การทดลองเต็มรูปแบบยืนยันความเป็นไปได้ในการฟื้นฟูแหล่งจ่ายไฟให้กับส่วนหนึ่งของภูมิภาคพลังงานกลางของ Yakutia โดยเสียค่าใช้จ่ายของ UES ทางตะวันออก โอกาสคู่ขนานของระบบพลังงานตะวันออก ปัญหาหลักและความไม่สมดุลในการทำงานของระบบพลังงานรวมของรัสเซีย

ประการแรกแนะนำให้สร้างการเชื่อมต่อที่มีการควบคุมของระบบไฟฟ้าเพื่อเพิ่มความน่าเชื่อถือและประสิทธิภาพของการดำเนินงานในสถานที่ที่มีปัญหาในการรับรองการทำงานแบบขนานที่เชื่อถือได้ สิ่งเหล่านี้คือสายส่งไฟฟ้าระหว่างรัฐ โดยที่ตามกฎแล้วมีความจำเป็นต้องแยกระบบไฟฟ้าตามความถี่ เช่นเดียวกับการส่งกำลังระหว่างระบบที่ "อ่อนแอ" ซึ่งจำกัดความเป็นไปได้ของการแลกเปลี่ยนพลังงานระหว่างระบบไฟฟ้าปฏิบัติการแบบขนานอย่างมีนัยสำคัญ , สายไฟ 220 kV สำหรับเชื่อมต่อระบบไฟฟ้าของไซบีเรียและ ตะวันออกไกลผ่านไบคาล-อามูร์ (ทางเหนือ) และรถไฟทรานส์-ไซบีเรีย (ทางตอนใต้) ที่มีความยาวสายละ 2,000 กม. อย่างไรก็ตามหากไม่มีมาตรการพิเศษ การทำงานแบบขนานของระบบพลังงานตามแนวเส้นทางเหนือและใต้ก็เป็นไปไม่ได้ ดังนั้นจึงมีการพิจารณาการเชื่อมต่อโครงข่ายซึ่งเป็นตัวแปรหนึ่งของการทำงานแบบขนานแบบไม่ซิงโครนัสของระบบไฟฟ้าตามแนวการขนส่งสองวงจรทางตอนใต้ (ในขั้นตอนต่อมาของการเชื่อมต่อโครงข่าย การปิดระบบขนส่งทางเหนือแบบไม่ซิงโครนัสก็เป็นไปได้เช่นกัน) ความเร่งด่วนของปัญหาคือจำเป็นต้องค้นหาวิธีแก้ปัญหาทางเทคนิคเพื่อให้แน่ใจว่าการทำงานของระบบส่งกำลัง Chita-Skovorodino 220 kV ซึ่งป้อนให้กับสถานีไฟฟ้าย่อย Zabaikalskaya ทางรถไฟและในขณะเดียวกันก็เป็นเพียงการเชื่อมต่อไฟฟ้าระหว่าง UPS ของไซบีเรียและตะวันออก จนถึงปัจจุบัน การเชื่อมต่อทางไกลนี้ยังไม่มีปริมาณงานที่ต้องการ และยังไม่เป็นไปตามข้อกำหนดในการรักษาให้อยู่ในช่วงที่ยอมรับได้ มันทำงานในโหมด open-loop และมีจุดแบ่งในส่วน VL-220 Holbon-Erofei Pavlovich ทั้งหมดนี้นำไปสู่ความน่าเชื่อถือไม่เพียงพอของเครือข่าย 220 kV ซึ่งเป็นสาเหตุของการหยุดชะงักซ้ำแล้วซ้ำเล่าในแหล่งจ่ายไฟไปยังสถานีย่อยและความล้มเหลวในการทำงานของอุปกรณ์ส่งสัญญาณลูกโซ่และตารางรถไฟ หนึ่งในตัวเลือกที่เป็นไปได้สำหรับการรวมกันแบบไม่ซิงโครนัสคือการใช้สิ่งที่เรียกว่าตัวแปลงความถี่ไฟฟ้าแบบอะซิงโครไนซ์ (AS EMFC) ซึ่งเป็นชุดประกอบของเครื่องไฟฟ้ากระแสสลับสองเครื่องที่มีกำลังเท่ากันพร้อมเพลาที่เชื่อมต่ออย่างแน่นหนาซึ่งหนึ่งในนั้นได้รับการออกแบบ เป็นเครื่องซิงโครนัสแบบอะซิงโครไนซ์ (ASM) และอีกเครื่องเป็น ASM (AS EMFC ประเภท ASM+ASM) หรือเป็นเครื่องซิงโครนัส (AS EMFC ประเภท ASM+SM) ตัวเลือกหลังมีโครงสร้างที่เรียบง่ายกว่า แต่เครื่องซิงโครนัสเชื่อมต่อกับระบบไฟฟ้าที่มีข้อกำหนดที่เข้มงวดมากขึ้น เครื่องจักรเครื่องแรกในทิศทางการส่งกำลังผ่าน AS EMFC ทำงานในโหมดเครื่องยนต์เครื่องที่สอง - ในโหมดเครื่องกำเนิดไฟฟ้า ระบบกระตุ้นของ AFM แต่ละตัวมีตัวแปลงความถี่แบบไดเร็กคัปเปิลที่จ่ายกำลังให้กับขดลวดกระตุ้นสามเฟสบนโรเตอร์แบบเคลือบ
ก่อนหน้านี้ ที่ VNIIElektromash และ Elektrotyazhmash (Kharkov) การออกแบบเบื้องต้นและทางเทคนิคสำหรับ ACM แนวตั้ง (เครื่องกำเนิดไฮโดรเจน) และแนวนอน (เครื่องกำเนิดไฟฟ้ากังหัน) ที่มีกำลังการผลิต 100 ถึง 500 MW สำหรับ EMFC AS เสร็จสมบูรณ์ นอกจากนี้ สถาบันวิจัยและโรงงาน Elektrotyazhmash ได้พัฒนาและสร้างชุดตัวอย่างอุตสาหกรรมนำร่องสามชุดของ AS EMPCH-1 จาก ASM สองตัวที่มีกำลัง 1 MW (นั่นคือสำหรับกำลังรับส่งข้อมูล 1 MW) ทดสอบอย่างครอบคลุมที่ สถานที่ทดสอบ LVVISU (เซนต์ปีเตอร์สเบิร์ก) ตัวแปลงของ AFM สองตัวมีระดับอิสระสี่ระดับนั่นคือสามารถปรับพารามิเตอร์โหมดหน่วยได้พร้อมกันและปรับได้อย่างอิสระ อย่างไรก็ตาม ตามที่การศึกษาเชิงทฤษฎีและเชิงทดลองได้แสดงให้เห็นแล้ว บน AS EMFC ประเภท ASM+SM โหมดทั้งหมดที่เป็นไปได้บน AS EMFC ประเภท ASM+ASM สามารถนำไปใช้ได้ รวมถึงโหมดการใช้พลังงาน พลังที่ใช้งานอยู่จากรถทั้งสองคัน ความแตกต่างความถี่ที่อนุญาตของระบบกำลังรวม รวมถึงความสามารถในการควบคุมของ EMFC AS จะถูกกำหนดโดยค่า "เพดาน" ของการกระตุ้นของเครื่องจักร การเลือกตำแหน่งสำหรับการติดตั้ง EMFC AS บนเส้นทางที่กำลังพิจารณาจะพิจารณาจากปัจจัยต่อไปนี้ 1. จากข้อมูลของ OJSC Energosetproekt Institute ในช่วงฤดูหนาวสูงสุดปี 2548 ไฟฟ้าที่ไหลผ่าน Mogocha จะมีขนาดประมาณ 200 MW ในทิศทางจากสถานีย่อย Kholbon ไปทางทิศตะวันออกไปยังสถานีย่อย Skovorodino ขนาดของการไหลนี้จะเป็นตัวกำหนดกำลังการผลิตติดตั้งของหน่วย AS EMPCH-200 (หรือหน่วย)
2. คอมเพล็กซ์ที่มี AS EMPCH-200 ได้รับการออกแบบมาเพื่อการส่งมอบแบบครบวงจรพร้อมการควบคุมอัตโนมัติเต็มรูปแบบ แต่จากศูนย์ควบคุมของสถานีย่อย Mogocha และจากศูนย์ควบคุม Amurenergo การตั้งค่าขนาดและทิศทางของการไหลของพลังงานที่ใช้งานอยู่สามารถเปลี่ยนแปลงได้
3. สถานที่ติดตั้ง (สถานีย่อย Mogocha) ตั้งอยู่ตรงกลางระหว่างสถานีย่อย Kholbon และสถานีย่อย Skovorodino ที่ทรงพลังโดยเฉพาะอย่างยิ่งเนื่องจาก Kharanorskaya GRES สามารถให้ระดับแรงดันไฟฟ้าที่ต้องการที่สถานีย่อย Kholbon ตามเวลาที่กำหนด (นั่นคือภายในปี 2548) . ในเวลาเดียวกันการรวม AS EMFC-200 ไว้ในการตัดสายไฟที่สถานีย่อย Mogocha จะแบ่งการเชื่อมต่อออกเป็นสองส่วนอิสระโดยความต้านทานลดลงประมาณครึ่งหนึ่งและ EMF อิสระของเครื่องยูนิตในแต่ละด้านซึ่ง จะอนุญาตให้ประมาณหนึ่งและครึ่งถึงสองเท่าเพื่อเพิ่มปริมาณงานของสายไฟสองวงจรทั้งหมด - 220 kV ในอนาคต หากมีความจำเป็นต้องเพิ่มกำลังการแลกเปลี่ยน ก็อาจพิจารณาติดตั้ง AS EMPCH-200 เครื่องที่สองขนานกับเครื่องแรกได้

สิ่งนี้จะทำให้การก่อสร้าง -500 kV ล่าช้าอย่างมีนัยสำคัญและระยะเวลาของการขยาย Kharanorskaya GRES ที่เป็นไปได้ ตามการประมาณการเบื้องต้น ด้วยการทำงานแบบขนานของระบบไฟฟ้าของไซบีเรียและตะวันออกไกลเฉพาะตามแนวการขนส่งทางตอนใต้เท่านั้น กระแสพลังงานแลกเปลี่ยนความเสถียรคงที่สูงสุดในส่วน Mogocha-Ayachi จะไม่มี EMFC AS: ใน ทิศทางตะวันออก- สูงสุด 160 เมกะวัตต์ ทิศทางตะวันตก - สูงสุด 230 เมกะวัตต์

หลังจากติดตั้ง AS EMFC ปัญหาเสถียรภาพคงที่จะถูกลบออกโดยอัตโนมัติและการไหลตามลำดับอาจเป็น 200-250 MW และ 300-400 MW ตามลำดับ เมื่อควบคุมการไหลสูงสุดตามข้อจำกัดด้านความร้อนของแต่ละบุคคล เช่น ส่วนหัวของ สายไฟ ปัญหาของกระแสการแลกเปลี่ยนที่เพิ่มขึ้นมีความเกี่ยวข้องอย่างยิ่งกับการว่าจ้าง Bureyskaya

มีการวางแผนตามที่ระบุไว้เพื่อติดตั้ง EMPCH-200 AS ในการตัดสายเหนือศีรษะ 220 kV ที่สถานีย่อย Mogocha ของการเชื่อมต่อระบบสองวงจรหลักพร้อมระบบส่งกำลังระดับกลางจำนวนมาก

ในการเชื่อมต่อระหว่างระบบดังกล่าว อุบัติเหตุอาจเกิดขึ้นได้จากการสูญเสียการเชื่อมต่อไฟฟ้ากับระบบไฟฟ้ากำลังสูงและการก่อตัวของเขตพลังงานพร้อมแหล่งจ่ายไฟผ่าน EMPCH-200 AS นั่นคือเมื่อเปิดการทำงานของ EMPCH-200 AS โหลดคอนโซล ในโหมดดังกล่าว AS EMFC-200 ไม่สามารถและโดยทั่วไปไม่ควรรักษาค่าก่อนฉุกเฉินของกำลังส่งที่ระบุโดยตัวควบคุม

