Pilna mēroga eksperiments apstiprināja iespēju atjaunot elektroenerģijas piegādi daļai Jakutijas centrālās enerģijas reģiona uz austrumu valstu rēķina. Austrumu energosistēmas paralēlās iespējas Galvenās problēmas un nelīdzsvarotība Krievijas UES darbībā

Energosistēmu kontrolēta savienojuma izveide, lai palielinātu to darbības uzticamību un efektivitāti, pirmkārt, ir ieteicama tajās vietās, kur ir grūtības nodrošināt uzticamu paralēlu darbību. Tās ir starpvalstu elektropārvades līnijas, kur parasti ir nepieciešams atdalīt energosistēmu pēc frekvences, kā arī "vāji" starpsistēmu jaudas pārvadi, kas būtiski ierobežo elektroenerģijas apmaiņas iespējas starp paralēli strādājošām energosistēmām, piemēram, , 220 kV elektropārvades līnijas Sibīrijas un Tālo Austrumu energosistēmu savienošanai, kas iet pa Baikāla-Amūras (ziemeļu tranzīts) un Transsibīrijas (dienvidu tranzīts) dzelzceļa līnijām katra līdz 2000 km garumā. Taču bez īpašiem pasākumiem nav iespējama paralēla energosistēmu darbība ziemeļu un dienvidu tranzītā. Līdz ar to tiek apsvērta apvienošanās, kas ir variants paralēlai asinhronai energosistēmu darbībai pa dienvidu divkontūru tranzītu (nākamajos apvienošanās posmos iespējama arī asinhrona ziemeļu tranzīta slēgšana). Problēmas aktualitāte ir tāda, ka nepieciešams rast tehniskus risinājumus, lai nodrošinātu 220 kV elektropārvades Čita-Skovorodino darbību, kas baro Transbaikāla dzelzceļa vilces apakšstacijas un vienlaikus ir vienīgais elektriskais savienojums starp Sibīrijas un Austrumu UPS. Mūsdienās šai tālsatiksmes saziņai nav vajadzīgā joslas platuma, un tā arī neatbilst prasībām, kas jāievēro, lai saglabātu pieņemamās vērtības. Tas darbojas atvērtā režīmā, un tam ir sadales punkts VL-220 Holbon-Erofei Pavlovich sadaļā. Tas viss nosaka nepietiekamu 220 kV tīkla drošumu, kas ir par iemeslu atkārtotiem vilces apakšstaciju elektroapgādes pārkāpumiem un signalizācijas ierīču, bloķēšanas un vilcienu kustības saraksta darbības traucējumiem. Viena no iespējamām asinhronās kombinācijas iespējām ir tā sauktā asinhronā elektromehāniskā frekvences pārveidotāja (AS EMPCH) izmantošana, kas ir divu vienādas jaudas maiņstrāvas iekārtu ar stingri savienotām vārpstām, no kurām viena ir veidota kā asinhronā. sinhronā mašīna (ASM), bet otra kā ASM (AS EMPCH tips ASM + ASM) vai kā sinhronā mašīna (AS EMPCH tips ASM + SM). Pēdējā iespēja ir strukturāli vienkāršāka, bet sinhronā iekārta ir savienota ar energosistēmu ar stingrākām prasībām. Pirmā mašīna jaudas pārvades virzienā caur maiņstrāvas EMPH darbojas dzinēja režīmā, otrā - ģeneratora režīmā. Katras AFM ierosmes sistēmā ir tieši savienots frekvences pārveidotājs, kas nodrošina trīsfāzu ierosmes tinumu uz laminēta rotora.
Iepriekš VNIIElektromash un Electrotyazhmash (Harkova) AS EMPCH tika veiktas ASM vertikālās (hidroģenerējošās) un horizontālās (turbīnu ģenerējošās) versijas ar jaudu no 100 līdz 500 MW projektēšanas un tehniskajiem projektiem. Turklāt Pētniecības institūts un rūpnīca Electrotyazhmash ir izstrādājuši un izveidojuši trīs eksperimentālu AS EMPCH-1 rūpniecisko paraugu sēriju no diviem AFM ar jaudu 1 MW (tas ir, ar caurlaides jaudu 1 MW), kas ir vispusīgi pārbaudīti. LVVISU poligonā (Sanktpēterburga). Divu AFM pārveidotājam ir četras brīvības pakāpes, tas ir, četrus vienības režīma parametrus var vienlaicīgi un neatkarīgi regulēt. Tomēr, kā liecina teorētiskie un eksperimentālie pētījumi, visi režīmi, kas ir iespējami ASM + ASM tipa AS EMPH, ir realizējami ASM + SM tipa AS EMPH, ieskaitot reaktīvās jaudas patēriņa režīmus no ASM + ASM tipa AS EMPH. abas mašīnas. Kombinēto energosistēmu pieļaujamo frekvenču starpību, kā arī maiņstrāvas EMPCH vadāmību nosaka mašīnu ierosmes "griestu" vērtība. AS EMPCH uzstādīšanas vietas izvēle aplūkojamajā maršrutā ir saistīta ar šādiem faktoriem. 1. Saskaņā ar AS Institute Energosetproekt datiem 2005. gada ziemas maksimumā jaudas plūsma caur Mogoču būs aptuveni 200 MW virzienā no Holbonas apakšstacijas uz austrumiem uz Skovorodino apakšstaciju. Tieši šīs pārplūdes lielums nosaka AS EMPCH-200 iekārtas (vai vienību) uzstādīto jaudu.
2. Komplekss ar AS EMPCH-200 paredzēts piegādei nobeigumā ar pilnībā automātisku vadību. Taču no Mogočas apakšstacijas vadības telpas un Amurenergo ODU aktīvās jaudas plūsmas lieluma un virziena iestatījumi var mainīties.
3. Uzstādīšanas vieta (apakšstacija Mogoča) atrodas aptuveni pa vidu starp Holbonas apakšstaciju un jaudīgo Skovorodino apakšstaciju, jo īpaši tāpēc, ka Kharanorskaya GRES līdz noteiktajam laikam (tas ir, līdz 2005. gadam) var nodrošināt nepieciešamos sprieguma līmeņus Holbonas apakšstacijā. ). Tajā pašā laikā AS EMPCH-200 iekļaušana Mogočas apakšstacijas elektropārvades līnijas pārgriezumā praktiski sadalīs savienojumu divās neatkarīgās sekcijās ar aptuveni pusi no bloka mašīnu pretestībām un neatkarīgu EMF katrā pusē. , kas ļaus aptuveni pusotru līdz divas reizes palielināt visas divkontūru elektropārvades līnijas-220 kV caurlaidspēju. Nākotnē, ja būs nepieciešams palielināt apmaiņas jaudu, iespējams apsvērt arī otrā AS EMPCH-200 bloka uzstādīšanu paralēli pirmajam.

Tas ļaus ievērojami atlikt -500 kV būvniecību un Kharanorskaya GRES iespējamās paplašināšanas laiku. Pēc provizoriskiem aprēķiniem, Sibīrijas un Tālo Austrumu energosistēmām paralēli darbojoties tikai pa dienvidu tranzītu, statisko stabilitāti ierobežojošās apmaiņas jaudas plūsmas Mogočas-Ajači posmā ir bez EMPCH: austrumu virzienā - līdz līdz plkst. 160 MW, rietumu virzienā - līdz 230 MW.

Pēc maiņstrāvas EMPCH uzstādīšanas statiskās stabilitātes problēma tiek automātiski novērsta un plūsmas var būt attiecīgi 200-250 MW un 300-400 MW, kontrolējot ierobežojošās plūsmas ar termisku ierobežojumu atsevišķām, piemēram, galvas sekcijām. elektropārvades līnijas. Jautājums par apmaiņas plūsmu palielināšanu kļūst īpaši aktuāls līdz ar Bureyskaya nodošanu ekspluatācijā.

Tiek pieņemts, kā norādīts, AS EMPCH-200 uzstādīšana 220 kV gaisvadu līnijas pārrāvumā Mogočas apakšstacijā galvenajā divkontūru starpsistēmu komunikācijā ar daudzām starpposma jaudas noņemšanai.

Šādā starpsistēmu savienojumā ir iespējami negadījumi, zaudējot elektrisko saziņu ar jaudīgu energosistēmu un veidojot enerģētisko apgabalu ar barošanu caur maiņstrāvas EMPCH-200, tas ir, ar AC EMPCH-200 darbību. konsoles slodze. Šādos režīmos AC EMPCH-200 parasti nevar atbalstīt un tai nevajadzētu atbalstīt pārsūtīšanas jaudas pirmsavārijas vērtību, ko noteicis kapteinis.

Tajā pašā laikā viņam jāsaglabā iespēja regulēt savas riepas un vienības vārpstas ātrumu. AS EMPCH izstrādātajai adaptīvajai vadības sistēmai nepieciešama teleinformācija par elektropārvades līnijas blakus posmu slēdžu izslēgšanu un iedarbināšanu. Pamatojoties uz šo teleinformāciju, tas pārsūta vienības AFM no maršruta neavārijas posma puses uz vadību atbilstoši vārpstas griešanās frekvencei, un no konsoles sāniem AFM pārņem enerģijas slodzi. novads.

Ja šī slodze ir lielāka par AFM uzstādīto jaudu, maiņstrāvas EMPCH tiek manevrēts, pārslēdzot mašīnas uz kompensācijas režīmu. Svarīgi ir arī tas, ka teleinformācijas pārraide par vektoru aiz atvērtā slēdža ļauj bez sinhronizācijas uztveršanas nekavējoties ieslēgt AC EMPCH-200 normālā darbībā bez trieciena pēc atvienotā slēdža ieslēgšanas.

