enerji Bakanlığı düzeyinde birçok somutlaştırıcı normatif ve teknik belgenin kabul edilmesini gerektirmektedir.

Birçoğu hazırlandı ve kamuoyunda tartışıldı. Son yıllarda Rusya'nın UES'inde meydana gelen bir dizi acil durum, güç mühendislerini acele etmeye zorluyor.

Departman Direktörü Evgeny Grabchak, “Bugünün kilit görevlerinden biri, yatırımları mevcut enerji sisteminin optimizasyonuna yönlendirmek ve enerji sistemini bir varlık olarak inşa etmek değil, bu da henüz optimum şekilde işletilmesi mümkün değil” dedi. Rusya Enerji Bakanlığı Elektrik Enerjisi Endüstrisinde Operasyonel Kontrol ve Yönetim, Uluslararası Enerji Verimliliği ve enerji geliştirme Forumu "Rus Enerji Haftası"nda (Moskova, St. Petersburg, 5 - 7.10.2017)

- Temel olarak, tüm konuları ve nesneleri açık bir şekilde tanımlayan, etkileşimlerini tanımlayan ve tek bir dilde iletişim kurmayı öğrenen tek bir koordinat sistemi alarak, enerji endüstrisinde dönen tüm bilgi akışlarının yalnızca yatay ve dikey entegrasyonunu sağlayamayız. , aynı zamanda merkezi olmayan merkez yönetimini düzenleyici tarafından gerekli düzeltici kararları almanın birleşik mantığıyla ilişkilendirir. Böylece, evrimsel bir şekilde, geleceğin elektrik enerjisi endüstrisinin temel durumuna ulaşılmasını simüle etmek için bir araç seti oluşturulacak ve bunu bir elektrik biriminin optimal maliyetinde görüyoruz - belirli bir seviyede bir kilovat. güvenlik ve güvenilirlik, - Yevgeny Grabchak açıkladı.

Ona göre, paralel olarak, sadece düzenleyici ve bireysel tesisler için değil, aynı zamanda ilgili şirketler ve bir bütün olarak devlet için ek faydalar elde etmek mümkün olacaktır.

- Bu avantajlar arasında, her şeyden önce, hizmetler için yeni pazarların yaratılmasına dikkat çekeceğim, bunlar: güç sisteminin durumunun ve bireysel unsurlarının tahmine dayalı modellemesi; yaşam döngüsü Değerlendirmesi; teknolojik süreçlerin optimal kontrolünün analitiği; sistemin işleyişi ve bireysel unsurları hakkında analitik; yeni teknolojilerin geliştirilmesi ve mevcut olanların test edilmesi için analitik; sanayi için sektörel bir düzenin oluşturulması ve elektrik ve ilgili ürünlerin üretiminin yaratılmasının karlılığının değerlendirilmesi; lojistik hizmetlerin geliştirilmesi, varlık yönetimi optimizasyon hizmetleri ve çok daha fazlası. Ancak bu değişikliklerin uygulanabilmesi için tek bir koordinat sistemi tanımlamanın yanı sıra gelişmiş, ancak benzersiz ve birbiriyle entegre edilemeyen teknolojilerin tanıtılması eğilimini tersine çevirmek gerekmektedir.

P. S.

2 Ekim'de Vitaly Sungurov, SO UES JSC "Doğu Enerji Sistemi Birleşik Sevk İdaresi" (ODU Doğu) Şubesi Genel Müdürü pozisyonuna atandı.Sistem operatörü.

2014'ten 2017'ye kadar Vitaly Leonidovich Sungurov, Udmurt Bölge Sevk Ofisi ve Perm Bölge Sevk Ofisi şubelerinin direktörlüğünü yaptı. Bu süre zarfında Vitaly Sungurov, Sistem Operatörünün yapısal optimizasyon sürecinde aktif rol aldı. Liderliği altında, Udmurt Cumhuriyeti ve Kirov topraklarında Rusya'nın UES elektrik rejiminin operasyonel sevk kontrolünün işlevlerini üstlenen Perm Bölgesel Sevkiyat Ofisi'nin operasyonel bölgesini genişletmek için bir proje başarıyla uygulandı. Bölge.