ในเวลาเดียวกัน จะต้องรักษาความสามารถในการควบคุมยางของตัวเองและความเร็วในการหมุนของเพลายูนิต ระบบควบคุมแบบปรับได้ที่พัฒนาขึ้นสำหรับ AS EMFC ต้องการข้อมูลทางไกลเกี่ยวกับการปิดและเปิดสวิตช์ของส่วนที่อยู่ติดกันของสายไฟ จากข้อมูลทางไกลนี้ อุปกรณ์จะถ่ายโอน ASM ของเครื่องจากด้านข้างของส่วนที่ไม่ฉุกเฉินของเส้นทางเพื่อควบคุมโดยความถี่การหมุนของเพลา และจากฝั่งคอนโซล ASM จะรับภาระของย่านพลังงาน

หากโหลดนี้มากกว่ากำลังที่ติดตั้งของ ASM AS EMFC จะถูกแบ่งออก และเครื่องจะสลับไปที่โหมดชดเชย สิ่งสำคัญอีกประการหนึ่งคือ การส่งข้อมูลทางไกลเกี่ยวกับเวกเตอร์ด้านหลังสวิตช์เปิดช่วยให้เปิด EMPCH-200 AS ให้เป็นการทำงานปกติได้ทันทีโดยไม่ต้องมีการกระตุกหลังจากเปิดสวิตช์ที่ปิดอยู่

การศึกษาเชิงทฤษฎีและการทดลองระยะยาวดำเนินการสำหรับการควบคุมการเชื่อมต่อที่ซับซ้อนของระบบไฟฟ้าของคอเคซัสเหนือและทรานคอเคเซียบนสายส่งไฟฟ้า 220 kV Sochi-Bzybi Krasnodarenergo ตามโครงการของ AS EMCh-200 ยืนยันความคาดหวังและ ความสามารถที่ทราบของ AS EMCh ในการควบคุมการทำงานและแรงดันไฟฟ้าของเครื่องจักรและความเร็วของโรเตอร์

ในความเป็นจริง ภายในขีดจำกัดของความสามารถในการออกแบบของ AS EMFC มันเป็นองค์ประกอบที่ควบคุมได้อย่างสมบูรณ์สำหรับการรวมระบบไฟฟ้า ซึ่งมีความสามารถในการหน่วงเนื่องจากพลังงานจลน์ของมวลมู่เล่ของโรเตอร์ของเครื่องจักรของเครื่องซึ่งอยู่นิ่ง ตัวแปลงขาด ระบบควบคุมพร้อมกับระบบควบคุมอัตโนมัติของเครื่องจักรที่มีระบบกระตุ้นตัวเองและสตาร์ทอัพหลังจากออกคำสั่ง "Start" ให้การทดสอบสถานะขององค์ประกอบของคอมเพล็กซ์ทั้งหมดโดยอัตโนมัติตามด้วยการเชื่อมต่ออัตโนมัติกับ เครือข่ายตามลำดับที่ต้องการโดยไม่ต้องมีส่วนร่วมของบุคลากรหรือหยุดหน่วยหลังจากออกคำสั่ง "หยุด" มีการเชื่อมต่อกับเครือข่ายด้วยตนเองและการปรับการตั้งค่าด้วยตนเอง การปิดระบบฉุกเฉิน และการปิดใหม่อัตโนมัติ เมื่อนำ EMPCH-200 AS ไปใช้งาน ก็เพียงพอแล้วเพื่อให้แน่ใจว่าสวิตช์เลื่อนจะราบรื่นในช่วงและการตั้งค่าที่กำหนด เพื่อให้แน่ใจว่าการทำงานตามแนวสายไฟก่อนที่จะเปิดสวิตช์แบ่ง โดยทั่วไปการควบคุม AS EMFC-200 บนการสื่อสารระหว่างระบบจะต้องเข้าใกล้จากตำแหน่งที่โครงสร้างการกำกับดูแลต้องใช้การควบคุมที่จำเป็นในการทำงานของหน่วยในโหมดคงที่และไม่มั่นคงและให้แน่ใจว่ามีการใช้งานฟังก์ชันพื้นฐานต่อไปนี้ ในระบบไฟฟ้า

1. การรักษาค่าแรงดันไฟฟ้า (กำลังไฟฟ้ารีแอกทีฟ) ให้สอดคล้องกับการตั้งค่าในโหมดปกติ ตัวอย่างเช่น เครื่องจักร EMFC AS แต่ละเครื่องมีความสามารถในการสร้างค่าพลังงานรีแอกทีฟที่ต้องการหรือรับประกันการบริโภคโดยไม่สูญเสียความเสถียรภายในขีดจำกัดจำกัดด้วยกระแสที่กำหนด 2. การควบคุมในโหมดปกติและฉุกเฉินขนาดและทิศทางของการไหลของพลังงานที่ใช้งานอยู่ตามจุดที่ตั้งไว้ระหว่างการทำงานแบบซิงโครนัสและไม่ซิงโครนัสของส่วนต่างๆของระบบไฟฟ้าซึ่งจะช่วยเพิ่มความจุของการเชื่อมต่อระหว่างระบบ 2.1. การควบคุมการไหลโดยใช้ AS EMPCH-200 ตามกำหนดการที่ตกลงไว้ก่อนหน้านี้ระหว่างระบบไฟฟ้าที่เชื่อมต่อถึงกัน โดยคำนึงถึงการเปลี่ยนแปลงโหลดรายวันและตามฤดูกาล 2.2. การควบคุมการทำงานของระบบอินเตอร์จะไหลขึ้นและกลับพร้อมกับการหน่วงของการสั่นที่ผิดปกติไปพร้อมๆ กัน หากคุณต้องการเปลี่ยนทิศทางของการส่งกำลังที่ใช้งานผ่านยูนิตอย่างรวดเร็ว จากนั้นโดยการเปลี่ยนการตั้งค่ากำลังที่ใช้งานบนเครื่องที่หนึ่งและที่สองอย่างต่อเนื่อง คุณสามารถเปลี่ยนการไหลของพลังงานที่ใช้งานได้ที่ความเร็วการหมุนเกือบคงที่ โดยเอาชนะเฉพาะความเฉื่อยทางแม่เหล็กไฟฟ้าเท่านั้น ของวงจรการพันขดลวดของเครื่องจักร ด้วยการกระตุ้น "เพดาน" ที่เหมาะสม การกลับตัวของกำลังจะเกิดขึ้นค่อนข้างเร็ว ดังนั้น สำหรับ EMFC AS ซึ่งประกอบด้วย ASM-200 สองตัว เวลาสำหรับการกลับรายการโดยสมบูรณ์จาก +200 MW ถึง -200 MW ตามที่การคำนวณแสดงคือ 0.24 วินาที (โดยหลักการแล้ว ถูกจำกัดด้วยค่าของ T" เท่านั้น (ฉ) 2.3 การใช้ AS EMFC-200 เป็นแหล่งปฏิบัติการเพื่อรักษาความถี่ ตลอดจนระงับการสั่นของระบบเครื่องกลไฟฟ้าหลังจากการรบกวนครั้งใหญ่ในระบบไฟฟ้าระบบใดระบบหนึ่งหรือในเขตกำลังไฟฟ้าคานยื่น 3. ทำงานให้กับอุปกรณ์เฉพาะ (คานยื่น) ย่านพลังงานของผู้บริโภคเพื่อให้มั่นใจถึงระดับความถี่และแรงดันไฟฟ้าที่ต้องการ 4. การหน่วงของการสั่นในโหมดการทำงานฉุกเฉินของระบบไฟฟ้า การลดลงอย่างมากในการรบกวนที่ส่งจากส่วนหนึ่งของระบบไฟฟ้าไปยังอีกส่วนหนึ่งในโหมดชั่วคราวเนื่องจากความสามารถของ EMFC AS เพื่อเปลี่ยนความเร็วในการหมุนภายในขีดจำกัดที่ระบุนั่นคือ พลังงานจลน์หน่วยสามารถหน่วงแบบเข้มข้นได้
การสั่นและในช่วงระยะเวลาหนึ่งการรบกวนที่เกิดขึ้นในระบบไฟฟ้าส่วนหนึ่งจะไม่ถูกส่งไปยังอีกส่วนหนึ่ง ดังนั้นด้วยการลัดวงจร หรือการปิดอัตโนมัติในระบบไฟฟ้าระบบใดระบบหนึ่ง หน่วยจะเร่งหรือชะลอความเร็ว แต่ค่าของกำลังใช้งานของ ASM ที่เชื่อมต่อกับระบบไฟฟ้าอื่นจะยังคงไม่เปลี่ยนแปลงด้วยการควบคุมที่เหมาะสม 5. หากจำเป็น ให้ย้ายเครื่องจักรทั้งสองเครื่องไปยังโหมดการทำงานของตัวชดเชยแบบซิงโครนัส ค่าใช้จ่ายในการสร้างสถานีย่อยคอนเวอร์เตอร์ด้วย AS EMPCH-200 ถูกกำหนดโดยองค์ประกอบของอุปกรณ์และในความเป็นจริงแล้วไม่แตกต่างจากสถานีย่อยที่สร้างขึ้นโดยทั่วไปพร้อมตัวชดเชยแบบซิงโครนัส สถานที่สำหรับการก่อสร้างอุปกรณ์ควรจัดให้มีการเคลื่อนย้ายอุปกรณ์ที่ง่ายดาย การติดตั้งที่กะทัดรัด และการเชื่อมต่อกับอุปกรณ์ไฟฟ้าที่มีอยู่ในสถานีย่อย Mogocha เพื่อให้ระบบสถานีย่อยทั้งหมดง่ายขึ้น จำเป็นต้องมีตัวเลือกโดยไม่ต้องแยก EMPCH-200 AS ออกเป็นสถานีย่อยแยกต่างหาก ในการเชื่อมต่อกับระบบไฟฟ้าของยูนิตที่เครื่องจักรได้รับการออกแบบมาให้กำลังไฟเต็ม = 200/0.95 = 210.5 MVA (ตามข้อมูลของ JSC Elektrosila, เซนต์ปีเตอร์สเบิร์ก และ) ต้องใช้หม้อแปลงไฟฟ้าขนาด 220/15.75 kV สองตัว มีการเปรียบเทียบทางเทคนิคและเศรษฐกิจของ AS EMFC กับตัวแปลงแบบคงที่สำหรับกำลังส่ง 200 MW พารามิเตอร์ที่เปรียบเทียบจะแสดงในตาราง การแทรกกระแสตรง (DCI) เป็นตัวเลือกแบบคลาสสิก ตารางแสดงกำลังที่ส่งผ่าน VAC คือ 355 MW ซึ่งสอดคล้องกับหนึ่งช่วงตึกของสถานีย่อย Vyborg B ระบุต้นทุนต่อหน่วยของ VAC (รวมถึงอุปกรณ์สถานีย่อย) ซึ่งแสดงอยู่ในตาราง ประสิทธิภาพของสถานีย่อย VPT (โดยคำนึงถึงตัวชดเชยแบบซิงโครนัส หม้อแปลงไฟฟ้า และตัวกรอง) คือ 0.96
VAC บนสวิตช์แบบล็อคได้ (การทำงานสองทาง) พร้อม PWM และไดโอดย้อนกลับที่เชื่อมต่อแบบขนาน เป็นที่ทราบกันดีว่าการสูญเสียภายในของกุญแจที่ล็อคได้นั้นมากกว่าไทริสเตอร์ทั่วไปถึง 1.5-2 เท่าดังนั้นประสิทธิภาพของ VAC ดังกล่าวด้วยหม้อแปลงไฟฟ้าพิเศษโดยคำนึงถึงตัวกรองการสลับความถี่สูงคือ 0.95 ประเด็นเรื่องต้นทุนไม่ได้กำหนดไว้ชัดเจน อย่างไรก็ตาม ต้นทุนเฉพาะของ VAC ตาม STATCOM คือ 165 ดอลลาร์/kW และสูงกว่า
สำหรับ VAC ของประเภท Directlink ที่มีการสร้างเส้นโค้งเอาท์พุตสองระดับ ต้นทุนเฉพาะจะสูงกว่าและมีมูลค่า 190 เหรียญสหรัฐ/กิโลวัตต์ ตารางแสดงข้อมูลสำหรับทั้งตัวเลือกแบบ STATCOM และ Directlink

จากข้อมูลของ JSC Elektrosila EMCh-200 AS ของ ASM สองตัว = 98.3% (ตัวละ 98.42%) มีต้นทุนกำลังการผลิตติดตั้งเฉพาะที่ 40 เหรียญสหรัฐฯ/กิโลวัตต์ จากนั้นต้นทุนของหน่วยคอนเวอร์เตอร์จะอยู่ที่ 16 ล้านดอลลาร์ ตามต้นทุนพื้นฐานของสถานีย่อย 220 kV AC ที่มีหม้อแปลงสองตัวคือ 4 ล้านดอลลาร์ และต้นทุนเฉพาะของคอนเวอร์เตอร์ที่มีสถานีย่อยจะเป็น = (16+4) 10 6 /400 10 3 = 50 ดอลลาร์/กิโลวัตต์ เมื่อคำนึงถึงหม้อแปลงประสิทธิภาพโดยรวมจะเท่ากับ = 0.983 2 0.997 2 = 0.96
นอกเหนือจากตัวเลือกข้างต้นแล้ว ยังจำเป็นต้องพิจารณาตัวเลือกตัวแปลงโดยใช้ตัวชดเชยแบบซิงโครนัสของประเภท KSVBM พร้อมการระบายความร้อนด้วยไฮโดรเจนของการติดตั้งกลางแจ้งที่ทำงานในระบบไฟฟ้า ควรสังเกตว่าใน AS EMFC ประเภท ASM+SM ตัวชดเชยซิงโครนัส KSVBM 160-15U1 สามารถใช้เป็นเครื่องซิงโครนัสได้โดยไม่ต้องดัดแปลงใด ๆ ในทุกโหมด ขึ้นอยู่กับเงื่อนไขสำหรับกระแสสเตเตอร์ ตัวอย่างเช่น ที่ = 1 กำลัง P = ±160 MW; ที่ = 0.95 (ตามโครงการ JSC "Electrosila") P = 152 MW, Q = ±50 MV A และ EMF E = 2.5<Еном =3 отн.ед.