Ilgtermiņa teorētiskie un eksperimentālie pētījumi, kas veikti Ziemeļkaukāza un Aizkaukāza energosistēmu kontrolēta savienojuma kompleksam ar 220 kV Sochi-Bzybi Krasnodarenergo elektropārvadi, pamatojoties uz AS EMPCH-200 projektu, ir apstiprinājuši sagaidāmās un zināmās iespējas. EMPCH AS, lai regulētu aktīvo un mašīnas spriegumu un rotora ātrumu.

Faktiski maiņstrāvas EMPH konstruktīvo iespēju robežās tas ir absolūti vadāms elements energosistēmu apvienošanai, kuram piemīt arī amortizācijas spējas pateicoties mašīnas mašīnu rotoru spararata masu kinētiskajai enerģijai, kas ir statiskā pārveidotājiem ir atņemtas. Vadības sistēma kopā ar ARV mašīnām ar pašiedvesmas un palaišanas sistēmām pēc komandas Sākt došanas nodrošina automātisku visa kompleksa elementu stāvokļa pārbaudi ar sekojošu automātisku pieslēgšanos tīklam vajadzīgajā secībā, nepiedaloties darbinieki vai vienības izslēgšana pēc komandas Stop došanas. Ir arī manuāls savienojums ar tīklu un manuāla iestatījumu regulēšana, avārijas izslēgšana un automātiska pārslēgšana. Iedarbinot AC EMPCH-200, pietiek ar klusu ieslēgšanu, lai nodrošinātu slīdēšanu norādītajā diapazonā un iestatījumus, kas nodrošina režīmu gar strāvas līniju pirms šunta slēdžu atvēršanas. Kopumā starpsistēmu komunikācijas AC EMPCH-200 vadībai ir jāpieiet no tā, ka regulēšanas struktūrai ir jāveic nepieciešamā bloka darbības kontrole vienmērīgā un nestabilā režīmā un jānodrošina šādu galveno funkciju izpilde. elektriskajās sistēmās.

1. Sprieguma (reaktīvo jaudu) vērtību uzturēšana saskaņā ar iestatījumiem parastajos režīmos. Tā, piemēram, katra no maiņstrāvas EMPCH mašīnām nominālo strāvu robežās spēj ģenerēt nepieciešamo reaktīvās jaudas vērtību vai nodrošināt tās patēriņu, nezaudējot stabilitāti. 2. Aktīvās jaudas plūsmas lieluma un virziena kontrole normālos un avārijas režīmos atbilstoši energosistēmu daļu sinhronās un asinhronās darbības iestatījumam, kas, savukārt, veicina starpsistēmu saišu caurlaidspējas palielināšanos. 2.1. Plūsmas regulēšana ar AS EMPCH-200 palīdzību pēc iepriekš saskaņota grafika starp pieslēdzamajām energosistēmām, ņemot vērā ikdienas un sezonālās slodžu izmaiņas. 2.2. Tiešsaistes starpsistēmu plūsmas regulēšana līdz atpakaļgaitai ar vienlaicīgu neregulāru svārstību slāpēšanu. Ja nepieciešams ātri mainīt aktīvās jaudas pārvades virzienu caur agregātu, tad, saskaņojot aktīvās jaudas iestatījumus pirmajā un otrajā mašīnā, ir iespējams mainīt aktīvās jaudas plūsmu praktiski nemainīgā griešanās ātrumā, pārvarot tikai mašīnas tinumu ķēžu elektromagnētiskā inerce. Ar atbilstošiem ierosmes “griestiem” jaudas maiņa notiks diezgan ātri. Tātad AS EMPC, kas sastāv no diviem ASM-200, pilnas apvērses laiks no +200 MW līdz -200 MW, kā liecina aprēķini, ir 0,24 s (principā to ierobežo tikai T vērtība "( f) 2.3 .Maiņstrāvas EMPCH-200 izmantošana kā darbības avots frekvences uzturēšanai, kā arī elektromehānisko vibrāciju slāpēšanai pēc lieliem traucējumiem vienā no energosistēmām vai konsoles barošanas apgabalā. 3. Darbs specializētā ( pults) patērētāju barošanas rajons ar nepieciešamo frekvences un sprieguma līmeni 4 . Vibrāciju slāpēšana elektrisko sistēmu avārijas darbības režīmos, ievērojams traucējumu samazinājums, ko pārraida no vienas elektrisko sistēmu daļas uz otru Pārejas režīmos, pateicoties AC EMPH spēja mainīt rotācijas frekvenci noteiktajās robežās, tas ir, vienības kinētisko enerģiju, ir iespējama intensīva slāpēšana
svārstības un noteiktā laikā traucējumi, kas radušies vienā energosistēmas daļā, netiks pārnesti uz citu. Tātad pie īssavienojuma. vai automātiska pārslēgšana kādā no energosistēmām, iekārta paātrinās vai palēninās, bet citai energosistēmai pieslēgtā AFM aktīvās jaudas vērtība ar atbilstošu vadību paliks nemainīga. 5. Ja nepieciešams, pārslēdziet abas iekārtas mašīnas sinhronā kompensatora darbības režīmā. Pārveidotāja apakšstacijas ar EMPCH-200 AS būvniecības izmaksas nosaka iekārtu sastāvs un faktiski neatšķiras no parasti būvētajām apakšstacijām ar sinhronajiem kompensatoriem. Iekārtas izbūves vietai jānodrošina iekārtu piegādes ērtība, kompakta uzstādīšana un komunikācija ar Mogočas apakšstacijā esošajām elektroiekārtām. Lai vienkāršotu visu apakšstacijas sistēmu, ir nepieciešama opcija, neatdalot AC EMPCH-200 atsevišķā apakšstacijā. Lai pieslēgtos agregāta energosistēmām, kuru mašīnas paredzētas pilnai jaudai = 200 / 0,95 = 210,5 MVA (pēc a/s Electrosila, Sanktpēterburga un), nepieciešami divi transformatori 220 / 15,75 kV. Tika veikts AC EMPH tehniskais un ekonomiskais salīdzinājums ar statiskajiem pārveidotājiem pārraides jaudai 200 MW. Salīdzinātie parametri ir parādīti tabulā. Līdzstrāvas saite (līdzstrāvas saite) ir klasiska iespēja. Tabulā parādīta caur HVDC pārraidītā jauda 355 MW, kas atbilst vienam Viborgas apakšstacijas blokam. Ir norādītas HVAC vienības izmaksas (ņemot vērā apakšstacijas iekārtas), kas norādītas tabulā. HVAC apakšstacijas efektivitāte (ņemot vērā sinhronos kompensatorus, jaudas transformatorus un filtrus) ir 0,96 līmenī.
HVAC uz slēdzamiem (divu darbību) taustiņiem ar PWM un paralēli savienotām reversām diodēm. Zināms, ka slēdzamo atslēgu iekšējie zudumi ir 1,5-2 reizes lielāki nekā parastajiem tiristoriem, tāpēc šāda HCC efektivitāte ar speciāliem jaudas transformatoriem, ņemot vērā augstfrekvences komutācijas filtrus, ir 0,95. Izmaksu jautājums nav skaidri definēts. Tomēr īpašās HVAC izmaksas ir norādītas, pamatojoties uz STATCOM 165 USD / kW un vairāk.
Directlink tipa HVDC ar divu līmeņu izejas līknes veidošanu vienības izmaksas ir augstākas un ir USD 190 / kW. Tabulā ir parādīti dati gan par STATCOM, gan uz Directlink balstītiem variantiem.

Saskaņā ar AS Electrosila datiem AS EMPCH-200 uzstādītās jaudas vienības izmaksas diviem ASM = 98,3% (katra 98,42%) ir USD 40 / kW. Tad paša pārveidotāja vienības izmaksas būs 16 miljoni USD.Saskaņā ar 220 kV maiņstrāvas apakšstacijas ar diviem transformatoriem bāzes izmaksām ir 4 miljoni USD, un pārveidotāja ar apakšstaciju īpašās izmaksas būs = (16 + 4) 10 6/400 10 3 = 50 dolāri / kW. Ņemot vērā transformatorus, kopējā efektivitāte būs = 0,983 2 0,997 2 = 0,96.
Papildus iepriekšminētajām iespējām ir jāapsver pārveidotāja iespēja, izmantojot KSVBM tipa sinhronos kompensatorus, kas darbojas energosistēmās ar ūdeņraža dzesēšanu āra instalācijā. Jāņem vērā, ka ASM + SM tipa maiņstrāvas EMPCH sinhrono kompensatoru KSVBM 160-15U1 var izmantot kā sinhrono mašīnu bez jebkādām izmaiņām visos režīmos, ievērojot statora strāvas nosacījumus. Piemēram, pie = 1 jauda P = ± 160 MW; pie = 0,95 (kā a/s Electrosila projektā) P = 152 MW, Q = ± 50 MV A, un EMF E = 2,5<Еном =3 отн.ед.