24-26 Ekim tarihleri ​​arasında gerçekleştirilen yıllık denetimin sonuçlarına göre, Doğu Enerji Sisteminin Birleşik Sevk Dairesi (ODU Doğu) SO UES JSC Şubesi, sonbaharda çalışmaya hazır olma sertifikası aldı. kış dönemi (ÖZP) 2017/2018.

Acil müdahale eğitiminin sonuçları, Sistem Operatörünün sevk personelinin, kazaların ortadan kaldırılması sırasında elektrik enerjisi endüstrisi kuruluşlarının operasyonel personeli ile etkin bir şekilde etkileşime girmeye ve Birleşik Enerji Sisteminin güvenilir işleyişini sağlamaya hazır olduğunu doğruladı. Doğu'nun 2017/2018 sonbahar-kış döneminde.

OZP'de çalışmaya hazır olma sertifikası almanın ana koşullarından biri, ODU'nun SO UES JSC şubesinin faaliyet bölgesinin tüm bölgesel sevk ofisleri (RDU) tarafından hazırlık pasaportlarının alınmasıdır. Ekim ayında ODE Doğu'nun operasyonel bölgesinin tüm RDO'ları teftişleri başarıyla geçti ve 2017/2018 sonbaharında çalışmaya hazır pasaportlar aldı. SO UES JSC, ODU ve RDU şubeleri tarafından hazır bulunuşluk pasaportlarının alınması önkoşul Yaklaşan AWP'de çalışmaya hazır olma pasaportunun Sistem Operatörüne verilmesi