ตามที่นักพัฒนา OJSC Uralelectrotyazhmash ตัวชดเชยแบบซิงโครนัส KSVBM 160-15U1 มีราคา $ 3.64 10 6 หากโรเตอร์ที่มีขนาดเท่ากันถูกสร้างขึ้นด้วยการหุ้มเสาที่ไม่โดดเด่น (การออกแบบของ SC อนุญาต) ต้นทุนจะเพิ่มขึ้น 1.5 ครั้งและจำนวน 5 .46 10 6 ดอลลาร์ จากนั้นต้นทุนรวมของตัวแปลงประเภท ASM + SM (นั่นคือจากตัวชดเชยแบบอนุกรมและแบบซิงโครนัสที่แปลงแล้ว) จะเป็น 9 10 6 ดอลลาร์ (ดูตาราง) ควรสังเกตไว้ตรงนี้ว่า
GOST 13109-97 สำหรับคุณภาพพลังงานไฟฟ้า (มติของคณะกรรมการแห่งรัฐเพื่อการมาตรฐานและการรับรองของสหพันธรัฐรัสเซีย, 1998) อนุญาตให้มีการเบี่ยงเบนความถี่ดังต่อไปนี้: ปกติ ± 0.2 Hz สำหรับ 95% ของเวลา, สูงสุด ± 0.4 Hz สำหรับ 5 % ของช่วงเวลาของวัน เมื่อคำนึงถึงว่า AFC จะยังคงทำงานต่อไป อาจเป็นที่ถกเถียงกันอยู่ว่าค่าเพดานของแรงดันไฟฟ้ากระตุ้นสำหรับสลิปที่มีความถี่ ±2 เฮิรตซ์รวมอยู่ใน AFM จะรับประกันการทำงานที่เชื่อถือได้ของ AS EMFC ภายใต้การรบกวนของระบบขนาดใหญ่อื่นๆ ที่กระแสสเตเตอร์ที่ได้รับการจัดอันดับ ความสูญเสียใน SC คือ 1800 kW และจากนั้นประสิทธิภาพจะเท่ากับ = 0.988 นำประสิทธิภาพของ ASM ที่แปลงจาก SK ให้เหมือนกับในโครงการของ JSC Elektrosila โดยคำนึงถึงหม้อแปลงที่เราได้รับ: = 0.988 0.983 0.997 2 = 0.966
ตารางแสดงข้อมูลสำหรับประเภท ASM+SM สองหน่วยแบบขนาน ซึ่งทำให้สามารถครอบคลุมความสามารถในการขนส่งที่เพิ่มขึ้นที่คาดหวังเมื่อติดตั้งตัวแปลงที่สถานีย่อย Mogocha ในขณะเดียวกัน ต้นทุนเฉพาะก็ต่ำกว่าและประสิทธิภาพก็สูงกว่าตัวเลือกอื่นๆ ทั้งหมด ควรเน้นย้ำว่าข้อได้เปรียบที่ชัดเจนคือตัวชดเชย KSVBM ได้รับการออกแบบมาสำหรับการติดตั้งกลางแจ้งที่อุณหภูมิแวดล้อมตั้งแต่ -45 ถึง +45 o C (นั่นคือเทคโนโลยีทั้งหมดได้รับการพิสูจน์แล้ว) ดังนั้นจึงไม่จำเป็นต้องสร้าง ห้องเครื่องสำหรับหน่วย AS EMFC แต่จำเป็นต้องมีตัวเครื่องเท่านั้นสำหรับอุปกรณ์เสริมที่มีพื้นที่ตามที่กำหนดโดยรหัสอาคาร ความกว้างหกเมตรสองช่วงยาวหกช่วงหกเมตร นั่นคือ 432 ม. 2 การคำนวณความร้อนของเครื่องชดเชย
ดำเนินการทั้งการทำความเย็นด้วยไฮโดรเจนและการระบายความร้อนด้วยอากาศ ดังนั้น EMFC AS สองยูนิตดังกล่าวสามารถทำงานได้เป็นเวลานานในการระบายความร้อนด้วยอากาศที่โหลด 70% ของโหลดที่กำหนด โดยให้กระแสที่ต้องการ 200 MW
นอกจากนี้ สถาบัน Energosetproekt ยังได้พัฒนาการออกแบบมาตรฐานดั้งเดิมสำหรับการติดตั้ง 160 MVA SC พร้อมการกระตุ้นแบบไร้แปรงถ่านแบบพลิกกลับได้ ซึ่งสามารถลดปริมาณงานก่อสร้างได้อย่างมาก เพิ่มความเร็วในการติดตั้งและทดสอบการทำงานของ SC และลดต้นทุนของ การติดตั้งของพวกเขา

ข้อสรุป
1. การเชื่อมต่อแบบขนานแบบไม่ซิงโครนัสของ UES ของไซบีเรียและตะวันออกไกลผ่านการขนส่งสองวงจรทางใต้ที่ 220 kV โดยใช้ตัวแปลงความถี่ไฟฟ้าเครื่องกลแบบอะซิงโครไนซ์ (AS EMFC) จะดีกว่าในแง่ของตัวบ่งชี้ทางเทคนิคและเศรษฐกิจเมื่อเปรียบเทียบกับตัวบ่งชี้ที่ดี VAC ที่รู้จักตาม STATKOM และ DIRECTLINK
2. การวิจัยทางทฤษฎีและเชิงทดลองและโครงการที่เสร็จสมบูรณ์เป็นเวลาหลายปีได้แสดงให้เห็นถึงความสามารถของ EMFC AS ในการควบคุมกำลังงานและกำลังไฟฟ้ารีแอกทีฟ แรงดันไฟฟ้าของเครื่องจักร และความเร็วของยูนิตโรเตอร์ ด้วยการติดตั้งตัวแปลงที่สถานีย่อย Mogocha การขนส่ง Holbon - Skovorodino จะถูกแบ่งออกเป็นครึ่งหนึ่งดังนั้นปริมาณงานของการขนส่งนี้จะเพิ่มขึ้น 1.5-2 เท่าซึ่งจะทำให้สามารถเลื่อนการก่อสร้างสายไฟ 500 kV และ การขยายตัวของ Kharanorskaya GRES
3. การเปรียบเทียบทางเทคนิคและเศรษฐกิจเบื้องต้นของคอนเวอร์เตอร์แสดงให้เห็นว่าการสร้างสถานีย่อยที่มี VAC บนสวิตช์ที่ล็อคได้ด้วย PWM สำหรับกำลังส่ง 200 MW ตามโครงการ Directlink มีค่าใช้จ่าย 76 ล้านดอลลาร์และตามโครงการ STATKOM - 66 ล้านดอลลาร์ ในเวลาเดียวกัน AC EMPCH-200 ประเภท ASM + ASM ตามข้อมูลของ JSC Elektrosila และ Research Institute Elektrotyazhmash (Kharkov) มีราคา 20 ล้านเหรียญสหรัฐ
4. สำหรับ AS EMFC ประเภท ASM+SM อิงตามตัวชดเชยซิงโครนัสที่ผลิตตามลำดับด้วยไฮโดรเจนและการระบายความร้อนด้วยอากาศโดย OJSC "Uralelectrotyazhmash" และดำเนินการในระบบไฟฟ้าสำหรับการติดตั้งกลางแจ้งของ KSVBM 160 MV A ซึ่งเป็นต้นทุนเฉพาะของกำลังการผลิตติดตั้งของ AS EMPC ด้วย อุปกรณ์สถานีไฟฟ้าย่อยที่สมบูรณ์มีราคา 40 เหรียญสหรัฐฯ/กิโลวัตต์ และในขณะเดียวกัน ประสิทธิภาพก็ไม่ต่ำกว่าตัวแปลงประเภทอื่นๆ เมื่อคำนึงถึงงานก่อสร้างและติดตั้งปริมาณน้อยต้นทุนต่อหน่วยต่ำและประสิทธิภาพสูงเพียงแค่แนะนำสถานีย่อยที่มี AS EMFC ทั้งหมดบนอุปกรณ์ภายในประเทศสำหรับการรวม IPS ของไซบีเรียและตะวันออกไกลแบบไม่ซิงโครนัส

ยูอีเอสตะวันออก – 50

ยูไนเต็ด อีสต์

การตัดสินใจสร้างระบบพลังงานแบบครบวงจรแห่งตะวันออกบนพื้นฐานของระบบพลังงานของภูมิภาคอามูร์ ดินแดน Primorsky และ Khabarovsk และเขตปกครองตนเองชาวยิว (เมื่อเวลาผ่านไป ระบบพลังงานทางตอนใต้ของ Yakutia ได้เข้าร่วมกับ Unified Energy System ตะวันออก) จัดทำโดยกระทรวงพลังงานของสหภาพโซเวียต คำสั่งเดียวกัน หมายเลข 55A ได้สร้างแผนกจัดส่งปฏิบัติการ (ODD) ของตะวันออก ซึ่งปัจจุบันเป็นสาขาของ UES System Operator JSC เส้นทางตั้งแต่การตัดสินใจไปจนถึงการสร้าง IPS ใช้เวลาสองปี - เมื่อวันที่ 15 พฤษภาคม พ.ศ. 2513 ระบบพลังงานของอามูร์และคาบารอฟสค์ได้รวมกันเป็นหนึ่งเดียว และถึงแม้ว่าระบบพลังงานแยกจะได้รับการเก็บรักษาไว้ในเขต Far Eastern Federal จนถึงทุกวันนี้ (ทางตอนเหนือของ Yakutia ในภูมิภาค Magadan และ Sakhalin ใน Kamchatka และ Chukotka รวมถึงเขตพลังงาน Nikolaev ของดินแดน Khabarovsk) เนื่องจาก ดังนั้น IPS แห่งตะวันออกจึงกลายเป็นส่วนที่สำคัญที่สุดของภาคพลังงานของภูมิภาค รวมถึงโรงไฟฟ้าที่มีกำลังการผลิตติดตั้งรวม 9.5 GW (ณ วันที่ 1 มกราคม 2561) IPS of the East เชื่อมต่อกับ IPS ของ Siberia ด้วยสายส่ง 220 kV สามสาย และในปี 2015 พวกเขาได้เปิดการทำงานแบบซิงโครนัสแบบขนานเป็นครั้งแรก