Saskaņā ar izstrādātāja Uralelektrotyazhmash OJSC datiem, sinhronais kompensators KSVBM 160-15U1 maksā USD 3,64 10 6. , 46 10 6 USD un pēc tam ASM + SM tipa pārveidotāja kopējās izmaksas (tas ir, no sērijas un atkārtoti aprīkots). sinhronie kompensatori) būs 9 10 6 USD (skat. tabulu). Šeit jāatzīmē, ka
GOST 13109-97 par elektroenerģijas kvalitāti (Krievijas Federācijas Valsts standartizācijas un sertifikācijas komitejas rezolūcija, 1998) pieļauj šādas frekvences novirzes: normāli ± 0,2 Hz 95% laika, maksimāli ± 0,4 Hz 5 reizes. % no dienas... Ņemot vērā, ka AFR tiks iedarbināts tālāk, var apgalvot, ka AFM iestrādātā ierosmes sprieguma griestu vērtība slīdēšanai ar frekvenci ± 2 Hz nodrošinās AC EMPH drošu darbību arī gadījumā, ja citiem lieliem sistēmas traucējumiem. Pie nominālās statora strāvas zudumi SC ir 1800 kW, un tad efektivitāte ir = 0,988. Ņemot no SC pāraprīkotā ASM lietderības koeficients ir tāds pats kā a/s Electrosila projektā, ņemot vērā transformatorus, iegūstam: = 0,988 0,983 0,997 2 = 0,966.
Tabulā ir parādīti dati par divām ACM + SM agregātiem paralēli, kas ļauj segt paredzamo tranzīta jaudas pieaugumu, kad pārveidotājs tiek uzstādīts Mogočas apakšstacijā. Tajā pašā laikā vienības izmaksas ir mazākas, un efektivitāte ir augstāka nekā visām pārējām iespējām. Jāuzsver arī acīmredzama priekšrocība - KSVBM kompensācijas šuves ir paredzētas uzstādīšanai ārpus telpām pie apkārtējās vides temperatūras no -45 līdz +45 o С (tas ir, visa tehnoloģija jau ir izstrādāta), tāpēc nav nepieciešams būvēt turbīnu. telpa AS EMPCH agregātiem, bet palīgierīcēm nepieciešams tikai korpuss ar platību, kā to nosaka būvnormatīvi, divi sešu metru laidumi platumā un seši sešu metru laidumi garumā, tas ir, 432 m 2. Termiskie aprēķini izplešanās šuvēm
ir paredzēti gan ūdeņraža dzesēšanai, gan gaisa dzesēšanai. Līdz ar to iepriekšminētais divu bloku maiņstrāvas EMPCH var ilgstoši darboties ar gaisa dzesēšanu ar slodzi 70% no nominālās, nodrošinot nepieciešamo plūsmu 200 MW.
Turklāt Energosetproekt institūts ir izstrādājis oriģinālu standarta dizainu SC blokam ar jaudu 160 MVA ar atgriezenisku bezsuku ierosmi, kas var ievērojami samazināt būvdarbu apjomu, paātrināt SC uzstādīšanu un nodošanu ekspluatācijā, kā arī ievērojami samazināt izmaksas. par to uzstādīšanu.

SECINĀJUMI
1. Sibīrijas un Tālo Austrumu UPS asinhronais paralēlais starpsavienojums pa dienvidu divķēžu tranzītu 220 kV, izmantojot asinhrono elektromehānisko frekvences pārveidotāju (AC EMPCH), ir vēlams tehnisko un ekonomisko rādītāju ziņā, salīdzinot ar labi zināmo. VAC, pamatojoties uz STATKOM un DIRECTLINK.
2. Ilgtermiņa teorētiskie un eksperimentālie pētījumi un realizētie projekti ir parādījuši AS EMPCH spējas regulēt aktīvās un reaktīvās jaudas, mašīnu spriegumus un vienības rotora ātrumu. Mogočas apakšstacijā uzstādot pārveidotāju, Holbona-Skovorodino tranzīts tiek praktiski sadalīts uz pusēm, līdz ar to šī tranzīta caurlaidspēja palielināsies 1,5-2 reizes, kas ļaus atlikt 500 kV elektropārvades līnijas izbūves laiku un Kharanorskaya GRES paplašināšanās laiks.
3. Pārveidotāju sākotnējais tehniskais un ekonomiskais salīdzinājums parādīja, ka apakšstacijas būvniecība ar HVDC uz slēdzamām atslēgām ar PWM pārraides jaudai 200 MW, pamatojoties uz Directlink projektu, izmaksā 76 miljonus USD, un, pamatojoties uz STATKOM projekts - $ 66 miljoni. Tajā pašā laikā ASM + ASM tipa AC EMPCH-200 saskaņā ar Electrosila OJSC un Electrotyazhmash pētniecības institūta (Harkova) datiem maksā 20 miljonus dolāru.
4. AS EMPCH tipam ASM + SM, pamatojoties uz sērijveidā ražoto a/s Uralelectrotyazhmash un energosistēmās darbināmiem sinhroniem kompensatoriem ar ūdeņraža un gaisa dzesēšanu āra instalācijai KSVBM 160 MV A, AS EMPCH uzstādītās jaudas īpatnējās izmaksas ar pilnu apakšstacijas aprīkojumu. ir 40 USD / kW, un tajā pašā laikā efektivitāte nav zemāka par citiem pārveidotāju veidiem. Ņemot vērā nelielo būvniecības un uzstādīšanas darbu apjomu, zemās vienības izmaksas un augstu efektivitāti, tieši tādu apakšstaciju ar EMPCh, kas pilnībā aprīkota ar sadzīves aprīkojumu, var ieteikt Sibīrijas un Tālo Austrumu UPS asinhronai integrācijai.

IES East - 50

Apvienotie Austrumi

Lēmums izveidot Apvienoto Austrumu enerģētikas sistēmu, pamatojoties uz Amūras apgabala, Primorskas un Habarovskas apgabalu un ebreju autonomā apgabala energosistēmām (laika gaitā Jakutijas dienvidu daļas energosistēma pievienojās IES East) izgatavoja PSRS Enerģētikas ministrija. Ar to pašu rīkojumu ar numuru 55A tika izveidots Austrumu operatīvais nosūtīšanas birojs (ODU), kas tagad ir AS Sistēmas operators UES filiāle. Ceļš no lēmuma līdz IES izveidei ilga divus gadus - 1970. gada 15. maijā tika apvienotas Amūras un Habarovskas energosistēmas. Un, lai gan Tālo Austrumu federālajā apgabalā (Jakutijas ziemeļos, Magadanas un Sahalīnas reģionos, Kamčatkā un Čukotkā, kā arī Habarovskas apgabala Nikolajevas enerģētikas apgabalā) līdz mūsdienām ir saglabājušās izolētas energosistēmas, kopš tā laika. tad Austrumu IES ir kļuvusi par reģiona enerģētikas sektora svarīgāko daļu. Tajā iekļautas elektrostacijas ar kopējo uzstādīto jaudu 9,5 GW (uz 2018. gada 1. janvāri). Austrumu IES ar Sibīrijas IES tika savienotas ar trim 220 kV elektropārvades līnijām, un 2015. gadā tās pirmo reizi tika iekļautas paralēlā sinhronajā darbībā.

Pacelieties pāri vietējām interesēm

Kā norādīja viens no bijušajiem OEC East vadītājiem Sergejs Drugovs, IES East attīstība ne vienmēr noritējusi gludi - it īpaši iejaucās vietējās intereses. “Piemēram, Amūras apgabala vadība savulaik nebija ieinteresēta elektropārvades līnijas būvniecībā Habarovskas apgabalā, jo tās teritorijā parādījās spēcīgs avots - Zeyskaya HES. Habarovskas apgabala vadībai bija negatīva attieksme pret Bureiskas HES celtniecību, uzskatot, ka elektroenerģijas objekti jābūvē tikai teritorijas teritorijā un tikai tie, kas atrodas tuvu savam patērētājam, ”atceras Sergejs Drugovs.

Tomēr elektroapgādes krīzes (Amūras apgabals - 1971-1973; Habarovskas apgabals - 1981-1986; Primorskas apgabals - 1998-2001) mudināja reģionus un to vadītājus apvienot centienus. Mums bija vajadzīgas jaudīgas pārvades līnijas starp ražošanas jaudām un galvenajiem patēriņa centriem. Pirmie ir koncentrēti reģiona rietumos (Zeyskaya un Bureyskaya HES, Neryungrinskaya GRES), otrie dienvidaustrumos (Primorye un Habarovskā).

Tālāk vairāk

Pēdējos gados Austrumu IES un federāciju veidojošo vienību energosistēmu elektroenerģijas patēriņš ir manāmi pieaudzis, ik pa laikam atjaunojot vēsturiskos maksimumus. IES East jaudas ziņā ir rezerve, kas ļauj, piemēram, eksportēt elektroenerģiju uz kaimiņvalsti Ķīnu, taču, lai jau tuvākajā nākotnē nerastos problēmas, nepieciešamas jaunas ražošanas iekārtas un tālāka tīklu attīstība.

Šajā virzienā tiek darīts daudz. Blagoveščenskas TEC otrais posms jau darbojas (papildu uzstādītā elektriskā jauda - 120 MW, siltuma jauda - 188 Gcal / h). Vostočnaja TEC palaišana Vladivostokā ir plānota 2018. gada trešajā ceturksnī (uzstādītā elektriskā jauda būs 139,5 MW, siltuma jauda - 421 Gcal / h; stacija nodrošinās siltumu un karsto ūdeni vairāk nekā 300 tūkstošiem pilsētas patērētāju). Nākamajā gadā jaunajai TEC Sovetskaya Gavan pilsētā vajadzētu nodrošināt strāvu (uzstādītā elektriskā jauda būs 120 MW, siltuma jauda - 200 Gcal / h).