Çalışmalarının güvenilirliğini ve verimliliğini artırmak için kontrollü bir güç sistemleri bağlantısının oluşturulması, her şeyden önce, güvenilir paralel çalışmayı sağlamada zorlukların olduğu yerlerde tavsiye edilir. Bunlar, bir kural olarak, güç sistemlerini frekansa göre ayırmaya ihtiyaç duyulan eyaletler arası güç iletim hatlarının yanı sıra, örneğin paralel olarak çalışan güç sistemleri arasındaki güç alışverişi olanaklarını önemli ölçüde sınırlayan "zayıf" sistemlerarası güç aktarımlarıdır. , Sibirya ve Uzak Doğu'nun güç sistemlerini bağlamak için, her biri 2000 km uzunluğa kadar Baykal-Amur (kuzey transit) ve Trans-Sibirya (güney transit) demiryolu hatları boyunca geçen 220 kV enerji nakil hatları. Bununla birlikte, özel önlemler olmadan, kuzey ve güney geçişleri boyunca güç sistemlerinin paralel çalışması mümkün değildir. Bu nedenle, güney çift devre geçişi boyunca güç sistemlerinin paralel eşzamansız çalışmasının bir çeşidi olan bir birleşme düşünülmektedir (birleşmenin sonraki aşamalarında, kuzey geçişinin eşzamansız olarak kapatılması da mümkündür). Sorunun aciliyeti, Trans-Baykal Demiryolunun cer trafo merkezlerini besleyen ve aynı zamanda aralarındaki tek elektrik bağlantısı olan 220 kV güç iletimi Chita-Skovorodino'nun çalışmasını sağlamak için teknik çözümler bulunması gerekliliğidir. Sibirya ve Doğu UPS. Bugün, bu uzun mesafeli iletişim, gerekli bant genişliğine sahip değildir ve ayrıca kabul edilebilir değerler aralığında kalma gereksinimlerini karşılamamaktadır. Açık modda çalışır ve VL-220 Holbon-Erofei Pavlovich bölümünde bir bölünme noktasına sahiptir. Bütün bunlar, çekiş trafo merkezlerinin güç kaynağında tekrarlanan arızaların ve sinyal cihazlarının, kilitlerin ve tren tarifesinin arızalarının nedeni olan 220 kV ağının yetersiz güvenilirliğini belirler. Biri olası seçenekler asenkron kombinasyon, biri asenkron senkron makine (ASM) olarak tasarlanmış, sıkı bağlı şaftlara sahip aynı güce sahip iki AC makinesinin bir toplamı olan, sözde asenkron elektromekanik frekans dönüştürücünün (AS EMPCH) kullanılmasıdır, ve diğeri ASM (AS EMPCH tip ASM + ASM) veya senkron makine (AS EMPCH tip ASM + SM) olarak. İkinci seçenek yapısal olarak daha basittir, ancak senkron makine daha sıkı gereksinimleri olan bir güç sistemine bağlıdır. AC EMPH üzerinden güç iletimi yönündeki ilk makine, motor modunda, ikincisi - jeneratör modunda çalışır. Her AFM'nin uyarma sistemi, katmanlı bir rotor üzerinde üç fazlı bir uyarma sargısını besleyen doğrudan bağlı bir frekans dönüştürücü içerir.
Daha önce, AS EMPCH için VNIIElektromash ve Electrotyazhmash'ta (Kharkov), 100 ila 500 MW kapasiteli dikey (hidrojenerasyonlu) ve yatay (türbinli) versiyonların ASM'sinin taslak ve teknik tasarımları yapıldı. Ek olarak, Araştırma Enstitüsü ve Electrotyazhmash tesisi, kapsamlı bir şekilde test edilmiş, 1 MW kapasiteli (yani, 1 MW'lık bir üretim kapasitesi için) iki AFM'den AS EMPCH-1'in üç deneysel endüstriyel örneğinden oluşan bir dizi geliştirdi ve yarattı. LVVISU test sitesinde (St. Petersburg). İki AFM'nin dönüştürücüsü dört serbestlik derecesine sahiptir, yani birim modunun dört parametresi aynı anda ve bağımsız olarak düzenlenebilir. Ancak, teorik ve deneysel çalışmaların gösterdiği gibi, ASM + ASM tipinin AS EMPH'sinde mümkün olan tüm modlar, her iki makineden gelen reaktif güç tüketim modları da dahil olmak üzere ASM + SM tipinin AS EMPH'sinde gerçekleştirilebilir. Kombine güç sistemlerinin izin verilen frekans farkı ve ayrıca AC EMPCH'nin kontrol edilebilirliği, makinelerin uyarılmasının "tavan" değeri ile belirlenir. AS EMPCH için kurulum sahasının seçimi, söz konusu güzergahta aşağıdaki faktörlerden kaynaklanmaktadır. 1. JSC Enstitüsü Energosetproekt'in verilerine göre, kışın maksimum 2005 yılında, Mogoch'tan geçen güç akışı, Kholbon trafo merkezinden doğuya doğru Skovorodino trafo merkezine doğru yaklaşık 200 MW olacaktır. AS EMPCH-200 ünitesinin (veya ünitelerinin) kurulu kapasitesini belirleyen bu taşmanın büyüklüğüdür.
2. AS EMPCH-200 içeren kompleks, tam otomatik kontrol ile anahtar teslimi olarak tasarlanmıştır. Ancak Mogocha trafo merkezinin kontrol odasından ve Amurenergo'nun ODU'undan aktif güç akışlarının büyüklüğü ve yönü için ayarlar değişebilir.
3. Kurulum alanı (Mogocha trafo merkezi), Holbon trafo merkezi ile güçlü Skovorodino trafo merkezi arasında yaklaşık olarak ortada yer almaktadır, özellikle Kharanorskaya GRES, Holbon trafo merkezinde gerekli voltaj seviyelerini belirtilen zamana kadar (yani, 2005'e kadar) sağlayabilir. ). Aynı zamanda, Mogocha trafo merkezindeki güç iletim hattının kesilmesine AS EMPCH-200'ün dahil edilmesi, bağlantıyı pratik olarak iki bağımsız bölüme ayıracak ve her iki tarafta ünitenin makinelerinin bağımsız EMF'si ve yaklaşık yarısı dirençleri ile. , bu, tüm çift devreli Güç iletim hattı-220 kV'nin verimini yaklaşık bir buçuk ila iki kat artıracaktır. Gelecekte, değişim gücünü artırmak gerekirse, birincisine paralel olarak ikinci AS EMPCH-200 ünitesinin kurulumunu düşünmek mümkündür.

Bu, -500 kV inşaatını ve Kharanorskaya GRES'in olası genişleme zamanlamasını önemli ölçüde ertelemeyi mümkün kılacaktır. Ön tahminlere göre, Sibirya ve Uzak Doğu'nun güç sistemlerinin yalnızca güney geçişi boyunca paralel çalışmasıyla, Mogocha-Ayachi bölümündeki değişim gücü akışlarını sınırlayan statik kararlılık EMPCH'sizdir: doğu yönünde - en fazla 160 MW, batı yönünde - 230 MW'a kadar.