อยู่เหนือผลประโยชน์ของเขตการปกครอง

Sergei Drugov หนึ่งในอดีตผู้นำของ UES แห่งตะวันออกกล่าวว่า การพัฒนาของ UES แห่งตะวันออกไม่ได้ราบรื่นเสมอไป โดยเฉพาะอย่างยิ่งผลประโยชน์ในท้องถิ่นเป็นอุปสรรค “ ตัวอย่างเช่นความเป็นผู้นำของภูมิภาคอามูร์ในครั้งเดียวไม่สนใจในการสร้างสายไฟในดินแดน Khabarovsk เนื่องจากมีแหล่งกำเนิดที่ทรงพลังปรากฏบนอาณาเขตของตน - สถานีไฟฟ้าพลังน้ำ Zeya ความเป็นผู้นำของดินแดน Khabarovsk มีทัศนคติเชิงลบต่อการก่อสร้าง Bureyskaya HPP เมื่อพิจารณาว่าจำเป็นต้องสร้างสิ่งอำนวยความสะดวกด้านพลังงานเฉพาะในอาณาเขตของภูมิภาคและเฉพาะที่เชื่อมต่อกับผู้บริโภคของตนเองเท่านั้น” Sergei Drugov เล่า

อย่างไรก็ตาม วิกฤตการจัดหาพลังงาน (ภูมิภาคอามูร์ - พ.ศ. 2514-2516; ดินแดนคาบารอฟสค์ - พ.ศ. 2524-2529; ดินแดนปรีมอร์สกี - พ.ศ. 2541-2544) ได้ผลักดันให้ภูมิภาคและผู้นำเข้าร่วมกองกำลัง จำเป็นต้องใช้สายไฟที่ทรงพลังระหว่างโรงงานผลิตและศูนย์บริโภคหลัก อดีตกระจุกตัวอยู่ทางตะวันตกของภูมิภาค (โรงไฟฟ้าพลังน้ำ Zeyskaya และ Bureyskaya, สถานีไฟฟ้าเขตรัฐ Neryungrinskaya) ส่วนหลัง - ทางตะวันออกเฉียงใต้ (ใน Primorye และ Khabarovsk)

นอกจากนี้

ในช่วงไม่กี่ปีที่ผ่านมา ปริมาณการใช้ไฟฟ้าโดย Unified Energy System of the East และระบบไฟฟ้าของหน่วยงานที่เป็นส่วนประกอบของสหพันธ์ได้เพิ่มขึ้นอย่างเห็นได้ชัด โดยมีการอัปเดตค่าสูงสุดในอดีตเป็นครั้งคราว UES แห่งตะวันออกมีการสำรองกำลังการผลิตที่ช่วยให้สามารถส่งออกไฟฟ้าไปยังประเทศจีนที่อยู่ใกล้เคียงได้ แต่เพื่อหลีกเลี่ยงปัญหาในอนาคตอันใกล้นี้ จำเป็นต้องมีโรงงานผลิตใหม่และการพัฒนาเครือข่ายเพิ่มเติม

มีการดำเนินการมากมายในทิศทางนี้ Blagoveshchenskaya CHPP ระยะที่สองได้ดำเนินการแล้ว (กำลังไฟฟ้าติดตั้งเพิ่มเติมคือ 120 MW และความจุความร้อนคือ 188 Gcal/h) การเปิดตัว Vostochnaya CHPP ในวลาดิวอสต็อกมีกำหนดในไตรมาสที่สามของปี 2561 (กำลังการผลิตไฟฟ้าที่ติดตั้งจะเป็น 139.5 MW ความจุความร้อนจะอยู่ที่ 421 Gcal/h โดยสถานีจะจ่ายความร้อนและน้ำร้อนให้กับผู้บริโภคมากกว่า 300,000 ราย ในเมือง) ปีหน้า โรงไฟฟ้าพลังความร้อนแห่งใหม่ในเมือง Sovetskaya Gavan ควรผลิตไฟฟ้า (กำลังการผลิตไฟฟ้าติดตั้งจะอยู่ที่ 120 เมกะวัตต์ กำลังการผลิตความร้อน - 200 Gcal/h)

ในสาขาของ SO UES OJSC "United Dispatch Management of Energy Systems of the East" (ODU of the East) เวอร์ชันใหม่ของระบบควบคุมเหตุฉุกเฉินแบบรวมศูนย์ (CSAS) ของ United Energy System of the East ได้ถูกนำเข้าสู่การดำเนินงานเชิงพาณิชย์ ด้วยการเชื่อมต่อระบบควบคุมฉุกเฉินของ Bureyskaya HPP เข้ากับมัน

ความทันสมัยของ CSPA และการเชื่อมต่อของระบบป้องกันเสถียรภาพอัตโนมัติในพื้นที่ (LAPNU) ของ Bureyskaya HPP ในฐานะอุปกรณ์ดาวน์สตรีมจะช่วยลดปริมาณการควบคุมที่มีอิทธิพลในระบบไฟฟ้าเพื่อตัดการเชื่อมต่อของผู้บริโภคในกรณีฉุกเฉินที่ไฟฟ้า สิ่งอำนวยความสะดวกด้านพลังงาน

CSPA UES of the East เริ่มดำเนินการเชิงพาณิชย์ในปี 2557 ในขั้นต้น LAPNU ของสถานีไฟฟ้าพลังน้ำ Zeya และ LAPNU ของโรงไฟฟ้า Primorskaya State District ถูกใช้เป็นอุปกรณ์ดาวน์สตรีมสำหรับมัน หลังจากการปรับปรุงฐานฮาร์ดแวร์และซอฟต์แวร์ของ LAPNU ให้ทันสมัย ​​ซึ่งดำเนินการโดยสาขาของ PJSC RusHydro - Bureyskaya HPP การเชื่อมต่อกับ CSPA ก็เป็นไปได้เช่นกัน

“ความสำเร็จในการว่าจ้าง LAPNU ของ Bureyskaya HPP ซึ่งเป็นส่วนหนึ่งของ CSPA UES ตะวันออก ทำให้สามารถควบคุมเหตุฉุกเฉินอัตโนมัติในการเชื่อมต่อโครงข่ายพลังงานไปสู่ระดับใหม่ในเชิงคุณภาพ จำนวนองค์ประกอบเริ่มต้นเพิ่มขึ้นจาก 16 เป็น 81 CSPA ได้ครอบคลุมสองในสามของส่วนควบคุมใน UPS ตะวันออก ปริมาณการควบคุมที่มีอิทธิพลต่อการตัดการเชื่อมต่อของผู้บริโภคในกรณีที่เกิดอุบัติเหตุในระบบไฟฟ้ามีนัยสำคัญ ย่อเล็กสุด” Natalya Kuznetsova ผู้อำนวยการฝ่ายควบคุมโหมด - หัวหน้าผู้จัดส่งของ UPS แห่งตะวันออกกล่าว

เพื่อเชื่อมต่อระบบควบคุมฉุกเฉินของ Bureyskaya HPP ผู้เชี่ยวชาญจาก ODU Vostok ได้ดำเนินมาตรการชุดหนึ่งในปี 2560-2561 ซึ่งรวมถึงการเตรียมและการจัดตั้งสถานที่ทดสอบ CSPA การตั้งค่าปฏิสัมพันธ์เครือข่ายกับ LAPNU ของ Bureyskaya HPP. ตามโปรแกรมที่พัฒนาโดย ODU แห่งตะวันออกและเห็นด้วยกับสาขาของ PJSC RusHydro - Bureyskaya HPP การทำงานของ LAPNU ในฐานะอุปกรณ์ดาวน์สตรีมของ CSPA ได้รับการทดสอบตลอดจนการตรวจสอบและวิเคราะห์แบบจำลองการคำนวณ การตรวจสอบการสื่อสาร ช่องทางและการแลกเปลี่ยนข้อมูลระหว่าง CSPA และ LAPNU การตั้งค่าการโต้ตอบเครือข่ายและซอฟต์แวร์

CSPA UES of the East เป็นของกลุ่มระบบควบคุมเหตุฉุกเฉินแบบรวมศูนย์รุ่นที่สาม เมื่อเปรียบเทียบกับรุ่นก่อนๆ พวกมันได้ขยายฟังก์ชันการทำงาน รวมถึงอัลกอริธึมขั้นสูงเพิ่มเติมสำหรับการคำนวณความเสถียรแบบคงที่ของระบบไฟฟ้าและอัลกอริธึมสำหรับการเลือกการดำเนินการควบคุมตามเงื่อนไขเพื่อให้แน่ใจว่าไม่เพียงแต่คงที่เท่านั้น แต่ยังรวมถึงความเสถียรแบบไดนามิกด้วย - ความเสถียรของ ระบบไฟฟ้าในช่วงเกิดเหตุฉุกเฉิน นอกจากนี้ CSPA ใหม่ยังทำงานบนพื้นฐานของอัลกอริธึมใหม่ในการประเมินสถานะของระบบพลังงานไฟฟ้าของระบบไฟฟ้า CSPA แต่ละรายการมีโครงสร้างสองระดับ: ระบบฮาร์ดแวร์และซอฟต์แวร์ระดับบนได้รับการติดตั้งในศูนย์จัดส่งของ ODU และอุปกรณ์ระดับล่างได้รับการติดตั้งที่ศูนย์จัดส่ง

นอกจาก UES ของตะวันออกแล้ว CSPA รุ่นที่สามยังประสบความสำเร็จในการดำเนินงานใน UES ของทางตะวันตกเฉียงเหนือและ UES ของทางใต้อีกด้วย ระบบกำลังอยู่ในระหว่างการทดลองใช้งานใน IPS ของแม่น้ำโวลก้าตอนกลาง เทือกเขาอูราล และระบบพลังงาน Tyumen

2.1. ลักษณะของโครงสร้างระบบพลังงานรวมของรัสเซีย

UES ของรัสเซียคืออะไร?

ระบบพลังงานแบบครบวงจรของรัสเซียเป็นระบบที่ซับซ้อนแบบอัตโนมัติขั้นสูงของโรงไฟฟ้า เครือข่ายไฟฟ้า และสิ่งอำนวยความสะดวกโครงข่ายไฟฟ้าที่พัฒนาไปทั่วประเทศ โดยรวมกันเป็นหนึ่งเดียวด้วยระบบเทคโนโลยีเดียวและการควบคุมการจัดส่งการปฏิบัติงานแบบรวมศูนย์

UES ของรัสเซียเป็นระบบไฟฟ้าที่ทำงานพร้อมกันที่ใหญ่ที่สุดในโลก ครอบคลุมระยะทางประมาณ 7,000 กม. จากตะวันตกไปตะวันออก และมากกว่า 3,000 กม. จากเหนือจรดใต้

UES ของรัสเซียเป็นผู้จัดหาพลังงานไฟฟ้าที่เชื่อถือได้ ประหยัด และมีคุณภาพสูงให้กับภาคเศรษฐกิจและประชากรของสหพันธรัฐรัสเซีย ตลอดจนจ่ายไฟฟ้าให้กับระบบไฟฟ้าของต่างประเทศ

การพัฒนา UES ของรัสเซียและโครงสร้างที่ทันสมัย

การพัฒนา UES ของรัสเซียเกิดขึ้นผ่านการรวมกันอย่างค่อยเป็นค่อยไปและการจัดองค์กรของการดำเนินการแบบขนานของระบบพลังงานในระดับภูมิภาค การก่อตัวของระบบพลังงานบูรณาการระหว่างภูมิภาค (IES) และการรวมเข้าด้วยกันในภายหลังโดยเป็นส่วนหนึ่งของระบบพลังงานแบบครบวงจร

การเปลี่ยนไปใช้รูปแบบการจัดองค์กรของอุตสาหกรรมพลังงานไฟฟ้านี้เกิดจากความต้องการใช้ทรัพยากรพลังงานอย่างมีเหตุผลมากขึ้น เพิ่มประสิทธิภาพและความน่าเชื่อถือของแหล่งจ่ายไฟฟ้าของประเทศ

ในตอนท้ายของปี 2548 ระบบพลังงานบูรณาการหกระบบดำเนินการคู่ขนานโดยเป็นส่วนหนึ่งของระบบพลังงานรวมของรัสเซีย (ดูรูปที่ 2.1) - ทางตะวันตกเฉียงเหนือ, ศูนย์กลาง, แม่น้ำโวลก้าตอนกลาง, เทือกเขาอูราล, ทางใต้และไซบีเรีย IPS of the East ซึ่งรวมถึงระบบไฟฟ้าระดับภูมิภาค 4 ระบบของ Far East ดำเนินงานแยกจาก IPS ของไซบีเรีย จุดแบ่งระหว่างระบบพลังงานที่เป็นเอกภาพเหล่านี้ตั้งอยู่บนสายไฟฟ้าแรงสูงขนส่ง (VL) 220 kV "Chitaenergo" - "Amurenergo" และได้รับการจัดตั้งขึ้นทันทีโดยขึ้นอยู่กับความสมดุลที่เกิดขึ้นใหม่ของสมาคมพลังงานทั้งสอง