SO UES OJSC filiālē “United Dispatching Management of Energy Systems” tika nodota komerciālā ekspluatācijā Austrumu Apvienotās enerģētikas sistēmas (CSPA) jauna versija ar tai pievienoto Bureyskaya HES avārijas vadības sistēmu. austrumi” (ODU Vostoka).

Centralizētās vadības sistēmas modernizācija un Burejskaja HES pievienošana vietējai automātiskajai stabilitātes kontroles sistēmai (LAPNU) kā tās pakārtotajai ierīcei ļaus līdz minimumam samazināt vadības darbību apjomu energosistēmā, lai atvienotu patērētājus avārijas gadījumā pie elektroenerģijas labierīcības.

Uzņēmums TsSPA IES East tika nodots komerciālai ekspluatācijai 2014. gadā. Sākotnēji Zeyskaya HES LAPNU un Primorskaya GRES LAPNU tika izmantotas kā vietējās ierīces. Pēc LAPNU aparatūras un programmatūras bāzes jaunināšanas, ko veica PJSC RusHydro - Bureyskaya HPP filiāle, kļuva iespējama arī tās pieslēgšana centralizētajam vadības centram.

“Veiksmīga Bureiskas HES LAPNU nodošana ekspluatācijā Austrumu IES centralizētās vadības sistēmas ietvaros ļāva automātisko avārijas vadību elektrotīklā pacelt kvalitatīvi jaunā līmenī. Starta institūciju skaits palielinājās no 16 līdz 81, CSPA aptvēra divas trešdaļas no kontrolētajiem posmiem Austrumu IES, ievērojami palielinājās kontroles darbību apjoms patērētāju atslēgšanai avārijas gadījumā energosistēmā. samazināts, ”atzīmēja Natālija Kuzņecova, režīmu pārvaldības direktore - ODS Austrumu galvenā dispečere.

Lai savienotu Bureiskas HES avārijas kontroles sistēmu, ODE Vostok speciālisti 2017.–2018. gadā veica pasākumu kopumu, kas ietvēra TsSPA izmēģinājumu poligona sagatavošanu un konfigurēšanu, tā tīkla mijiedarbības izveidošanu ar Bureiskas HES LAPNU. Saskaņā ar izstrādāto Austrumu ODE un programmu, kas saskaņota ar PJSC RusHydro - Bureyskaya HPP filiāli, tika veikti testi LAPNU kā centralizētās vadības sistēmas pakārtotās ierīces darbībai, kā arī skaitļošanas uzraudzība un analīze. modeļus, sakaru kanālu un informācijas apmaiņas starp Centralizēto vadības sistēmu un LAPNU uzraudzību, tīkla mijiedarbības un programmatūras iestatīšanu.

TsSPA IES East pieder trešās paaudzes centralizēto avārijas kontroles sistēmu saimei. Salīdzinot ar iepriekšējām paaudzēm, tiem ir paplašināta funkcionalitāte, tostarp uzlabots energosistēmas statiskās stabilitātes aprēķināšanas algoritms un algoritms vadības darbību izvēlei atbilstoši ne tikai statiskās, bet arī dinamiskās stabilitātes nodrošināšanas nosacījumiem - elektroenerģijas sistēmas stabilitātei. energosistēma avārijas traucējumu procesā. Tāpat jaunais CSPA darbojas, pamatojoties uz jaunu energosistēmas elektroenerģijas režīma stāvokļa novērtēšanas algoritmu. Katrai CSPA ir divu līmeņu struktūra: augstākā līmeņa programmatūras un aparatūras sistēmas tiek instalētas ODE nosūtīšanas centros, bet zemākā līmeņa ierīces tiek instalētas nosūtīšanas iekārtās.

Papildus Austrumu IES trešās paaudzes IES veiksmīgi darbojas ziemeļrietumu IES un dienvidu IES. Sistēmas Vidējās Volgas, Urālos un Tjumeņas energosistēmās atrodas izmēģinājuma režīmā.

2.1. Krievijas Vienotās enerģētikas sistēmas struktūras raksturojums

Kas ir Krievijas UES?

Krievijas vienotā enerģētikas sistēma ir augsti automatizēts spēkstaciju, elektrotīklu un elektrotīklu iekārtu komplekss, kas attīstās visā valstī, ko apvieno vienots tehnoloģiskais režīms un centralizēta operatīvā nosūtīšanas kontrole.

Krievijas UES ir pasaulē lielākā sinhroni strādājošā elektroenerģijas asociācija, kas aptver aptuveni 7 tūkstošus km no rietumiem uz austrumiem un vairāk nekā 3 tūkstošus km no ziemeļiem uz dienvidiem.

Krievijas UES nodrošina uzticamu, ekonomisku un kvalitatīvu elektroapgādi Krievijas Federācijas ekonomikas nozarēm un iedzīvotājiem, kā arī elektroenerģijas piegādi ārvalstu energosistēmām.

Krievijas UES attīstība un tās modernā struktūra

Krievijas UES attīstība notika, pakāpeniski apvienojot un organizējot reģionālo energosistēmu paralēlu darbību, veidojot starpreģionu vienotās enerģijas sistēmas (UES) un to sekojošu apvienošanu kā daļu no Vienotās enerģētikas sistēmas.

Pāreju uz šo elektroenerģijas nozares organizācijas formu noteica nepieciešamība pēc racionālākas energoresursu izmantošanas, palielinot valsts energoapgādes efektivitāti un drošumu.

2005. gada beigās Krievijas UES ietvaros paralēli darbojās sešas savstarpēji savienotas energosistēmas (sk. 2.1. att.) - Ziemeļrietumi, Centrs, Volgas vidusdaļa, Urāli, Dienvidi, Sibīrija. Austrumu IES, kas ietver 4 Tālo Austrumu reģionālās energosistēmas, darbojas atsevišķi no Sibīrijas IES. Sadales punkti starp šīm savstarpēji savienotajām energosistēmām atrodas 220 kV tranzīta augstsprieguma līnijā (OHL) Chitaenergo - Amurenergo un tiek uzstādīti operatīvi atkarībā no abu jaudas starpsavienojumu līdzsvara.

Krievijas UES vairāk nekā 40 gadu darba pieredze ir parādījusi, ka vienotas vienotas sistēmas izveide, neskatoties uz relatīvo vājo tīkla savienojumu starp Krievijas Eiropas daļu - Sibīriju un Sibīriju - Tālajiem Austrumiem, nodrošina taustāmus ietaupījumus. elektroenerģijas ražošanas izmaksās, pateicoties efektīvai elektroenerģijas plūsmu pārvaldībai, un veicina uzticamu valsts elektroapgādi.

Ziemeļrietumu UES

Elektrības objekti, kas atrodas Sanktpēterburgas, Murmanskas, Kaļiņingradas, Ļeņingradas, Novgorodas, Pleskavas, Arhangeļskas apgabalu, Karēlijas un Komi republiku teritorijās, darbojas kā daļa no Ziemeļrietumu UES. UPS nodrošina Krievijas UES sinhrono paralēlo darbību ar Baltijas valstu un Baltkrievijas energosistēmām, kā arī asinhronu paralēlu darbību (ar pārveidotāja starpniecību) ar Somijas energosistēmu un elektroenerģijas eksportu uz tām valstīm, kas ir tās sastāvā. Ziemeļvalstu elektrotīkla NORDEL (Dānija, Somija, Norvēģija, Zviedrija).

IES North-West atšķirīgās iezīmes ir:

• pagarinātas (līdz 1000 km) vienas ķēdes tranzīta gaisvadu līnijas 220 kV (Vologda - Arhangeļska - Vorkuta) un 330 kV (Sanktpēterburga - Karēlija - Murmanska);
• liela daļa elektrostaciju, kas darbojas pamata režīmā (lielās atomelektrostacijas un termoelektrostacijas), nodrošinot aptuveni 90% no kopējās elektroenerģijas ražošanas UPS. Šajā sakarā UPS ikdienas un sezonālā kopējā jaudas patēriņa grafiku nevienmērīgumu regulēšana galvenokārt ir saistīta ar starpsistēmu jaudas plūsmām. Tas rada atgriezenisku iekšējo un starpsistēmu tranzīta līniju 220-750 kV noslogošanu praktiski līdz maksimāli pieļaujamām vērtībām.

EKO centrs

Centra IES ir lielākā (tajā koncentrētā ražošanas potenciāla ziņā) vienotā energosistēma Krievijas UES. Elektroenerģijas objekti, kas atrodas Maskavas, Jaroslavļas, Tveras, Smoļenskas, Maskavas, Ivanovskas, Vladimiras, Vologdas, Kostromas, Ņižņijnovgorodas, Rjazaņas, Tambovas, Brjanskas, Kalugas, Tulas, Orelas, Kurskas, Belgorodas, Voroņežas un Ļipeckas apgabala teritorijās un asociācijas elektrostaciju ģenerējošā jauda ir aptuveni 25% no Krievijas UES kopējās ģenerēšanas jaudas.