AC EMPCH'nin kurulumundan sonra, statik stabilite sorunu otomatik olarak ortadan kalkar ve akışlar, örneğin, baş bölümleri gibi bireysel termal sınırlama ile sınırlayıcı akışları kontrol ederken sırasıyla 200-250 MW ve 300-400 MW olabilir. Güç hatları. Artan döviz akışları konusu, özellikle Bureyskaya'nın işletmeye alınmasıyla ilgili hale geliyor.

Belirtildiği gibi, AS EMPCH-200'ün, çok sayıda ara PTO ile ana çift devreli sistemler arası iletişimin Mogoch trafo merkezindeki 220 kV havai hattının kesilmesine kurulumunun yapıldığı varsayılmaktadır.

Böyle bir sistemlerarası bağlantıda, güçlü bir güç sistemi ile elektriksel iletişimin kesilmesi ve AC EMPCH-200 üzerinden güç kaynağı olan bir enerji bölgesinin oluşması, yani AC EMPCH-200'ün çalışması ile kazalar mümkündür. bir konsol yükü. Bu tür modlarda, AC EMPCH-200, genel durumda, master tarafından ayarlanan iletilen gücün acil durum öncesi değerini destekleyemez ve desteklememelidir.

Aynı zamanda, kendi lastiklerini ve ünite milinin hızını düzenleme yeteneğini korumalıdır. AS EMPCH için geliştirilen uyarlamalı kontrol sistemi, güç iletim hattının bitişik bölümlerinin anahtarlarını açıp kapama hakkında tele-bilgiye ihtiyaç duyar. Bu telebilgiye dayanarak, rotanın acil olmayan bölümünden ünitenin AFM'sini şaft dönüş frekansına göre kontrol etmek için aktarır ve konsolun yanından AFM enerji yükünü üstlenir. bölge.

Bu yük, AFM'nin kurulu gücünden daha büyükse, AC EMPCH, makinelerin telafi moduna aktarılmasıyla şöntlenir. Açık anahtarın arkasındaki vektör hakkında tele-bilginin iletiminin, senkronizasyonu yakalamadan, AC EMPCH-200'ü, bağlantısı kesilen anahtarı açtıktan sonra şok olmadan hemen normal çalışmaya açmasına izin vermesi de önemlidir.

AS EMPCH-200 projesine dayanan 220 kV Sochi-Bzybi Krasnodarenergo güç iletiminde Kuzey Kafkasya ve Transkafkasya güç sistemlerinin kontrollü bir bağlantı kompleksi için yürütülen uzun vadeli teorik ve deneysel çalışmalar, beklenen ve bilinen yetenekleri doğruladı. EMPCH AS, aktif ve makine voltajlarını ve rotor hızını düzenlemek için.

Aslında, AC EMPH'nin yapıcı yeteneklerinin sınırları dahilinde, statik olan makinenin makinelerinin rotorlarının volan kütlelerinin kinetik enerjisi nedeniyle sönümleme yeteneklerine de sahip olan güç sistemlerini birleştirmek için kesinlikle kontrol edilebilir bir elemandır. dönüştürücüler yoksundur. Başlat komutunu verdikten sonra kendi kendine uyarma ve başlatma sistemlerine sahip makinelerin ARV'si ile birlikte kontrol sistemi, tüm kompleksin öğelerinin durumunun otomatik olarak test edilmesini ve ardından ağa katılımı olmadan gerekli sırayla ağa otomatik olarak bağlanmasını sağlar. Dur komutu verildikten sonra personel veya ünite kapatılır. Ayrıca ağa manuel bağlantı ve manuel ayarlar, acil durum kapatma ve otomatik tekrar kapama vardır. AC EMPCH-200'ü devreye alırken, şönt anahtarlar açılmadan önce güç hattı boyunca bir mod sağlayan belirtilen aralık ve ayarlarda bir kayma sağlamak için sessiz bir açma yeterlidir. Genel olarak, AC EMPCH-200'ün sistemler arası iletişim üzerindeki kontrolüne, düzenleme yapısının ünitenin sabit ve kararsız modlarda çalışmasının gerekli kontrolünü gerçekleştirmesi ve aşağıdaki ana fonksiyonların performansını sağlaması gerektiği konumundan yaklaşılmalıdır. elektrik sistemlerinde.