ประสบการณ์มากกว่า 40 ปีในการดำเนินงานของ UES ของรัสเซียแสดงให้เห็นว่าการสร้างระบบรวมเป็นหนึ่งเดียวแม้จะมีจุดอ่อนของการเชื่อมต่อเครือข่ายจากส่วนยุโรปของรัสเซีย - ไซบีเรียและไซบีเรีย - ตะวันออกไกล แต่ก็ช่วยประหยัดได้มาก ในต้นทุนการผลิตไฟฟ้าอันเนื่องมาจากการจัดการการไหลของพลังงานไฟฟ้าอย่างมีประสิทธิภาพและก่อให้เกิดการจัดหาพลังงานที่เชื่อถือได้ของประเทศ

IPS ของภาคตะวันตกเฉียงเหนือ

IPS ของภาคตะวันตกเฉียงเหนือประกอบด้วยสิ่งอำนวยความสะดวกด้านพลังงานที่ตั้งอยู่ในดินแดนเซนต์ปีเตอร์สเบิร์ก, มูร์มันสค์, คาลินินกราด, เลนินกราด, โนฟโกรอด, ปัสคอฟ, ภูมิภาคอาร์คันเกลสค์, สาธารณรัฐคาเรเลียและโคมิ UES รับประกันการทำงานแบบขนานแบบซิงโครนัสของระบบพลังงานรวมของรัสเซียกับระบบไฟฟ้าของประเทศบอลติกและเบลารุส รวมถึงการทำงานแบบขนานแบบไม่ซิงโครนัส (ผ่านตัวแปลง) ด้วยระบบไฟฟ้าของฟินแลนด์และการส่งออกไฟฟ้าไปยังประเทศต่างๆ ในสมาคมระบบพลังงานนอร์เดลแห่งสแกนดิเนเวีย (เดนมาร์ก ฟินแลนด์ นอร์เวย์ สวีเดน)

คุณสมบัติที่โดดเด่นของ IPS ตะวันตกเฉียงเหนือคือ:

• ยาว (สูงสุด 1,000 กม.) ค่าใช้จ่ายในการขนส่งวงจรเดียว 220 kV (Vologda - Arkhangelsk - Vorkuta) และ 330 kV (เซนต์ปีเตอร์สเบิร์ก - Karelia - Murmansk);
• โรงไฟฟ้าส่วนใหญ่ที่ทำงานในโหมดพื้นฐาน (โรงไฟฟ้านิวเคลียร์ขนาดใหญ่และโรงไฟฟ้าพลังความร้อน) ซึ่งคิดเป็นประมาณ 90% ของการผลิตไฟฟ้าทั้งหมดใน UES ในการเชื่อมโยงนี้ การควบคุมความไม่สม่ำเสมอของตารางการใช้พลังงานทั้งหมดรายวันและตามฤดูกาลของ UES เกิดขึ้นส่วนใหญ่เนื่องมาจากการไหลของพลังงานระหว่างระบบ สิ่งนี้นำไปสู่การโหลดย้อนกลับของเส้นทางขนส่งภายในและระหว่างระบบ 220-750 kV เกือบจะถึงค่าสูงสุดที่อนุญาต

อีพีเอส เซ็นเตอร์

UES ของศูนย์เป็นระบบพลังงานรวมที่ใหญ่ที่สุด (ในแง่ของศักยภาพการผลิตที่กระจุกตัวอยู่ในนั้น) ใน UES ของรัสเซีย ศูนย์ IPS รวมถึงสิ่งอำนวยความสะดวกด้านพลังงานที่ตั้งอยู่ในดินแดนของมอสโก, Yaroslavl, ตเวียร์, Smolensk, มอสโก, Ivanovo, Vladimir, Vologda, Kostroma, Nizhny Novgorod, Ryazan, Tambov, Bryansk, Kaluga, Tula, Oryol, Kursk, Belgorod, Voronezh และ ภูมิภาค Lipetsk และกำลังการผลิตไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าของสมาคมอยู่ที่ประมาณ 25% ของกำลังการผลิตทั้งหมดของระบบพลังงานรวมของรัสเซีย

คุณสมบัติที่โดดเด่นของ IPS Center คือ:

• สถานที่ตั้งที่ทางแยกของระบบไฟฟ้าแบบครบวงจรหลายแห่ง (ตะวันตกเฉียงเหนือ, โวลก้ากลาง, อูราลและใต้) รวมถึงระบบพลังงานของยูเครนและเบลารุส
• ส่วนแบ่งเฉพาะสูงสุดของโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ในโครงสร้างกำลังการผลิตใน UES
• โหนดการใช้พลังงานขนาดใหญ่จำนวนมากที่เกี่ยวข้องกับวิสาหกิจโลหะวิทยาเหล็กรวมถึงศูนย์กลางอุตสาหกรรมขนาดใหญ่ในเมือง (Vologda-Cherepovets, Belgorod, Lipetsk, Nizhny Novgorod)
• การมีอยู่ของระบบไฟฟ้ามอสโกที่ใหญ่ที่สุดในรัสเซียซึ่งทำให้มีความต้องการเพิ่มขึ้นในการรับรองความน่าเชื่อถือของโหมดจ่ายไฟและปัจจุบันมีอัตราที่สูงและการใช้พลังงานเพิ่มขึ้นอย่างมาก
• ความจำเป็นในการมีส่วนร่วมอย่างกว้างขวางของหน่วยพลังงานของโรงไฟฟ้าพลังความร้อนในกระบวนการควบคุมความถี่และการไหลของพลังงาน เพื่อเพิ่มความยืดหยุ่นในการควบคุมโหมดและความน่าเชื่อถือของ IPS

UPS ของแม่น้ำโวลก้ากลาง

IPS ของแม่น้ำโวลก้าตอนกลางประกอบด้วยแหล่งพลังงานที่ตั้งอยู่ในดินแดนของสาธารณรัฐ Penza, Samara, Saratov, Ulyanovsk, Mordovian, Tatar, Chuvash และ Mari

IPS ตั้งอยู่ในภาคกลางของ UES ของรัสเซีย และติดกับ IPS ของศูนย์กลางและเทือกเขาอูราล รวมถึงระบบพลังงานของคาซัคสถาน UES ให้บริการส่งไฟฟ้าผ่านระบบขนส่ง - สูงสุด 4,300 MW จากตะวันออกไปตะวันตก และสูงสุด 3,800 MW จากตะวันตกไปตะวันออก ซึ่งช่วยให้มีการใช้งานอย่างมีประสิทธิภาพสูงสุดในช่วงวันที่กำลังการผลิตของทั้งสมาคมเองและ UES ของศูนย์ เทือกเขาอูราลและไซบีเรีย

คุณสมบัติที่โดดเด่นของ Middle Volga IPS คือส่วนแบ่งสำคัญของความสามารถในการสร้างพลังน้ำ (HPP ของน้ำตก Volga-Kama) ซึ่งช่วยให้คุณเปลี่ยนการสร้างได้อย่างรวดเร็วในช่วงกว้างถึง 4880 MW โดยให้การควบคุมความถี่ทั้งสองใน UES ของรัสเซียและรักษามูลค่าของกระแสการขนส่งจาก IPS ของศูนย์ เทือกเขาอูราล และไซบีเรีย ภายในขอบเขตที่กำหนด

UPS ของเทือกเขาอูราล

UES ของเทือกเขาอูราลนั้นถูกสร้างขึ้นจากแหล่งพลังงานที่ตั้งอยู่ในดินแดนของ Sverdlovsk, Chelyabinsk, Perm, Orenburg, Tyumen, Kirov, Kurgan ภูมิภาค, สาธารณรัฐ Udmurt และ Bashkir พวกเขารวมกันเป็นสายส่งไฟฟ้ามากกว่า 106,000 กิโลเมตร (หนึ่งในสี่ของความยาวทั้งหมดของสายเหนือศีรษะ UES ของรัสเซีย) โดยมีแรงดันไฟฟ้า 500-110 กิโลโวลต์ซึ่งตั้งอยู่บนพื้นที่เกือบ 2.4 ล้านตารางกิโลเมตร UES ของ Urals ประกอบด้วยโรงไฟฟ้า 106 แห่ง กำลังการผลิตติดตั้งรวมมากกว่า 42,000 MW หรือ 21.4% ของกำลังการผลิตติดตั้งทั้งหมดของโรงไฟฟ้าของ UES ของรัสเซีย IPS ตั้งอยู่ในใจกลางของประเทศ ที่ทางแยกของ IPS ของไซบีเรีย ศูนย์กลางของแม่น้ำโวลก้าตอนกลาง และคาซัคสถาน

คุณสมบัติที่โดดเด่นของ UES of the Urals คือ:

• เครือข่าย multi-ring 500 kV ที่ซับซ้อน ซึ่งในแต่ละวันตั้งแต่สองถึงแปดสายค่าโสหุ้ย 500 kV จะถูกตัดการเชื่อมต่อสำหรับการซ่อมแซมตามกำหนดเวลาหรือฉุกเฉินตลอดจนแรงดันไฟฟ้าสำรอง
• ความผันผวนที่สำคัญในแต่ละวันในการใช้พลังงานโดยลดลงในตอนเย็น (อัตราสูงสุด 1,200 MW. ชั่วโมง) และการเติบโตในตอนเช้า (อัตราสูงถึง 1,400 MW. ชั่วโมง) เกิดจากส่วนแบ่งสูงของอุตสาหกรรมในการบริโภค Urals;
• ส่วนแบ่งขนาดใหญ่ของอุปกรณ์บล็อกที่คล่องตัวสูงของโรงไฟฟ้าพลังความร้อน (58% ของกำลังการผลิตติดตั้ง) ซึ่งช่วยให้มีการเปลี่ยนแปลงรายวันในโหลดรวมของโรงไฟฟ้าของระบบพลังงานรวมของเทือกเขาอูราลในช่วง 5,000 ถึง 7,000 เมกะวัตต์และการสลับ ปิด 2-10 หน่วยไฟฟ้า ขนาดกำลังผลิตรวม 500-7,000 เมกะวัตต์ สำรองวันหยุดสุดสัปดาห์และวันหยุดนักขัตฤกษ์ 2,000 เมกะวัตต์ ทำให้สามารถควบคุมการไหลของระบบระหว่าง IPS ของศูนย์, แม่น้ำโวลก้าตอนกลาง, ไซบีเรียและคาซัคสถาน และรับประกันการจ่ายไฟที่เชื่อถือได้ให้กับผู้บริโภคในเทือกเขาอูราล

ไอพีเอส ภาคใต้

IPS ของภาคใต้รวมถึงแหล่งพลังงานที่ตั้งอยู่ในครัสโนดาร์, ดินแดนสตาฟโรปอล, โวลโกกราด, แอสตราคาน, ภูมิภาครอสตอฟ, เชเชน, อินกูช, ดาเกสถาน, คาบาร์ดิโน-บัลคาเรียน, คาลมีค, สาธารณรัฐออสเซเชียนเหนือ และสาธารณรัฐคาราไช-เชอร์เคส UES รับประกันการดำเนินงานคู่ขนานของ UES ของรัสเซียกับระบบพลังงานของยูเครน อาเซอร์ไบจาน และจอร์เจีย

คุณสมบัติที่โดดเด่นของ IPS South คือ:

แผนภาพเครือข่ายไฟฟ้าที่จัดตั้งขึ้นในอดีตโดยอิงจากเส้นเหนือศีรษะ 330-500 kV ซึ่งทอดยาวจากตะวันตกเฉียงเหนือไปตะวันออกเฉียงใต้ตามแนวเทือกเขาคอเคซัสผ่านพื้นที่ที่มีการก่อตัวของน้ำแข็งที่รุนแรงโดยเฉพาะบริเวณเชิงเขา

การไหลของแม่น้ำที่ไม่สม่ำเสมอของคอเคซัสเหนือ (ดอน, บาน, เทเร็ก, ซูลัก) ซึ่งมีผลกระทบอย่างมีนัยสำคัญต่อความสมดุลของไฟฟ้านำไปสู่การขาดแคลนไฟฟ้าในฤดูหนาวโดยมีภาระที่สอดคล้องกันในเครือข่ายไฟฟ้าทางตะวันตก - ทิศตะวันออกและส่วนเกินในฤดูร้อนโดยมีภาระในทิศทางตรงกันข้าม