EKO centra atšķirīgās iezīmes ir:

• tā atrašanās vieta vairāku IES (Ziemeļrietumu, Vidus Volgas, Urālu un Dienvidu), kā arī Ukrainas un Baltkrievijas energosistēmu krustpunktā;
• augstākais atomelektrostaciju īpatsvars elektroenerģijas ražošanas jaudas struktūrā UES;
• liels skaits lielu enerģijas patēriņa mezglu, kas saistīti ar melnās metalurģijas uzņēmumiem, kā arī lieliem industriālajiem pilsētu centriem (Vologda-Čerepoveca, Belgoroda, Ļipecka, Ņižņijnovgoroda);
• Maskavas enerģētikas sistēmas klātbūtne, lielākā Krievijā, kas izvirza paaugstinātas prasības elektroapgādes režīmu uzticamības nodrošināšanai un pašlaik izceļas ar augstiem rādītājiem un lielu enerģijas patēriņa pieaugumu;
• nepieciešamība plaši iesaistīt termoelektrostaciju spēka agregātus frekvences un jaudas plūsmu regulēšanas procesā, lai palielinātu UPS režīmu vadības elastību un uzticamību.

Vidējās Volgas UES

Enerģijas objekti, kas atrodas Penzas, Samaras, Saratovas, Uļjanovskas apgabalos, Mordovijas, Tatāru, Čuvašas un Mari republikās, darbojas Vidus Volgas UES ietvaros.

IES atrodas Krievijas UES centrālajā daļā un robežojas ar Centra IES un Urāliem, kā arī Kazahstānas enerģētikas sistēmu. IES nodrošina tranzīta elektroenerģijas pārvadi - līdz 4300 MW no austrumiem uz rietumiem un līdz 3800 MW no rietumiem uz austrumiem, kas ļauj visefektīvāk izmantot gan pašas asociācijas, gan Centra, Urālu un Sibīrijas IES ģenerējošās jaudas laikā. diena.

Vidējās Volgas UES īpatnība ir ievērojama hidroģenerācijas jaudu daļa (Volga-Kama kaskādes HES), kas ļauj ātri mainīt ģenerāciju plašā diapazonā līdz 4880 MW, nodrošinot gan frekvences regulēšanu. Krievijas UES un saglabājot tranzīta plūsmu vērtību no Centra, Urālu un Sibīrijas UES noteiktajās robežās.

Urālu URES

Urālu URES veidojas no elektroenerģijas objektiem, kas atrodas Sverdlovskas, Čeļabinskas, Permas, Orenburgas, Tjumeņas, Kirovas, Kurganas apgabalu, Udmurtijas un Baškīru republiku teritorijās. Tos apvieno vairāk nekā 106 tūkstoši kilometru elektropārvades līniju (ceturtā daļa no kopējā Krievijas UES gaisvadu līniju garuma) ar spriegumu 500-110 kilovolti, kas atrodas gandrīz 2,4 miljonu kvadrātu platībā. kilometri. Urālu UES darbojas 106 elektrostacijas, kuru kopējā uzstādītā jauda pārsniedz 42 tūkstošus MW jeb 21,4% no Krievijas UES elektrostaciju kopējās uzstādītās jaudas. IES atrodas valsts centrā, Sibīrijas IES, Vidusvolgas centra un Kazahstānas krustojumā.

Urālu UES atšķirīgās iezīmes ir:

• komplekss 500 kV vairāku gredzenu tīkls, kurā plānveida vai avārijas remontdarbiem katru dienu tiek atslēgtas divas līdz astoņas 500 kV gaisvadu līnijas, kā arī sprieguma rezerve;
• būtiskas ikdienas elektroenerģijas patēriņa vērtības svārstības ar vakara kritumu (ātrums līdz 1200 MWh) un rīta pieaugumu (ātrums līdz 1400 MWh), ko izraisa lielais rūpniecības īpatsvars Urālu patēriņā;
• liela daļa augsti manevrējamu TPP bloku iekārtu (58% no uzstādītās jaudas), kas ļauj katru dienu mainīt Urālu UES spēkstaciju kopējo slodzi diapazonā no 5000 līdz 7000 MW un izslēgt divus līdz desmit energoblokiem ar kopējo jaudu no 500 līdz 2000 MW. Tas ļauj regulēt starpsistēmu plūsmas no Centra, Vidusvolgas, Sibīrijas un Kazahstānas IES un nodrošināt uzticamu elektroapgādi patērētājiem Urālos.

IES Dienvidi

Energoiekārtas, kas atrodas Krasnodaras, Stavropoles apgabalu, Volgogradas, Astrahaņas, Rostovas apgabalu, Čečenijas, Ingušijas, Dagestānas, Kabardas-Balkārijas, Kalmiku, Ziemeļosetijas un Karačajas-Čerkesas republiku teritorijā, darbojas Dienvidu IES. UES nodrošina Krievijas UES paralēlu darbību ar Ukrainas, Azerbaidžānas un Gruzijas energosistēmām.

IES South atšķirīgās iezīmes ir:

vēsturiski izveidota uz 330-500 kV gaisvadu līnijām balstīta elektrotīkla shēma, kas stiepjas no ziemeļrietumiem uz dienvidaustrumiem gar Kaukāza grēdu apvidos ar intensīvu ledus veidošanos, īpaši pakājē;

nevienmērīga Ziemeļkaukāza upju (Dona, Kubana, Tereka, Sulaka) notece, kas būtiski ietekmē elektroenerģijas bilanci, izraisot elektroenerģijas deficītu ziemā, ar atbilstošu elektrotīkla slodzi rietumos. -austrumu virzienā, un vasarā pārpalikums, ar slodzi pretējā virzienā;

lielākais (salīdzinājumā ar citiem EKO) mājsaimniecību slodzes īpatsvars elektroenerģijas patēriņa struktūrā, kas izraisa straujus elektroenerģijas patēriņa lēcienus līdz ar temperatūras izmaiņām.

Sibīrijas UES

Sibīrijas UES ir teritoriāli visplašākā asociācija Krievijas UES, kas aptver teritoriju no Omskas apgabala Rietumsibīrijā līdz Čitas apgabalam Austrumsibīrijā. Energoapgādes iekārtas, kas atrodas Altaja, Krasnojarskas apgabalos, Omskā, Tomskā, Novosibirskā, Kemerovā, Irkutskā, Čitas reģionos, Hakasijas, Burjatijas un Tyvas republikās, darbojas UPS ietvaros. Taimirenergo strādā izolēti. IES apvieno aptuveni 87 tūkstošus kilometru gaisvadu līniju ar 1150-110 kilovoltu spriegumu un vairāk nekā 46 GW elektrostaciju ģenerēšanas jaudu, no kurām vairāk nekā 50% ir hidroelektrostaciju jaudas.

Sibīrijas UES izveidojās no nulles īsā vēsturiskā periodā. Vienlaikus ar jaudīgu un efektīvu hidroelektrostaciju kaskāžu būvniecību un lielu hidroelektrostaciju būvniecību uz lētu atklāto brūnogļu bāzes tika izveidoti lieli teritoriāli industriālie kompleksi (Bratska, Ust-Ilimsk, Sayan, Kansk-Achinsk degvielas un enerģijas komplekss - KATEK). Nākamais solis bija augstsprieguma elektropārvades līniju izbūve, reģionālo energosistēmu izveide, starpsavienojot jaudīgas elektrostacijas ar elektrotīkliem, un pēc tam Sibīrijas IES izveidošana.

Sibīrijas UPS atšķirīgās iezīmes ir:

unikāla ģenerēšanas jaudas struktūra, no kurām vairāk nekā 50% ir hidroelektrostacijas ar ilgtermiņa regulēšanas rezervuāriem un aptuveni 30 miljardu kWh rezervēm ilgstošas ​​​​ūdens trūkuma periodam. Tajā pašā laikā Sibīrijas hidroelektrostacijas saražo gandrīz 10% no kopējās elektroenerģijas, kas saražota visās Krievijas UES elektrostacijās;

ievērojamas dabiskās svārstības Angaras-Jeņisejas baseina upēs, kuru enerģētiskais potenciāls svārstās no 70 līdz 120 miljardiem kWh, ar sliktu upju ūdens satura prognozējamību pat īstermiņā;

Sibīrijas hidroelektrostacijas maksimālās jaudas izmantošana UPS Eiropas daļas slodzes regulēšanā un hidroelektrostacijas enerģijas izlaides ikgadējā neregulāra regulēšana gar ūdensteci ar TES rezervēm. Urāli un Centrs. Šim nolūkam tika veikta 500 kV un 1150 kV gaisvadu līniju izbūve tranzītam Sibīrija - Kazahstāna - Urāls - Srednaya VolgaCenter ar plānoto reverso jaudu līdz 3-6 miljoniem kW.

Tālo Austrumu IES

Tālajos Austrumos un Tālajos Ziemeļos ir elektroenerģijas iekārtas, kas atrodas Primorskas, Habarovskas apgabalos, Amūras, Kamčatkas, Magadanas, Sahalīnas reģionos un Sahas Republikā (Jakutijā). No tiem elektroiekārtas, kas atrodas uz

Amūras apgabala, Habarovskas un Primorskas apgabalu un Sahas Republikas (Jakutijas) Dienvidjakutskas elektroenerģijas apgabala teritorijas apvieno 500 un 220 kV starpsistēmu elektropārvades līnijas, tām ir viens darbības režīms un tās veido Austrumu IES. .