1. Voltaj değerlerinin (reaktif güçler) normal modlarda ayarlara uygun olarak muhafaza edilmesi. Bu nedenle, örneğin, AC EMPCH makinelerinin her biri, nominal akımlarla sınırlanan sınırlar dahilinde, gerekli reaktif güç değerini üretme veya stabilite kaybı olmadan tüketimini sağlama yeteneğine sahiptir. 2. Güç sistemlerinin parçalarının senkron ve asenkron çalışması ayarına uygun olarak aktif güç akışının büyüklüğü ve yönünün normal ve acil durum modlarında kontrol edilir, bu da sistemlerarası bağlantıların veriminde bir artışa katkıda bulunur. 2.1. AS EMPCH-200 yardımıyla, yüklerdeki günlük ve mevsimsel değişiklikleri dikkate alarak, bağlanacak güç sistemleri arasında önceden kararlaştırılan bir programa göre akış kontrolü. 2.2. Düzensiz salınımların aynı anda sönümlenmesiyle, tersine kadar sistemlerarası akışın çevrim içi regülasyonu. Ünite üzerinden aktif güç aktarım yönünün hızlı bir şekilde değiştirilmesi gerekiyorsa, birinci ve ikinci makinelerdeki aktif güç ayarlarını koordine ederek, aktif güç akışını pratik olarak sabit bir dönüş hızında değiştirmek mümkündür, sadece üstesinden gelinir. makine sargı devrelerinin elektromanyetik ataleti. Uygun uyarma “tavanları” ile güç dönüşü oldukça hızlı bir şekilde gerçekleşecektir. Bu nedenle, iki ASM-200'den oluşan bir AS EMPC için, hesaplamaların gösterdiği gibi +200 MW'dan -200 MW'a tam tersine dönüş süresi 0.24 s'dir (prensipte, yalnızca T "( f) 2.3 .AC EMPCH-200'ü frekansı korumak ve ayrıca güç sistemlerinden birinde veya konsol güç bölgesinde büyük bozulmalardan sonra elektromekanik titreşimleri bastırmak için operasyonel bir kaynak olarak kullanmak. konsol) gerekli frekans ve voltaj seviyesine sahip tüketicilerin güç bölgesi 4. Elektrik sistemlerinin acil çalışma modlarında titreşimlerin sönümlenmesi, elektrik sistemlerinin bir bölümünden diğerine iletilen bozulmalarda önemli bir azalma Geçici modlarda, sayesinde AC EMPH'nin dönme frekansını belirtilen sınırlar içinde değiştirme yeteneği, yani ünitenin kinetik enerjisi, yoğun sönümleme mümkündür
dalgalanmalar ve belirli bir süre boyunca güç sisteminin bir bölümünde ortaya çıkan rahatsızlık diğerine iletilmeyecektir. Yani kısa devrede. veya güç sistemlerinden birinde otomatik tekrar kapama, ünite hızlanacak veya yavaşlayacaktır, ancak başka bir güç sistemine bağlı AFM'nin aktif gücünün değeri uygun kontrol ile değişmeden kalacaktır. 5. Gerekirse ünitenin her iki makinesini senkron kompansatörün çalışma moduna aktarın. Bir EMPCH-200 AS ile bir dönüştürücü trafo merkezi inşa etmenin maliyeti, ekipmanın bileşimi tarafından belirlenir ve aslında, senkron kompansatörlü genellikle inşa edilen trafo merkezlerinden farklı değildir. Cihazın yapım sahası, Mogocha trafo merkezindeki mevcut güç ekipmanı ile ekipman teslimatı, kompakt kurulum ve iletişim kolaylığını sağlamalıdır. Tüm trafo merkezi sistemini basitleştirmek için AC EMPCH-200'ü ayrı bir trafo merkezine ayırmadan bir seçeneğe ihtiyaç vardır. Makineleri tam kapasite = 200 / 0.95 = 210,5 MVA (JSC Electrosila, St. Petersburg ve göre) için tasarlanmış ünitenin güç sistemlerine bağlanmak için 220 / 15.75 kV için iki transformatör gereklidir. 200 MW'lık bir iletilen güç için AC EMPH'nin statik dönüştürücülerle teknik ve ekonomik bir karşılaştırması yapıldı. Karşılaştırılan parametreler tabloda gösterilmiştir. DC bağlantısı (DC bağlantısı) klasik bir seçenektir. Tablo, Vyborg trafo merkezinin bir bloğuna karşılık gelen HVDC 355 MW aracılığıyla iletilen gücü göstermektedir. Tabloda verilen HVAC birim maliyeti (trafo merkezi ekipmanı dikkate alınarak) belirtilmiştir. HVAC trafo merkezinin verimi (senkron kompansatörler, güç trafoları ve filtreler dikkate alınarak) 0,96 seviyesindedir.
PWM ve paralel bağlı ters diyotlar ile kilitlenebilir (iki işlemli) tuşlarda HVAC. Kilitlenebilir anahtarların dahili kayıplarının geleneksel tristörlerinkinden 1,5-2 kat daha yüksek olduğu bilinmektedir, bu nedenle, yüksek frekanslı anahtarlama filtreleri dikkate alındığında böyle bir HCC'nin özel güç transformatörleriyle verimi 0,95'tir. Maliyet konusu net olarak tanımlanmamıştır. Ancak HVAC spesifik maliyeti STATCOM 165 USD/kW ve üzeri bazında belirtilmiştir.
İki seviyeli çıkış eğrisi oluşumuna sahip Directlink tipi HVDC'ler için birim maliyet daha yüksektir ve 190 $ / kW tutarındadır. Tablo, hem STATCOM hem de Directlink tabanlı değişkenler için verileri gösterir.