ส่วนแบ่งภาระสาธารณูปโภคที่ใหญ่ที่สุด (เมื่อเทียบกับ IPS อื่น ๆ ) ในโครงสร้างการใช้ไฟฟ้าซึ่งนำไปสู่การเพิ่มขึ้นอย่างรวดเร็วของการใช้ไฟฟ้าเมื่ออุณหภูมิเปลี่ยนแปลง

UPS ของไซบีเรีย

UES ของไซบีเรียเป็นสมาคมที่มีอาณาเขตครอบคลุมมากที่สุดใน UES ของรัสเซีย ครอบคลุมอาณาเขตตั้งแต่ภูมิภาค Omsk ในไซบีเรียตะวันตกไปจนถึงภูมิภาค Chita ในไซบีเรียตะวันออก UES รวมถึงสิ่งอำนวยความสะดวกด้านพลังงานที่ตั้งอยู่ในดินแดนอัลไตและครัสโนยาสค์, ออมสค์, ทอมสค์, โนโวซีบีสค์, เคเมโรโว, อีร์คุตสค์, ภูมิภาค Chita, สาธารณรัฐ Khakassia, Buryatia และ Tyva Taimyrenergo ดำเนินงานโดยแยกจากกัน UES รวมสายไฟเหนือศีรษะประมาณ 87,000 กิโลเมตรโดยมีแรงดันไฟฟ้า 1,150–110 กิโลโวลต์และกำลังการผลิตไฟฟ้ามากกว่า 46 GW ของโรงไฟฟ้า ซึ่งมากกว่า 50% เป็นโรงไฟฟ้าพลังน้ำ

ระบบพลังงานแบบครบวงจรของไซบีเรียถูกสร้างขึ้นตั้งแต่ต้นในช่วงเวลาประวัติศาสตร์อันสั้น พร้อมกับการก่อสร้างน้ำตกที่ทรงพลังและมีประสิทธิภาพของโรงไฟฟ้าพลังน้ำและการก่อสร้างโรงไฟฟ้าเขตของรัฐขนาดใหญ่โดยใช้ถ่านหินสีน้ำตาลแบบเปิดราคาถูกทำให้เกิดการสร้างคอมเพล็กซ์อุตสาหกรรมและอาณาเขตขนาดใหญ่ (Bratsk, Ust-Ilimsk, Sayan, Kansk-Achinsk คอมเพล็กซ์เชื้อเพลิงและพลังงาน - KATEK) ขั้นตอนต่อไปคือการก่อสร้างสายไฟฟ้าแรงสูง การสร้างระบบพลังงานระดับภูมิภาคผ่านการเชื่อมต่อโครงข่ายของโรงไฟฟ้าที่ทรงพลัง และจากนั้นก็การก่อตัวของระบบพลังงานแบบครบวงจรของไซบีเรีย

คุณสมบัติที่โดดเด่นของ IPS ของไซบีเรียคือ:

โครงสร้างกำลังการผลิตที่เป็นเอกลักษณ์ซึ่งมากกว่า 50% เป็นโรงไฟฟ้าพลังน้ำที่มีอ่างเก็บน้ำควบคุมระยะยาวและสำรองประมาณ 30 พันล้านกิโลวัตต์ชั่วโมงในช่วงที่มีน้ำต่ำเป็นเวลานาน ในเวลาเดียวกันโรงไฟฟ้าพลังน้ำในไซบีเรียผลิตไฟฟ้าได้เกือบ 10% ของการผลิตไฟฟ้าที่ผลิตโดยโรงไฟฟ้าทั้งหมดของระบบพลังงานรวมของรัสเซีย

ความผันผวนตามธรรมชาติที่สำคัญในการไหลของแม่น้ำในแต่ละปีในลุ่มน้ำ Angara-Yenisei ซึ่งมีศักยภาพด้านพลังงานอยู่ในช่วง 70 ถึง 120 พันล้าน kWh โดยมีความสามารถในการคาดการณ์ปริมาณน้ำในแม่น้ำได้ไม่ดีแม้ในระยะสั้น

การใช้กำลังไฟฟ้าสูงสุดของสถานีไฟฟ้าพลังน้ำไซบีเรียในการควบคุมภาระของส่วนยุโรปของ UES และควบคุมความไม่สม่ำเสมอประจำปีของการส่งออกพลังงานของสถานีไฟฟ้าพลังน้ำตามเส้นทางน้ำโดยแหล่งสำรองของโรงไฟฟ้าพลังความร้อนของเทือกเขาอูราลและ ศูนย์. เพื่อจุดประสงค์นี้ การก่อสร้างเส้นเหนือศีรษะ 500 kV และ 1,150 kV ได้ดำเนินการไปตามเส้นทางขนส่งไซบีเรีย - คาซัคสถาน - อูราล - ศูนย์กลางโวลก้ากลาง โดยมีการกลับรายการพลังงานตามแผนสูงถึง 3-6 ล้านกิโลวัตต์

UPS ของตะวันออกไกล

ในตะวันออกไกลและเหนือไกล มีโรงงานด้านพลังงานตั้งอยู่ใน Primorsky, ดินแดน Khabarovsk, อามูร์, คัมชัตกา, มากาดาน, ภูมิภาคซาคาลิน และสาธารณรัฐซาฮา (ยาคุเตีย) ในจำนวนนี้มีสิ่งอำนวยความสะดวกด้านพลังงานตั้งอยู่บน

ดินแดนของภูมิภาคอามูร์, ดินแดน Khabarovsk และ Primorsky และภูมิภาคพลังงาน South Yakut ของสาธารณรัฐ Sakha (Yakutia) ได้รับการรวมเป็นหนึ่งเดียวโดยสายส่งไฟฟ้าระหว่างระบบ 500 และ 220 kV มีโหมดการทำงานเดียวและสร้างระบบพลังงานรวมของ ทิศตะวันออก.

UES of the East ดำเนินงานแยกจาก UES ของรัสเซีย และคุณสมบัติที่โดดเด่นคือ:

ความโดดเด่นในโครงสร้างกำลังการผลิตของโรงไฟฟ้าพลังความร้อน (มากกว่า 70% ของกำลังการผลิตติดตั้ง) ซึ่งมีขอบเขตการควบคุมที่จำกัด

ความเป็นไปได้ที่จำกัดสำหรับการใช้ช่วงควบคุมของโรงไฟฟ้าพลังน้ำ Zeya และ Bureyskaya เนื่องจากความจำเป็นในการรับรองการนำทางในแม่น้ำ Zeya และ Amur

การวางแหล่งผลิตไฟฟ้าหลักทางตะวันตกเฉียงเหนือ และพื้นที่การบริโภคหลักทางตะวันออกเฉียงใต้ของ UES

หนึ่งในส่วนแบ่งภาระสาธารณูปโภคสูงสุดในการใช้ไฟฟ้าใน UES ของรัสเซีย (เกือบ 21%);

สายไฟยาว

การเชื่อมต่อระหว่าง UES ของรัสเซียกับระบบพลังงานของต่างประเทศ

ในตอนท้ายของปี 2548 ระบบพลังงานของเบลารุสเอสโตเนียลัตเวียลิทัวเนียจอร์เจียอาเซอร์ไบจานคาซัคสถานยูเครนมอลโดวาและมองโกเลียดำเนินการควบคู่ไปกับ UES ของรัสเซีย ผ่านระบบพลังงานของคาซัคสถาน ควบคู่ไปกับระบบพลังงานรวมของรัสเซีย ระบบพลังงานของเอเชียกลาง - อุซเบกิสถาน คีร์กีซสถาน และทาจิกิสถาน - ดำเนินการ

โครงสร้างของความสัมพันธ์ภายในและภายนอกของ UES ของรัสเซียแสดงไว้ในรูปที่ 1 2.2.

การดำเนินการคู่ขนานของ UES ของรัสเซียกับระบบพลังงานของประเทศเพื่อนบ้านให้ข้อได้เปรียบที่แท้จริงที่เกี่ยวข้องกับการรวมกันของตารางโหลดไฟฟ้าและพลังงานสำรอง และช่วยให้มีการแลกเปลี่ยนไฟฟ้าร่วมกัน (ส่งออก/นำเข้า) ระหว่างระบบพลังงานเหล่านี้ (ดูหัวข้อ 3.4 ).

นอกจากนี้ ระบบไฟฟ้าของฟินแลนด์ ซึ่งเป็นส่วนหนึ่งของสมาคมระบบไฟฟ้าสแกนดิเนเวีย ทำงานร่วมกับระบบพลังงานรวมของรัสเซียผ่านอุปกรณ์ของ Vyborg Converter Complex นอกจากนี้ ไฟฟ้ายังจ่ายไปยังบางพื้นที่ของนอร์เวย์และจีนจากเครือข่ายไฟฟ้าของรัสเซีย

2.2. การควบคุมการจัดส่งการปฏิบัติงานใน UES ของรัสเซีย

OJSC "SO-TsDU UES" เป็นหน่วยปฏิบัติการสูงสุด

การจัดการสมาคมที่ดำเนินงานพร้อมกันขนาดใหญ่เช่น Unified Energy System ของรัสเซียเป็นงานวิศวกรรมที่ซับซ้อนซึ่งไม่มีระบบอะนาล็อกใดในโลก

เพื่อแก้ไขปัญหานี้ได้มีการสร้างระบบลำดับชั้นหลายระดับของการควบคุมการจัดส่งการปฏิบัติงานในรัสเซีย (ดูส่วนที่ 1.1) รวมถึง: ผู้ดำเนินการระบบ - การควบคุมการจัดส่งส่วนกลาง (ต่อไปนี้จะเรียกว่า SO-CDC UES); แผนกจัดส่งร่วมในดินแดนเจ็ดแห่ง (ODU หรือ SO-ODU) – ในแต่ละ UES ทั้งเจ็ด แผนกควบคุมการจัดส่งระดับภูมิภาค (RDU หรือ SO-RDU) จุดควบคุมของโรงไฟฟ้าและสถานประกอบกิจการเครือข่ายไฟฟ้า ทีมงานภาคสนาม

งานและหน้าที่ของ OJSC SO-TsDU UES

OJSC SO-CDU UES ดำเนินการจัดการการดำเนินงานและเทคโนโลยีแบบรวมศูนย์ของระบบพลังงานรวมของรัสเซีย

วัตถุประสงค์หลักของ OJSC SO-TsDU UES คือ:

• สร้างความน่าเชื่อถือของระบบในเงื่อนไขของการพัฒนาความสัมพันธ์ทางการแข่งขันในอุตสาหกรรมพลังงานไฟฟ้า
• สร้างความมั่นใจในการปฏิบัติตามพารามิเตอร์ทางเทคโนโลยีที่กำหนดไว้สำหรับการทำงานของอุตสาหกรรมพลังงานไฟฟ้าและตัวบ่งชี้มาตรฐานของคุณภาพพลังงานไฟฟ้า
• การสร้างเงื่อนไขสำหรับการทำงานที่มีประสิทธิภาพของตลาดไฟฟ้า (กำลังการผลิต) และรับรองการปฏิบัติตามพันธกรณีของหน่วยงานอุตสาหกรรมไฟฟ้าภายใต้สัญญาที่ทำขึ้นในตลาดไฟฟ้าขายส่งและตลาดค้าปลีก OJSC SO-CDU UES ทำหน้าที่ต่อไปนี้ภายใน UES ของรัสเซีย:
• การพยากรณ์และการสร้างความสมดุลของการผลิตและการใช้ไฟฟ้า
• การวางแผนและดำเนินมาตรการเพื่อให้มั่นใจว่ามีพลังงานสำรองที่จำเป็นสำหรับการขนถ่ายโรงไฟฟ้า
• การจัดการการปฏิบัติงานของรูปแบบปัจจุบันดำเนินการโดยเจ้าหน้าที่จัดส่ง
• การใช้การควบคุมอัตโนมัติของโหมดปกติและโหมดฉุกเฉิน
• การดำเนินงานที่ปลอดภัย การป้องกันการพัฒนาและการกำจัดสถานการณ์ฉุกเฉินในระบบพลังงานและ UES ของรัสเซียโดยรวม