Austrumu IES darbojas izolēti no Krievijas UES, un tās atšķirīgās iezīmes ir:

izplatība termoelektrostaciju ģenerēšanas jaudu struktūrā (vairāk nekā 70% no uzstādītās jaudas) ar ierobežotu regulēšanas diapazonu;

ierobežotas iespējas izmantot Zejas un Burejskajas HES regulēšanas diapazonus sakarā ar nepieciešamību nodrošināt kuģošanu Zejas un Amūras upēs;

galveno ģenerējošo avotu izvietošana ziemeļrietumu daļā, bet galvenās patēriņa zonas - UPS dienvidaustrumos;

viens no augstākajiem Krievijas UES (gandrīz 21%) komunālo pakalpojumu slodzes īpatsvars elektroenerģijas patēriņā;

pagarinātas elektropārvades līnijas.

Saiknes starp Krievijas UES un ārvalstu enerģētikas sistēmām

2005. gada beigās paralēli Krievijas UES darbojās Baltkrievijas, Igaunijas, Latvijas, Lietuvas, Gruzijas, Azerbaidžānas, Kazahstānas, Ukrainas, Moldovas un Mongolijas energosistēmas. Vidusāzijas – Uzbekistānas, Kirgizstānas un Tadžikistānas – energosistēmas darbojās caur Kazahstānas energosistēmu paralēli Krievijas UES.

Krievijas UES iekšējo un ārējo attiecību struktūra ir parādīta attēlā. 2.2.

Krievijas UES paralēla darbība ar kaimiņvalstu energosistēmām sniedz reālas priekšrocības, kas saistītas ar elektriskās slodzes un jaudas rezervju grafiku kombināciju, kā arī ļauj veikt savstarpēju elektroenerģijas apmaiņu (eksportu/importu) starp šīm energosistēmām (sk. 3.4. ).

Turklāt Somijas enerģētikas sistēma, kas ir daļa no Skandināvijas energosistēmu savienības, darbojās kopā ar Krievijas UES, izmantojot Viborgas konversijas kompleksa ierīces. Krievijas elektrotīkli tika izmantoti arī elektroenerģijas piegādei norādītajiem Norvēģijas un Ķīnas reģioniem.

2.2. Operatīvā nosūtīšanas vadība Krievijas UES

AS SO-CDU UES ir operatīvās dispečerdarbības augstākā institūcija

Tik lielas sinhroni strādājošas asociācijas, piemēram, Krievijas UES, vadība ir ārkārtīgi sarežģīts inženiertehnisks uzdevums, kam pasaulē nav analogu.

Lai to atrisinātu, Krievija ir izveidojusi daudzlīmeņu hierarhisku operatīvās nosūtīšanas kontroles sistēmu (skat. 1.1. sadaļu), kurā ietilpst: Sistēmas operators - Centrālā dispečeru pārvalde (turpmāk arī SO-CDU UES); septiņas teritoriālās integrētās dispečeru nodaļas (ODE vai SO-ODE) - katrā no septiņām OES; reģionālās dispečeru nodaļas (RDU vai SO-RDU); elektrostaciju un elektrotīkla uzņēmumu kontroles punkti; operatīvās lauka brigādes.

AS SO-CDU UES uzdevumi un funkcijas

AS SO-CDU UES veic Krievijas Vienotās enerģētikas sistēmas centralizētu operatīvo un tehnoloģisko vadību.

AS SO-CDU UES galvenie uzdevumi ir:

• sistēmas drošuma nodrošināšana konkurētspējīgu attiecību veidošanas kontekstā elektroenerģijas nozarē;
• noteikto elektroenerģijas nozares funkcionēšanas tehnoloģisko parametru un elektroenerģijas kvalitātes standartrādītāju ievērošanas nodrošināšana;
• apstākļu radīšana efektīvai elektroenerģijas (jaudas) tirgus funkcionēšanai un elektroenerģijas nozares subjektu saistību izpildes nodrošināšana saskaņā ar elektroenerģijas vairumtirgū un mazumtirdzniecības tirgos noslēgtajiem līgumiem. AS SO-CDU UES Krievijas UES ietvaros veic šādas funkcijas:
• elektroenerģijas ražošanas un patēriņa prognozēšana un balansēšana;
• plānot un veikt pasākumus, lai nodrošinātu nepieciešamo jaudas rezervi elektrostaciju iekraušanai un izkraušanai;
• pašreizējo režīmu operatīvā kontrole, ko veic dispečerpersonāls;
• parasto un avārijas režīmu automātiskās vadības izmantošana;
• drošas darbības īstenošana, attīstības novēršana un avārijas situāciju novēršana energosistēmās un Krievijas UES kopumā.

Stratēģiskie mērķi Krievijas UES darbības režīmu optimizēšanai

Turklāt nosūtīšanas vadības struktūras, piedaloties citām elektroenerģijas nozares infrastruktūras organizācijām, risina stratēģiskus uzdevumus, lai vidējā un ilgā termiņā optimizētu Krievijas UES darbības režīmus, tostarp:

jaudas un elektroenerģijas patēriņa prognozēšana un jaudas un elektroenerģijas bilanču izstrāde;

UES elektrotīkla posmu jaudas noteikšana;

energoresursu izmantošanas optimizācija un ģenerējošo iekārtu kapitālais remonts;

elektrisko režīmu, statiskās un dinamiskās stabilitātes aprēķinu realizācijas nodrošināšana;

centralizēta relejaaizsardzības ierīču un sistēmu darbības tehnoloģisko režīmu kontrole, starpsistēmu un maģistrālo elektropārvades līniju, autobusu, transformatoru un galveno sprieguma klašu sakaru autotransformatoru automatizācija un avārijas vadības automatizācija (īssavienojuma strāvu aprēķinu veikšana, izvēle parametri relejaizsardzības un automatizācijas ierīču (RPA) un avārijas automātikas (PA) iestatīšanai;

iekārtu un elektrolīniju operatīvās dispečervadības funkciju sadale, operatīvās un tehniskās dokumentācijas sagatavošana;

shēmu un režīmu izstrāde raksturīgiem gada periodiem (rudens-ziemas maksimums, plūdu periods u.c.), kā arī saistībā ar jaunu objektu nodošanu ekspluatācijā un paralēli darbojošos energosistēmu sastāva paplašināšanu;

elektrostaciju galveno iekārtu, elektrolīniju, apakšstaciju iekārtu, releju aizsardzības un drošības ierīču remonta grafiku saskaņošana;

risinot visu jautājumu loku elektroapgādes drošuma un elektroenerģijas kvalitātes nodrošināšanai, ieviešot un pilnveidojot nosūtīšanas kontroles un automātiskās vadības sistēmas.

Automatizēta nosūtīšanas kontroles sistēma

Plānošanas, darbības un automātiskās vadības problēmu risināšanai tiek izmantota izstrādāta datorizēta automatizētā dispečervadības sistēma (ASDU), kas ir hierarhisks dispečercentru tīkls datu apstrādei SO-CDU, SO-ODU un SO-RDU, kas savstarpēji savienoti ar savā starpā un ar energoobjektiem (elektrostacijām, apakšstacijām) telemehāniku un sakaru kanāliem. Katrs dispečercentrs ir aprīkots ar jaudīgu datorsistēmu, kas nodrošina reāllaika automātisku operatīvās informācijas vākšanu, apstrādi un attēlošanu par UES of Russia darbības režīma parametriem, elektrotīkla stāvokli un galveno energoiekārtu, kas ļauj nosūtīt. Atbilstoša vadības līmeņa personāls, lai veiktu Krievijas UES darbības operatīvo kontroli un vadību, kā arī risinātu plānošanas un režīmu analīzes problēmas, uzraudzītu spēkstaciju dalību elektriskās strāvas frekvences primārajā un sekundārajā regulēšanā.

Avārijas automatizācijas sistēma ir vissvarīgākais līdzeklis Krievijas UES uzticamības un izdzīvošanas uzturēšanai

Vissvarīgākais līdzeklis Krievijas UES uzticamības un dzīvotspējas uzturēšanai ir daudzlīmeņu avārijas vadības automatizācijas sistēma, kurai nav analogu ārvalstu elektriskajos starpsavienojumos. Šī sistēma novērš un lokalizē sistēmas avāriju attīstību, veicot:

• automātiska stabilitātes pārkāpumu novēršana;
• automātiska asinhronā režīma likvidēšana;
• automātiska frekvences samazināšanas un palielināšanas ierobežošana;
• automātiska sprieguma samazināšanās un pieauguma ierobežošana;
• automātiskās izkraušanas iekārtas.

Avārijas un režīma automatizācijas iekārtas atrodas energoobjektos (lokālajos kompleksos) un AS SO-CDU UES dispečeru centros (centralizētās avārijas vadības sistēmas, kas nodrošina vietējo kompleksu darba koordināciju).

Pasākumi, lai turpinātu optimizēt operatīvās nosūtīšanas kontroles sistēmu Krievijas UES saistībā ar Krievijas elektroenerģijas nozares reformu

AOenergo reformas un reorganizācijas kontekstā SO-CDU UES svarīgākais uzdevums ir operatīvās dispečeru kontroles funkciju uzturēšana, kas prasa jaunu tehnoloģisko attiecību nodibināšanu ar nozares jaunizveidotajiem uzņēmumiem.

Šim nolūkam 2005. gadā tika noslēgts līgums starp Sistēmas operatoru un AS FGC UES (Federal Grid Company, skatīt 1. sadaļu) par Vienotā nacionālā elektrotīkla (UNEG) iekārtu esošās darbības dispečervadības shēmas pagaidu saglabāšanu. un kārtību, kādā tiek organizēta droša darbu veikšana, atdaloties no reģionālajiem elektrotīkla uzņēmumiem un nododot UNEG objektus FGC remonta un apkopes pakalpojumu sniegšanai.