JSC "Electrosila"ya göre, iki ASM'nin AS EMPCH-200 kurulu gücünün birim maliyeti = %98,3 (her biri %98,42) 40 $ / kW'dır. O zaman dönüştürücü birimin kendisinin maliyeti 16 milyon dolar olacaktır. İki transformatörlü 220 kV alternatif akım trafo merkezinin temel maliyetine göre 4 milyon dolar ve trafo merkezi ile dönüştürücünün özgül maliyeti = (16) olacaktır. + 4) 10 6/400 10 3 = 50 dolar / kW. Transformatörler dikkate alındığında, toplam verim = 0,983 2 0,997 2 = 0,96 olacaktır.
Yukarıdaki seçeneklerle birlikte, dış mekan kurulumunun hidrojen soğutmalı güç sistemlerinde çalıştırılan KSVBM tipi senkron kompansatörleri kullanan dönüştürücü seçeneğini dikkate almak gerekir. ASM + SM tipi AC EMPCH'de, KSVBM 160-15U1 senkron kompansatörün, stator akımı koşullarına bağlı olarak tüm modlarda herhangi bir değişiklik yapılmadan senkron bir makine olarak kullanılabileceğine dikkat edilmelidir. Örneğin, = 1 güçte P = ± 160 MW; at = 0.95 (JSC Electrosila projesinde olduğu gibi) P = 152 MW, Q = ± 50 MV A ve EMF E = 2.5<Еном =3 отн.ед.