วัตถุประสงค์เชิงกลยุทธ์สำหรับการเพิ่มประสิทธิภาพโหมดการทำงานของ UES ของรัสเซีย

นอกจากนี้หน่วยงานควบคุมการจัดส่งโดยการมีส่วนร่วมขององค์กรโครงสร้างพื้นฐานอื่น ๆ ในอุตสาหกรรมพลังงานไฟฟ้ากำลังแก้ไขงานเชิงกลยุทธ์เพื่อเพิ่มประสิทธิภาพโหมดการทำงานของ UES ของรัสเซียในระยะกลางและระยะยาว ได้แก่ :

การพยากรณ์พลังงานและการใช้ไฟฟ้า การพัฒนาสมดุลของพลังงานและไฟฟ้า

การกำหนดความสามารถในการรับส่งข้อมูลของส่วนต่างๆ ของเครือข่ายไฟฟ้า UES

การใช้ทรัพยากรพลังงานให้เกิดประโยชน์สูงสุดและดำเนินการซ่อมแซมอุปกรณ์เครื่องกำเนิดไฟฟ้าที่สำคัญ

สร้างความมั่นใจในการดำเนินการคำนวณโหมดไฟฟ้าเสถียรภาพแบบสถิตและไดนามิก

การควบคุมแบบรวมศูนย์ของโหมดการทำงานทางเทคโนโลยีของอุปกรณ์และระบบการป้องกันรีเลย์ระบบอัตโนมัติและระบบอัตโนมัติฉุกเฉินของสายไฟที่ขึ้นรูประบบระหว่างระบบและหลักรถบัสหม้อแปลงและหม้อแปลงไฟฟ้าอัตโนมัติของการสื่อสารของคลาสแรงดันไฟฟ้าหลัก (การคำนวณกระแสลัดวงจรการเลือกการตั้งค่า พารามิเตอร์สำหรับการป้องกันรีเลย์และอุปกรณ์อัตโนมัติ (RPA) และระบบอัตโนมัติฉุกเฉิน (PA))

การกระจายฟังก์ชั่นการควบคุมการปฏิบัติงานของอุปกรณ์และสายไฟการเตรียมเอกสารการปฏิบัติงานและทางเทคนิค

การพัฒนาแผนงานและโหมดสำหรับช่วงเวลาลักษณะของปี (สูงสุดในฤดูใบไม้ร่วง - ฤดูหนาว, ระยะเวลาน้ำท่วม ฯลฯ ) รวมถึงการเชื่อมต่อกับการว่าจ้างสิ่งอำนวยความสะดวกใหม่และการขยายองค์ประกอบของระบบไฟฟ้าปฏิบัติการแบบขนาน

การประสานงานตารางการซ่อมแซมอุปกรณ์หลักของโรงไฟฟ้า สายไฟ อุปกรณ์สถานีไฟฟ้าย่อย รีเลย์ป้องกัน และอุปกรณ์ PA

แก้ไขปัญหาทั้งหมดเพื่อให้มั่นใจถึงความน่าเชื่อถือของแหล่งจ่ายไฟและคุณภาพไฟฟ้า การแนะนำและปรับปรุงเครื่องมือควบคุมการจัดส่งและระบบควบคุมโหมดอัตโนมัติ

ระบบควบคุมการจัดส่งแบบอัตโนมัติ

เพื่อแก้ปัญหาการวางแผน การปฏิบัติงานและการควบคุมอัตโนมัติ ระบบควบคุมการจัดส่งอัตโนมัติ (ADCS) ของคอมพิวเตอร์ที่ได้รับการพัฒนาได้ถูกนำมาใช้ ซึ่งแสดงถึงเครือข่ายแบบลำดับชั้นของศูนย์ประมวลผลข้อมูลการจัดส่ง SO-TsDU, SO-ODU และ SO-RDU ที่เชื่อมต่อถึงกัน และสำหรับสิ่งอำนวยความสะดวกด้านพลังงาน (โรงไฟฟ้า สถานีไฟฟ้าย่อย) ระบบเครื่องกลและช่องทางการสื่อสาร ศูนย์จัดส่งแต่ละแห่งมีระบบคอมพิวเตอร์ที่มีประสิทธิภาพซึ่งให้การรวบรวม ประมวลผล และแสดงข้อมูลการปฏิบัติงานอัตโนมัติแบบเรียลไทม์เกี่ยวกับพารามิเตอร์ของโหมดการทำงานของ UES ของรัสเซีย สถานะของเครือข่ายไฟฟ้าและอุปกรณ์ไฟฟ้าหลัก ช่วยให้สามารถจัดส่งได้ บุคลากรในระดับการจัดการที่เหมาะสมเพื่อดำเนินการควบคุมการปฏิบัติงานและการจัดการการดำเนินงานของ UES ของรัสเซียรวมถึงการแก้ปัญหาการวางแผนและวิเคราะห์รูปแบบติดตามการมีส่วนร่วมของโรงไฟฟ้าในการควบคุมความถี่ไฟฟ้าหลักและรอง ปัจจุบัน.

ระบบอัตโนมัติฉุกเฉินเป็นวิธีที่สำคัญที่สุดในการรักษาความน่าเชื่อถือและความอยู่รอดของ UES ของรัสเซีย

วิธีที่สำคัญที่สุดในการรักษาความน่าเชื่อถือและความอยู่รอดของ UES ของรัสเซียคือระบบอัตโนมัติฉุกเฉินหลายระดับซึ่งไม่มีระบบอะนาล็อกในเครือข่ายไฟฟ้าต่างประเทศ ระบบนี้จะป้องกันและจำกัดการพัฒนาของอุบัติเหตุของระบบโดย:

• การป้องกันความไม่แน่นอนโดยอัตโนมัติ
• การกำจัดโหมดอะซิงโครนัสโดยอัตโนมัติ
• ข้อ จำกัด อัตโนมัติของการลดและเพิ่มความถี่
• ข้อ จำกัด อัตโนมัติของการลดและเพิ่มแรงดันไฟฟ้า
• การขนถ่ายอุปกรณ์โดยอัตโนมัติ

อุปกรณ์ฉุกเฉินและการทำงานอัตโนมัติตั้งอยู่ที่โรงงานผลิตไฟฟ้า (คอมเพล็กซ์ในพื้นที่) และที่ศูนย์ควบคุมของ JSC SO-TsDU UES (ระบบอัตโนมัติฉุกเฉินแบบรวมศูนย์ที่รับรองการประสานงานของการดำเนินงานของคอมเพล็กซ์ในพื้นที่)

ขั้นตอนในการเพิ่มประสิทธิภาพระบบควบคุมการจัดส่งการปฏิบัติงานใน UES ของรัสเซียในบริบทของการปฏิรูปอุตสาหกรรมพลังงานไฟฟ้าของรัสเซีย

ในเงื่อนไขของการปฏิรูปและการปรับโครงสร้างองค์กรของ JSC Energo งานที่สำคัญที่สุดของ JSC SO-TsDU UES คือการรักษาหน้าที่ของการจัดการการจัดส่งการปฏิบัติงาน ซึ่งจำเป็นต้องมีการสร้างความสัมพันธ์ทางเทคโนโลยีใหม่กับบริษัทที่จัดตั้งขึ้นใหม่ในอุตสาหกรรม

เพื่อจุดประสงค์นี้ ในปี 2548 ได้มีการสรุปข้อตกลงระหว่างผู้ดำเนินการระบบและ JSC FGC UES (บริษัท Federal Grid ดูส่วนที่ 1) เกี่ยวกับการอนุรักษ์โครงการที่มีอยู่ชั่วคราวสำหรับการควบคุมการจัดส่งการปฏิบัติงานของสิ่งอำนวยความสะดวกของ Unified National Electric Grid (UNEG ) และขั้นตอนในการจัดการปฏิบัติงานอย่างปลอดภัยเมื่อแยกจากบริษัทโครงข่ายไฟฟ้าระดับภูมิภาค และการโอนสิ่งอำนวยความสะดวกของ UNEG ไปยังบริการซ่อมแซมและบำรุงรักษาของ FSK

นอกจากนี้ในปี 2548 ในกระบวนการทำงานอย่างต่อเนื่องในการกระจายฟังก์ชันการจัดส่งสำหรับเครือข่าย UES ของรัสเซียร่วมกับ JSC FGC UES เกณฑ์หลักในการจำแนกประเภท 110 kV และเส้นโสหุ้ยที่สูงกว่าเมื่อวัตถุการจัดส่งได้รับการพัฒนาและตกลงกัน

โปรแกรมของมาตรการขององค์กรและทางเทคนิคได้รับการจัดทำขึ้นและกำลังดำเนินการเพื่อรับสมัครผู้ควบคุมการส่งหรือควบคุมการส่งจ่ายของสายส่งเหนือศีรษะ 220 kV, อุปกรณ์, อุปกรณ์ PA, ระบบป้องกันและควบคุมรีเลย์และระบบควบคุมการส่งและควบคุมเทคโนโลยี (SDTU) ) ของเครือข่ายที่เกี่ยวข้องกับ UNEG ในปี พ.ศ. 2548 ผู้ดำเนินการระบบยอมรับสายโสหุ้ย 70 220 kV เข้าสู่การควบคุมการจัดส่ง

ในฐานะที่เป็นส่วนหนึ่งของการเพิ่มประสิทธิภาพระบบควบคุมการจัดส่งในการปฏิบัติงาน โมเดลองค์กรและการทำงานของเป้าหมายในการควบคุมการจัดส่งการปฏิบัติงานของ UES ของรัสเซียได้รับการพัฒนาและบังคับใช้ ตามแบบจำลองนี้ โครงการนำร่องได้รับการพัฒนาเพื่อขยายเขตปฏิบัติการของสาขาของ OJSC SO-CDU UES - Smolensk RDU ซึ่งจัดให้มีองค์กรที่ซับซ้อน

มาตรการทางเทคนิคในการถ่ายโอนฟังก์ชั่นการควบคุมการปฏิบัติงานของวัตถุจัดส่งในอาณาเขตของภูมิภาค Bryansk และ Kaluga ไปยังสาขาของ OJSC SO-CDU UES - Smolensk RDU

ในปี พ.ศ. 2548 มีการดำเนินงานเพื่อปรับรูปแบบการส่งคำสั่งส่งไปยังโรงงานไฟฟ้าให้เหมาะสมระหว่างการดำเนินการเปลี่ยนการปฏิบัติงาน ลิงก์ระดับกลางไม่รวมอยู่ในการไหลของคำสั่งส่งซึ่งเป็นปัจจัยในการเพิ่มความน่าเชื่อถือของการควบคุมโหมด UPS ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2548 จาก 1,514 เส้นโสหุ้ย 220 kV ขึ้นไปซึ่งอยู่ในการควบคุมการจัดส่งของศูนย์จัดส่งของ JSC SO-TsDU UES มีการใช้รูปแบบโดยตรงสำหรับการส่งคำสั่ง "ผู้จัดส่ง - สิ่งอำนวยความสะดวกด้านพลังงาน" เพื่อควบคุม 756 บรรทัด (49.9% ของจำนวนทั้งหมด)

2.3. ตัวชี้วัดประสิทธิภาพหลักของ UES ของรัสเซียในปี 2548

โหลดสูงสุดของโรงไฟฟ้าและการใช้พลังงานสูงสุดใน UES ของรัสเซียและสหพันธรัฐรัสเซีย

โหลดสูงสุดประจำปีของโรงไฟฟ้าของระบบพลังงานรวมของรัสเซียบันทึกที่ 18-00 เมื่อวันที่ 27 ธันวาคม 2548 และมีจำนวน 137.4 พันเมกะวัตต์ที่ความถี่กระแสไฟฟ้า 50.002 เฮิร์ตซ์ ปริมาณไฟฟ้าสูงสุดประจำปีของโรงไฟฟ้าในสหพันธรัฐรัสเซียสูงถึง 143.5 พันเมกะวัตต์

การมีส่วนร่วมในการสร้างขีดความสามารถประเภทต่างๆ ที่ครอบคลุมตารางการโหลดในช่วงระยะเวลาโหลดสูงสุดแสดงไว้ในรูปที่ 1 2.3 สำหรับเดือนธันวาคมปี 2547 และ 2548