Arī 2005. gadā, veicot iesākto darbu pie Krievijas UES tīklu dispečerfunkciju pārdales, kopā ar AS FGC UES tika izstrādāti galvenie kritēriji 110 kV un augstākas gaisvadu līniju piešķiršanai dispečerobjektiem un vienojās.

RDU VL 220 kV dispečera, iekārtu, PA ierīču, relejaizsardzības un automatizācijas sistēmu un dispečeru un tehnoloģiskās vadības sistēmu (SDTU) uzņemšanai dispečervadībā vai dispečervadībā ir sagatavota un tiek īstenota organizatoriski tehnisko pasākumu programma. ) tīklus, kas saistīti ar UNEG. Sistēmas operators 2005. gadā dispečervadības nodrošināšanai pārņēma 70 220 kV gaisvadu līnijas.

Operatīvās nosūtīšanas vadības sistēmas optimizācijas ietvaros tika izstrādāts un ieviests Krievijas UES operatīvās nosūtīšanas vadības Mērķa organizatoriskais un funkcionālais modelis. Saskaņā ar šo modeli tiek īstenots pilotprojekts AS SO-CDU UES filiāles darbības zonas paplašināšanai - Smoļenskas reģionālā dispečeru nodaļa.

tehniskie un tehniskie pasākumi, lai Brianskas un Kalugas apgabalu teritorijā esošo dispečerobjektu operatīvās nosūtīšanas kontroles funkcijas nodotu Smoļenskas reģionālajai dispečeru pārvaldei, OAO SO - CDU UES filiālei.

2005. gadā tika veikts darbs, lai optimizētu shēmu nosūtīšanas komandu pārsūtīšanai uz elektroenerģijas iekārtām operatīvās komutācijas ražošanas laikā. Starpposma saites ir izslēgtas no nosūtīšanas komandu shēmas, kas ir faktors, kas palielina UPS režīmu kontroles uzticamību. Uz 2005. gada 31. decembri no 1514 220 kV un augstākas gaisvadu līnijām, kas atradās OJSC SO-CDU UES dispečercentru dispečervadībā, 756 līniju kontrolei tika ieviesta tiešās komandas pārraides shēma “dispečers - elektroiekārta”. (49,9% no to kopskaita).

2.3. Krievijas UES galvenie darbības rādītāji 2005. gadā

Maksimālā spēkstaciju slodze un maksimālais enerģijas patēriņš Krievijas un Krievijas Federācijas UES

Krievijas UES elektrostaciju maksimālā ikgadējā slodze tika reģistrēta 27.12.2005. plkst. 18:00 un sastādīja 137,4 tūkstošus MW pie elektriskās strāvas frekvences 50,002 Hz. Krievijas Federācijas elektrostaciju maksimālā gada slodze sasniedza 143,5 tūkstošus MW.

Dažādu veidu ģenerēšanas jaudu līdzdalība slodzes grafika segšanā maksimālo slodžu periodā ir parādīta attēlā. 2.3 par 2004. un 2005. gada decembra dienām

Maksimālais elektroenerģijas patēriņš Krievijas Federācijā 2005. gadā bija 141,6 miljoni kW (pieaugums par 1,4% salīdzinājumā ar 2004. gadu), Krievijas UES - 134,7 miljoni kW (+ 1,7%), centra UPS - 36,2 miljoni kW (+ 0,7%), Vidusvolgas IES - 12,9 miljoni kW (+ 0,7%), Urālu IES - 33,4 miljoni kW (+ 3,1%), Ziemeļrietumu IES - 13,3 miljoni kW (+ 1,2%), Dienvidu IES - 11,9 miljoni kW (-0,6%), Sibīrijas IES - 29,5 miljoni kW (+ 0,7%), IES Austrumos - 4,8 miljoni kW (-0,3%) ).

Faktiskās elektriskās strāvas frekvences rādītāji Krievijas UES

Krievijas Vienotā enerģētikas sistēma 2005. gadā darbojās 100% no kalendārā laika ar GOST noteikto elektriskās strāvas standarta frekvenci (sk. 2.4. att.). Turklāt 2005. gadā 100% gadījumu elektriskās strāvas frekvence Krievijas, NVS un Baltijas valstu UES elektrotīklā tika uzturēta robežās, kas noteiktas ar Krievijas RAO UES septembra rīkojumu. 18, 2002, Nr. 524 “Par elektriskās strāvas frekvences regulēšanas kvalitātes uzlabošanu UES Russia” un RAO standartu” UES of Russia “OJSC” Noteikumi par normālu pārkāpumu attīstību un novēršanu Energosistēmu elektriskās daļas darbība”.

Stingrāki nosacījumi ikdienas slodzes grafiku mainīgās daļas regulēšanai Krievijas UES Eiropas daļā - pēdējo gadu tendence

2005. gadā turpinājās pēdējo gadu tendence

Dienas slodzes grafiku dekonsolidācija patērētājiem Krievijas Eiropas daļā. Tas ir īpaši raksturīgi centra, Vidējās Volgas un Ziemeļrietumu UPS ikdienas enerģijas patēriņa grafikiem. Nosacījumi uzskaitīto IES un Krievijas UES Eiropas daļas ikdienas slodzes grafiku segšanai lielā mērā ir atkarīgi no ģenerēšanas jaudu struktūras. Tajā pašā laikā kopējais UES spēkstaciju slodzes regulēšanas diapazons samazinās, jo pēdējos gados turpinās IES ar šķērssavienojumu īpatsvara samazināšanās sakarā ar šāda veida iekārtu novecošanu un demontāžu, uzstādītās jaudas palielināšanos. atomelektrostaciju, kā arī salīdzinoši neliela hidroelektrostaciju daļa un tikai vienas sūknēšanas spēkstacijas klātbūtne.Krievijas UES Eiropas daļas UPS ģenerēšanas jaudu struktūrā. Gandrīz visos EKO tas ir izraisījis ikdienas slodzes grafiku mainīgās daļas regulēšanas nosacījumu pieaugumu, īpaši brīvdienās un svētku dienās. Dienas grafiku regulēšana tiek nodrošināta, pateicoties TPP energobloku dziļākai nakts izkraušanai, kā arī to apstādināšanai rezervē brīvdienās un svētku dienās. 2005. gadā atsevišķās dienās nepietiekamā regulēšanas diapazona dēļ radās nepieciešamība daļēji izkraut AES energoblokus līdz to izņemšanai rezervē.

Sibīrijas UES hidroelektrostacijas lielo potenciālu Krievijas UES slodzes grafika mainīgās daļas regulēšanā joprojām nevar izmantot ievērojamo attālumu un vājo elektrisko savienojumu ar blakus esošajiem UES dēļ.

Krievijas UES stabilitāte un galvenie galvenie tehnoloģiskie pārkāpumi

2005. gadā Vienotā enerģētikas sistēma darbojās stabili.

Krievijas UES sistēmas uzticamība tika nodrošināta, neskatoties uz tehnoloģiskiem traucējumiem rūpniecības un energosistēmu uzņēmumu darbībā.

Starp nozīmīgākajiem pārkāpumiem ir šādi:

1) 25.05.2005., vairāku faktoru kombinācijas rezultātā notika negadījums, kura attīstības rezultātā tika atslēgts liels skaits patērētāju Maskavas, Maskavas, Tulas, Kalugas reģionos un atvienots vairāki patērētāji Rjazaņas, Smoļenskas un Orjolas reģionos ar kopējo slodzi 3500 MW;

2) 2005.gada 27.jūlijā, remonta shēmas apstākļos divu 110 kV gaisvadu līniju atslēgšanas un sekojošas atslēgšanas dēļ jaudas pārsprieguma un stabilitātes traucējumu dēļ divu 220 kV gaisvadu līniju ALAR iedarbības rezultātā, Permsko -Zakamsky energocentrs tika piešķirts izolētai darbībai ar jaudas deficītu, īslaicīgu frekvences samazināšanos līdz 46,5 Hz un patērētāju strāvas padeves pārtraukumu ar AChR ar kopējo slodzi 400 MW;

3) 08.07.2005. Kubanas energosistēmas 220 kV tīklā remonta shēmas apstākļos tika atslēgtas 220 kV un 110 kV gaisvadu līnijas. Divkontūru gaisvadu līnija 220 kV tika atvienota ar PA darbību, bet atlikušās 110 kV tranzītlīnijas gar Melnās jūras piekrasti ar pārslodzes aizsardzību. Tajā pašā laikā Soču elektroenerģijas rajons ar 280 MW slodzi tika atslēgts;

4) Laika posmā no 2005.gada 16.septembra līdz 17.septembrim Čitas reģiona rietumu rajonos sakarā ar nelabvēlīgiem laikapstākļiem ar strauju ārējā gaisa temperatūras pazemināšanos, vēja palielināšanos līdz 30 m/s, stipriem nokrišņiem formā. lietus un putenis ar pielipšanu un Ledus veidošanās uz vadiem un gaisvadu līniju balstu konstrukcijām izraisīja daudzus vadu pārrāvumus ar balstu bojājumiem. Rezultātā tika atslēgtas četras 220 kV gaisvadu līnijas, kā rezultātā tika piešķirta Čitas energosistēma asinhronai darbībai un atmaksātas trīs 220 kV apakšstacijas ar apdzīvotu vietu atslēgšanu, vilces tranzīta apakšstacijām un vilcienu kustības traucējumiem. Transbaikāla dzelzceļš;

5) No 2005. gada 18. līdz 20. novembrim a/s Lenenergo nelabvēlīgos laikapstākļos (stiprs vējš, slapjš sniegs) piedzīvoja masveida 6-220 kV gaisvadu līniju atslēgumus. Tā rezultātā tika traucēta elektroenerģijas piegāde 218 apdzīvotām vietām, tostarp reģionālajiem centriem Mga (ar iedzīvotāju skaitu 9 tūkstoši cilvēku), Vsevolozhsk (ar iedzīvotāju skaitu 43 tūkstoši cilvēku), Kirovsku (ar iedzīvotāju skaitu 50 tūkstoši cilvēku), Nikolskoje (ar iedzīvotāju skaitu 17 tūkstoši cilvēku), Shlisselburg (ar iedzīvotāju skaitu 10 tūkstoši cilvēku) ar slodzi 140 MW.