Geliştirici Uralelektrotyazhmash OJSC'ye göre, KSVBM 160-15U1 senkron kompansatör 3.64 10 6. , 46 106 dolar ve ardından ASM + SM tipi dönüştürücünün toplam maliyeti (yani, seri ve yeniden donanımlı) senkron kompansatörler) 9 10 6 dolar olacaktır (tabloya bakınız). Burada belirtmek gerekir ki
Elektrik enerjisinin kalitesine ilişkin GOST 13109-97 (Rusya Federasyonu Standardizasyon ve Sertifikasyon Devlet Komitesi Kararı, 1998) aşağıdaki frekans sapmalarına izin verir: zamanın% 95'i için normal ± 0,2 Hz, 5 için maksimum ± 0,4 Hz günün yüzdesi... AFR'nin daha fazla tetikleneceği dikkate alındığında, AFM'de ayarlanan ± 2 Hz'lik bir frekansla kayma için uyarma geriliminin tavan değerinin, diğer büyük durumlarda da AC EMPH'nin güvenilir çalışmasını sağlayacağı iddia edilebilir. sistem bozuklukları. Nominal stator akımında, SC'deki kayıplar 1800 kW'dır ve ardından verim = 0.988'dir. SC'den yeniden donatılan ASM'nin verimliliği, JSC Electrosila projesindeki ile aynıdır, transformatörleri dikkate alarak, şunu elde ederiz: = 0.988 0.983 0.997 2 = 0.966.
Tablo, dönüştürücü Mogocha trafo merkezine kurulduğunda geçiş kapasitesinde beklenen artışı karşılamaya izin veren paralel olarak iki ACM + CM birimi için verileri gösterir. Aynı zamanda, birim maliyeti daha düşüktür ve verimlilik, diğer tüm seçeneklerden daha yüksektir. Bariz bir avantaj da vurgulanmalıdır - KSVBM genleşme derzleri, -45 ila +45 o С arasındaki ortam sıcaklıklarında dış mekan kurulumu için tasarlanmıştır (yani, tüm teknoloji zaten çalışılmıştır), bu nedenle bir türbin inşa etmeye gerek yoktur. AS EMPCH üniteleri için yer, ancak bina kodlarının gerektirdiği şekilde, iki adet altı metre genişliğinde ve altı altı metre uzunluğunda, yani 432 m2 alana sahip yardımcı cihazlar için yalnızca bir muhafaza gereklidir. Genleşme derzleri için termal hesaplamalar
hem hidrojen soğutması hem de hava soğutması için yapılmıştır. Bu nedenle, yukarıda bahsedilen iki üniteli AC EMPH, 200 MW'lık gerekli akışı sağlayarak, nominalin %70'lik bir yükte hava soğutmada uzun süre çalışabilir.
Ek olarak, Energosetproekt enstitüsü, inşaat işinin hacmini önemli ölçüde azaltabilen, SC'lerin kurulumunu ve devreye alınmasını hızlandırabilen ve önemli ölçüde azaltabilen, tersinir fırçasız uyarma ile 160 MVA kapasiteli bir SC ünitesinin orijinal standart tasarımını geliştirdi. kurulumlarının maliyeti.

SONUÇLAR
1. Sibirya ve Uzak Doğu UPS'lerinin 220 kV'luk güney çift devre geçişi boyunca asenkron bir elektromekanik frekans dönüştürücü (AC EMPCH) kullanarak asenkron paralel ara bağlantısı, teknik ve ekonomik göstergeler açısından iyi bilinenlere kıyasla tercih edilir. STATKOM ve DIRECTLINK'e dayalı VAC.
2. Uzun vadeli teorik ve deneysel çalışmalar ve tamamlanan projeler, AS EMPCH'nin ünitenin aktif ve reaktif güçlerini, makine voltajlarını ve rotor hızını düzenleme yeteneklerini göstermiştir. Mogocha trafo merkezine bir dönüştürücü kurarak, Holbon-Skovorodino geçişi pratik olarak yarıya bölünür, bu nedenle bu geçişin verimi 1,5-2 kat artacak, bu da 500 kV iletim hattının inşaat süresinin ertelenmesine izin verecek ve Kharanorskaya GRES'in genişleme süresi.
3. Dönüştürücülerin ön teknik ve ekonomik karşılaştırması, Directlink projesi temelinde 200 MW'lık bir iletilen güç için PWM'li kilitlenebilir anahtarlar üzerinde HVDC'li bir trafo merkezinin inşasının 76 milyon dolara mal olduğunu ve STATKOM projesi - 66 milyon dolar Aynı zamanda, Electrosila OJSC ve Electrotyazhmash Araştırma Enstitüsü (Kharkov) verilerine göre ASM + ASM tipi AC EMPCH-200'ün maliyeti 20 milyon dolar.
4. OJSC Uralelectrotyazhmash tarafından seri olarak üretilen ve güç sistemlerinde çalıştırılan AS EMPCH tipi ASM + SM için, dış mekan kurulumu KSVBM 160 MV A için hidrojen ve hava soğutmalı senkron kompansatörler, komple trafo merkezi ekipmanı ile AS EMPCH'nin kurulu kapasitesinin özel maliyeti 40 $ / kW'dır ve aynı zamanda verim diğer dönüştürücü türlerinden daha düşük değildir. Küçük hacimli inşaat ve montaj işleri, düşük birim maliyeti ve yüksek verimlilik göz önüne alındığında, Sibirya ve Uzak Doğu UPS'in asenkron entegrasyonu için önerilebilecek tamamen yerli ekipmana sahip bir EMPCh'ye sahip bir trafo merkezidir.