2.4. Galvenās problēmas un nelīdzsvarotība Krievijas UES darbībā

Galvenās Krievijas UES problēmas

Liela daļa TPP un AES ar zemu manevrēšanas spēju UES Eiropas daļā, mobilo TPP un hidroelektrostaciju koncentrācija Urālu, Vidus Volgas un Sibīrijas UES izraisa ievērojamas jaudas izmaiņas. plūsmas uz saitēm Centrs - Vidus Volga - Urāls, aptverot patēriņa grafikus. Centra - Vidusvolgas - Urālu tranzīta jaudas palielināšana, izbūvējot vairākas 500 kV maģistrālo tīkla līnijas, samazinās elektroenerģijas pārvades ierobežojumus galvenajos kontrolētajos posmos, palielinās Eiropas un Urālu paralēlās darbības uzticamību. Krievijas UES daļas.

Steidzams ir uzdevums palielināt Saratovas-Balakovskas elektroenerģijas centra uzticamību un stiprināt Balakovas AES elektroenerģijas sadales shēmu, palielinot Vidējās Volgas - Dienvidu IES tranzītu.

Jaunu tranzīta līniju Urāls–Volga izbūve uzlabos Dienvidurālu elektroenerģijas piegādes drošumu un Balakovas AES jaudu. Tāpat nepieciešams stiprināt tranzītu Krievijas UES ziemeļrietumu reģionā un tā savienojumu ar IES centru pie 750 kV sprieguma. Tīkla risinājumi palielinās posma Ziemeļrietumi – centrs caurlaidspēju un likvidēs bloķētās jaudas Kolas energosistēmā.

Galvenās reģionu problēmas

Maskavas un Maskavas apgabala teritorija

Enerģijas patēriņa pieaugums reģionā, maksimālās slodzes 110 kV sadales tīklā, elektroenerģijas pārvades ierobežojums no 500 kV tīkla uz zemāka sprieguma tīklu autotransformatoru pieslēgumu trūkuma dēļ rada nepieciešamību stiprināt 220 kV tīklu. 110 kV tīklu, jaunu izbūvi un esošo apakšstaciju rekonstrukciju, palielinot to transformatoru jaudu, kā arī papildus manevrējamo jaudu nodošanu ekspluatācijā.

Ņižņijnovgorodas apgabala teritorija

Stiprinot Ņižņijnovgorodas energosistēmas 220 kV tīklu, elastīgu jaudu izbūve palielinās elektroenerģijas piegādes drošumu patērētājiem avārijas atslēgumu gadījumā 500 kV tīklā.

Kalugas un Brjanskas apgabalu teritorija

Kalugas un Brjanskas energosistēmu trūkst. Jaunas elektroenerģijas ražošanas jaudas, kas savienota ar 220 kV tīklu, nodošana ekspluatācijā nodrošinās drošu elektroapgādi patērētājiem.

Saratovas apgabala teritorija

Balakovas AES energobloka Nr.1 ​​ierobežotā jauda remonta shēmās. Balakovskas-Saratovas krustojuma 500-220 kV tīkla stiprināšana palielinās Saratovas energosistēmu un Vidusvolgas UES par 500-600 MW.

Sanktpēterburgas un Ļeņingradas apgabala teritorija

Steidzami ir jāuzlabo elektroapgādes drošums Ļeņingradas apgabala ziemeļos, Sanktpēterburgā un elektroenerģijas piegāde Somijai saistībā ar 220-330 kV iekšējo tīklu lielo slodzi. Remontdarbu shēmās ir arī ierobežojumi attiecībā uz Ļeņingradas AES jaudu. Nepieciešama esošo elektrotīkla objektu rekonstrukcija un jaunu elektrotīkla objektu būvniecība.

IES Dienvidi

Lai nodrošinātu Volgodonskas AES otrā energobloka drošu jaudas piegādi, nepieciešams palielināt Rostovas un Stavropoles energosistēmu pārvades jaudu, izbūvējot jaunas maģistrālo tīkla līnijas. Aktīvais patēriņa pieaugums Kubanas energosistēmā, jaudas pārnešana uz deficītu Astrahaņas energosistēmu izraisa ierobežojumu rašanos sistēmas iekšējos tīklos, kurus var novērst, nododot ekspluatācijā ģenerēšanas jaudu energosistēmās.

Ir jāuzlabo Dienvidu IES - Azerbaidžānas energosistēmas starpvalstu tranzīta darbības uzticamība, elektroapgāde Dagestānas energosistēmas un Čečenijas Republikas patērētājiem.

Urālu URES

Ir jāpalielina saišu kapacitāte ar Permas energosistēmas Berezņikovskas-Soļikamskas un Permas-Zakamskas enerģētikas reģionu Krievijas UES, Orenburgas energosistēmas Rietumu un Ziemeļu enerģētikas reģioniem, Ziemeļu, Nojabrska, Kogaļimska, Ņeftjuganska, Tjumeņas energosistēmas Ņižņevartovskas enerģētikas reģioni, Kropačevo

Čeļabinskas energosistēmas Zlatoust reģions, Serovo - Sverdlovskas energosistēmas Bogoslovskas reģions, Kirovas energosistēma.

Augstie patēriņa pieauguma tempi (metalurģijas un alumīnija ražošanas attīstība, Subpolāro Urālu attīstība) rada nepieciešamību palielināt tīkla jaudu un nodot ekspluatācijā jaunas jaudas.

Lai novērstu trūkumus atsevišķos reģionos un veidotu perspektīvu jaudas rezervi, nepieciešams nodot ekspluatācijā ražošanas jaudu vairākās vietās Tjumeņas, Sverdlovskas, Čeļabinskas energosistēmās. Nepieciešama elektrotīkla izbūve, reaktīvās jaudas kompensācijas līdzekļu uzstādīšana.

Sibīrijas UES

Aktīvā patēriņa attīstība tīkla ierobežojumu klātbūtnē raksturo Tomskas energosistēmas un Kuzbass energosistēmas dienvidu reģiona darbības režīmu. Šajās jomās ir nepieciešams nodot ekspluatācijā ražošanas jaudas un elektrotīkla izbūvi.

EKO Austrumi

Zeyskaya HES jauda ir ierobežota, un ir samazināta elektroapgādes drošums Transsibīrijas dzelzceļa patērētājiem Amūras energosistēmā. Nepietiekama elektroapgādes uzticamība patērētājiem Vladivostokā un Nahodkā Dalenergo. Enerģijas pārvades ierobežojumu klātbūtne Habarovskas energosistēmu un Dalenergo savienojumos, Habarovskas CHPP-3 jaudas piegāde noved pie Habarovskas pilsētas elektroapgādes uzticamības samazināšanās. Problēma ir nodrošināt drošu elektroapgādi Sovgavan enerģijas centra patērētājiem. Nepieciešams veikt vairāku maģistrālo tīklu līniju izbūvi, veikt esošo rekonstrukciju un jaunu apakšstaciju izbūvi.

1 Normālos apstākļos sadalīšanas punkts atrodas Amurenergo, un, ja Chitaenergo trūkst elektroenerģijas, sadales punkts tiek nodots Chitaenergo.

2 26% no kopējās uzstādītās jaudas Vidējās Volgas UES un aptuveni 15% no kopējās uzstādītās jaudas Krievijas UES UES hidroelektrostacijās.

3 Ziemeļu sinhronā zona (NORDEL) - Ziemeļvalstu (Zviedrijas, Norvēģijas, Dānijas, Somijas un Islandes) enerģētikas starpsavienojums. Dānijas energosistēmas rietumu (kontinentālā) daļa darbojas paralēli Rietumu sinhronajai zonai UCTE, bet austrumu daļa ar NORDEL, savukārt Islandes energosistēma darbojas autonomi.

4 Ar Krievijas RAO UES 30.01.2006. rīkojumu Nr. 68 “Par Krievijas UES operatīvās nosūtīšanas vadības mērķa organizatoriskā un funkcionālā modeļa apstiprināšanu”.

5 Pasākumi operatīvās nosūtīšanas kontroles funkciju optimizēšanai Centra ODU darbības zonā tiek veikti, pamatojoties uz AS SO-CDU UES 2005.gada 26.decembra rīkojumu Nr.258/1.

6 Paredzēts energosistēmām, kas darbojas paralēli savstarpēji savienotā energosistēmā.

7 Elektrostacijas, kurās visi katli darbojas uz kopēja dzīvā tvaika kolektora, no kura tiek barotas visas tvaika turbīnas.

8 ALAR - automātiska asinhronā režīma izslēgšana.

9 AChR - frekvences izkraušanas automatizācija.