Doğu Birleşik Enerji Sistemi'nin merkezi acil durum kontrol sisteminin (CSPA), kendisine bağlı Bureyskaya HES acil durum kontrol sistemi ile yeni bir versiyonu, SO UES OJSC “United Dispatch Management of Energy Systems of Energy Systems” şubesinde ticari işletmeye alındı. Doğu” (ODU Vostoka).

Merkezi kontrol sisteminin modernizasyonu ve Bureyskaya HES'inin aşağı akış cihazı olarak yerel otomatik stabilite kontrol sistemine (LAPNU) bağlanması, aşağıdaki durumlarda tüketicilerin bağlantısını kesmek için güç sistemindeki kontrol eylemlerinin miktarını en aza indirmeyi mümkün kılacaktır. elektrik güç tesislerinde acil durumlar.

TsSPA IES East, 2014 yılında ticari işletmeye alındı. Başlangıçta, Zeyskaya HES'in LAPNU'su ve Primorskaya GRES'in LAPNU'su bunun için taban aygıtları olarak kullanıldı. PJSC RusHydro - Bureyskaya HES şubesi tarafından gerçekleştirilen LAPNU'nun donanım ve yazılım tabanının yükseltilmesinden sonra, merkezi kontrol merkezine bağlantısı da mümkün hale geldi.

“Doğu IES'nin Merkezi Kontrol Sisteminin bir parçası olarak Bureyskaya HES'in LAPNU'sunun başarılı bir şekilde devreye alınması, elektrik şebekesindeki otomatik acil durum kontrolünü niteliksel olarak yeni bir seviyeye getirmeyi mümkün kıldı. Başlangıç ​​organlarının sayısı 16'dan 81'e yükseldi, CSPA Doğu IES'deki kontrollü bölümlerin üçte ikisini kapsıyordu, güç sisteminde acil bir durumda tüketicilerin bağlantısını kesmek için kontrol eylemlerinin hacmi önemli ölçüde arttı en aza indirildi, ”diye belirtti Mod Yönetimi Direktörü Natalya Kuznetsova - ODS Doğu'nun Baş Sevk.

Bureyskaya HES acil durum kontrol sistemini bağlamak için, 2017-2018 yıllarında ODE Vostok uzmanları, TsSPA test sahasının hazırlanmasını ve yapılandırılmasını, Bureyskaya HES'inin LAPNU'su ile ağ etkileşimini kurmayı içeren bir dizi önlem gerçekleştirdi. . Doğu'nun gelişmiş ODE'sine ve PJSC RusHydro - Bureyskaya HES Şubesi ile koordine edilen programa göre, LAPNU'nun Merkezi Kontrol Sisteminin aşağı akış cihazı olarak çalışması ve ayrıca hesaplamalı izleme ve analiz testleri yapıldı. modelleri, Merkezi Kontrol Sistemi ve LAPNU arasındaki iletişim kanallarını ve bilgi alışverişini izleme, ağ etkileşimi ve yazılımı kurma.

TsSPA IES East, üçüncü nesil merkezi acil durum kontrol sistemleri ailesine aittir. Önceki nesillere kıyasla, güç sisteminin statik kararlılığını hesaplamak için daha gelişmiş bir algoritma ve yalnızca statik değil, aynı zamanda dinamik kararlılığı - sistemin kararlılığını sağlamak için koşullara göre kontrol eylemlerini seçmek için bir algoritma da dahil olmak üzere genişletilmiş işlevselliğe sahiptirler. Acil durum bozuklukları sürecinde güç sistemi. Ayrıca, yeni CSPA, güç sisteminin elektrik güç modunun durumunu değerlendirmek için yeni bir algoritma temelinde çalışır. Her CSPA'nın iki katmanlı bir yapısı vardır: üst düzey yazılım ve donanım sistemleri ODE'nin sevk merkezlerinde kuruludur ve alt seviye cihazlar sevk tesislerinde kurulur.

Doğu'nun UES'lerine ek olarak, üçüncü neslin UES'leri Kuzey-Batı'nın UES'lerinde ve Güney'in UES'lerinde başarılı bir şekilde faaliyet göstermektedir. Orta Volga'nın IES'sindeki sistemler, Urallar ve Tyumen güç sistemi deneme işletiminde.