การใช้พลังงานสูงสุดในสหพันธรัฐรัสเซียในปี 2548 คือ 141.6 ล้านกิโลวัตต์ (เพิ่มขึ้น 1.4% เมื่อเทียบกับปี 2547) สำหรับ UES ของรัสเซีย - 134.7 ล้านกิโลวัตต์ (+1.7%) สำหรับ UES ของศูนย์ - 36.2 ล้านกิโลวัตต์ (+0.7%) สำหรับ IPS ของแม่น้ำโวลก้ากลาง – 12.9 ล้านกิโลวัตต์ (+0.7%) สำหรับ IPS ของเทือกเขาอูราล – 33.4 ล้านกิโลวัตต์ (+3.1%) สำหรับ IPS ของตะวันตกเฉียงเหนือ - 13.3 ล้าน kW (+1.2%) สำหรับ IPS ของภาคใต้ - 11.9 ล้าน kW (-0.6%) สำหรับ IPS ของ Siberia - 29.5 ล้าน kW (+0.7%) สำหรับ UES ของตะวันออก - 4.8 ล้าน kW (- 0.3%)

ตัวชี้วัดความถี่ที่แท้จริงของกระแสไฟฟ้าใน UES ของรัสเซีย

ระบบพลังงานรวมของรัสเซียในปี 2548 ทำงาน 100% ของเวลาปฏิทินโดยมีความถี่มาตรฐานของกระแสไฟฟ้าที่กำหนดโดย GOST (ดูรูปที่ 2.4) นอกจากนี้ในปี 2548 ความถี่ของกระแสไฟฟ้า 100% ในการเชื่อมต่อโครงข่ายไฟฟ้าของ UES ของรัสเซีย CIS และประเทศบอลติกได้รับการดูแลภายในขอบเขตที่กำหนดโดยคำสั่งของ RAO UES ของรัสเซีย OJSC ลงวันที่เดือนกันยายน 18, 2002 ฉบับที่ 524 "ในการปรับปรุงคุณภาพของการควบคุมความถี่ของกระแสไฟฟ้าใน UES รัสเซีย" และมาตรฐานของ RAO UES ของรัสเซีย OJSC "กฎสำหรับการป้องกันการพัฒนาและกำจัดการละเมิดโหมดปกติของไฟฟ้า ส่วนหนึ่งของระบบไฟฟ้า”

เงื่อนไขที่เพิ่มขึ้นสำหรับการควบคุมส่วนที่แปรผันของตารางการโหลดรายวันในส่วนยุโรปของ UES ของรัสเซียเป็นแนวโน้มในช่วงไม่กี่ปีที่ผ่านมา

ในช่วงปี 2548 แนวโน้มในช่วงหลายปีที่ผ่านมายังคงดำเนินต่อไป

การบีบอัดตารางการโหลดรายวันสำหรับผู้บริโภคในยุโรปส่วนหนึ่งของรัสเซีย นี่เป็นเรื่องปกติโดยเฉพาะอย่างยิ่งสำหรับตารางการใช้พลังงานรายวันของ UES ของศูนย์, แม่น้ำโวลก้าตอนกลางและทางตะวันตกเฉียงเหนือ เงื่อนไขในการครอบคลุมตารางการโหลดรายวันของ UES ที่ระบุไว้และส่วนยุโรปของ UES ของรัสเซียส่วนใหญ่ขึ้นอยู่กับโครงสร้างของกำลังการผลิต ในขณะเดียวกัน ช่วงการควบคุมโดยรวมของภาระงานของโรงไฟฟ้า UES ก็ลดลงเนื่องจากส่วนแบ่งของ CPP แบบ cross-couple ที่ลดลงอย่างต่อเนื่องในช่วงไม่กี่ปีที่ผ่านมา เนื่องจากการเสื่อมสภาพและการรื้ออุปกรณ์ประเภทนี้ การเพิ่มขึ้นของ กำลังการผลิตติดตั้งของโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ตลอดจนส่วนแบ่งที่ค่อนข้างน้อยของโรงไฟฟ้าพลังน้ำและการมีโรงไฟฟ้ากักเก็บแบบสูบเพียงแห่งเดียวในโครงสร้างกำลังการผลิตของ UES ของยุโรปส่วนหนึ่งของ UES ของรัสเซีย ใน IPS เกือบทั้งหมด สิ่งนี้นำไปสู่สภาวะที่ยากขึ้นในการควบคุมส่วนที่แปรผันของตารางการโหลดรายวัน โดยเฉพาะในวันหยุดสุดสัปดาห์และวันหยุดนักขัตฤกษ์ การควบคุมตารางเวลารายวันทำให้มั่นใจได้โดยการขนถ่ายหน่วยพลังงานของโรงไฟฟ้าพลังความร้อนในเวลากลางคืนที่ลึกยิ่งขึ้นรวมถึงการหยุดสำรองในวันหยุดสุดสัปดาห์และวันหยุด ในบางวันในปี 2548 เนื่องจากช่วงควบคุมไม่เพียงพอจึงจำเป็นต้องขนถ่ายหน่วยพลังงานของโรงไฟฟ้านิวเคลียร์บางส่วนจนกว่าจะถูกสำรองไว้

ความสามารถที่เป็นไปได้ที่ยอดเยี่ยมของ HPP ของ UES ของไซบีเรียในการควบคุมส่วนที่แปรผันของตารางการโหลดของ UES ของรัสเซียยังคงไม่สามารถใช้งานได้เนื่องจากระยะทางที่สำคัญและการเชื่อมต่อไฟฟ้าที่อ่อนแอกับ UES ที่อยู่ติดกัน

เสถียรภาพของ UES ของรัสเซียและการหยุดชะงักทางเทคโนโลยีที่สำคัญที่สำคัญ

ในปี พ.ศ. 2548 ระบบพลังงานร่วมดำเนินกิจการอย่างมีเสถียรภาพ

รับประกันความน่าเชื่อถือของระบบของ UES ของรัสเซียแม้ว่าจะมีการหยุดชะงักทางเทคโนโลยีในการดำเนินงานขององค์กรอุตสาหกรรมและระบบพลังงานก็ตาม

การละเมิดที่สำคัญที่สุดมีดังต่อไปนี้:

1) 05.25.2005 อันเป็นผลมาจากการซ้อนทับของปัจจัยหลายประการทำให้เกิดอุบัติเหตุการพัฒนาซึ่งนำไปสู่การตัดการเชื่อมต่อของผู้บริโภคจำนวนมากในมอสโก, มอสโก, ภูมิภาค Tula, Kaluga และการตัดการเชื่อมต่อของ ผู้บริโภคจำนวนหนึ่งในภูมิภาค Ryazan, Smolensk และ Oryol โดยมีกำลังการผลิตรวม 3,500 MW

2) 27/07/2548 ตามเงื่อนไขของโครงการซ่อมแซมอันเป็นผลมาจากการปิดระบบโสหุ้ย 110 kV สองสายและการปิดระบบตามมาเนื่องจากไฟกระชากและความไม่แน่นอนเนื่องจากการกระทำของ ALAR สอง 220 kV เส้นเหนือศีรษะศูนย์พลังงาน Perm-Zakamsky ได้รับการจัดสรรให้กับการทำงานแบบแยกส่วนโดยมีการขาดดุลพลังงานการลดความถี่ในระยะสั้นเป็น 46.5 Hz และการลดพลังงานของผู้บริโภคเนื่องจากการกระทำของ AFR ที่มีโหลดรวม 400 MW

3) 08/07/2548 ภายใต้เงื่อนไขของโครงการซ่อมแซมในเครือข่าย 220 kV ของระบบพลังงาน Kuban มีการตัดการเชื่อมต่อของสายเหนือศีรษะ 220 kV และ 110 kV PA ปิดระบบสายไฟเหนือศีรษะ 220 kV สองวงจร และเส้นทางขนส่ง 110 kV ที่เหลือตามแนวชายฝั่งทะเลดำถูกปิดโดยการป้องกันไฟเกิน ในเวลาเดียวกัน เขตพลังงานโซชีซึ่งมีกำลังผลิต 280 เมกะวัตต์ก็ถูกยกเลิกการใช้พลังงาน

4) ในช่วงระหว่างวันที่ 16 ถึง 17 กันยายน 2548 ในพื้นที่ภาคตะวันตกของภูมิภาค Chita เนื่องจากสภาพอากาศไม่เอื้ออำนวยโดยอุณหภูมิอากาศภายนอกลดลงอย่างรวดเร็ว ความเร็วลมสูงถึง 30 m/s มีฝนตกหนักในลักษณะ ฝนและลูกเห็บเกาะติด และเนื่องจากการก่อตัวของน้ำแข็งบนสายไฟและโครงสร้างรองรับเส้นเหนือศีรษะ ลวดขาดหลายครั้งจึงเกิดขึ้นและทำให้ส่วนรองรับเสียหาย เป็นผลให้สายจ่ายไฟ 220 kV สี่สายถูกตัดการเชื่อมต่อ ซึ่งนำไปสู่การจัดสรรระบบพลังงาน Chita ให้เป็นการทำงานแบบไม่ซิงโครนัส และการปิดสถานีไฟฟ้าย่อย 220 kV สามแห่งพร้อมการลดพลังงานในพื้นที่ที่มีประชากร สถานีย่อยระบบขนส่งแบบฉุดลาก และการหยุดชะงักใน การเคลื่อนตัวของรถไฟสายทรานส์ไบคาล

5) ตั้งแต่วันที่ 18 พฤศจิกายนถึง 20 พฤศจิกายน พ.ศ. 2548 ภายใต้สภาพอากาศที่ไม่เอื้ออำนวย (ลมแรง หิมะเปียก) ไฟฟ้าดับขนาดใหญ่ขนาด 6-220 kV เหนือศีรษะเกิดขึ้นที่ JSC Lenenergo เป็นผลให้การจ่ายไฟให้กับการตั้งถิ่นฐาน 218 แห่งหยุดชะงักรวมถึงการสูญเสียพลังงานโดยสิ้นเชิงในศูนย์กลางภูมิภาคของ Mga (มีประชากร 9,000 คน), Vsevolozhsk (มีประชากร 43,000 คน), Kirovsk (พร้อม ประชากร 50,000 คน), Nikolskoye ( มีประชากร 17,000 คน), Shlisselburg (มีประชากร 10,000 คน) มีกำลังการผลิต 140 MW

2.4. ปัญหาหลักและความไม่สมดุลในการทำงานของ UES ของรัสเซีย

ปัญหาหลักของ UES ของรัสเซีย

การปรากฏตัวในยุโรปส่วนหนึ่งของ UES ของส่วนแบ่งขนาดใหญ่ของโรงไฟฟ้าพลังความร้อนและโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ที่มีความคล่องตัวต่ำความเข้มข้นของโรงไฟฟ้าพลังความร้อนที่คล่องแคล่วและสถานีไฟฟ้าพลังน้ำใน UES ของเทือกเขาอูราลโวลก้ากลางและไซบีเรียกำหนดความสำคัญ ช่วงของการเปลี่ยนแปลงของกระแสไฟที่ศูนย์กลาง - โวลก้ากลาง - การเชื่อมต่ออูราลเมื่อครอบคลุมตารางการบริโภค การเพิ่มขีดความสามารถในการขนส่งของศูนย์กลาง - โวลก้ากลาง - อูราลผ่านการสร้างเครือข่ายการสร้างระบบ 500 kV หลายสายจะช่วยลดข้อ จำกัด ในการส่งพลังงานตามส่วนควบคุมหลักและเพิ่มความน่าเชื่อถือของการทำงานแบบขนานของยุโรปและ ส่วนอูราลของ UES ของรัสเซีย

งานเร่งด่วนคือการเพิ่มความน่าเชื่อถือของการดำเนินงานของศูนย์กลางพลังงาน Saratov-Balakovo และเสริมสร้างแผนการกระจายพลังงานของ Balakovo NPP โดยการเสริมสร้างการขนส่งของ IPS ของแม่น้ำโวลก้ากลาง - IPS ของภาคใต้

การก่อสร้างเส้นทางคมนาคมใหม่จากเทือกเขาอูราลไปยังแม่น้ำโวลก้าตอนกลางจะปรับปรุงความน่าเชื่อถือของการจัดหาพลังงานไปยังเทือกเขาอูราลตอนใต้และการส่งออกพลังงานจาก Balakovo NPP นอกจากนี้ยังจำเป็นต้องเสริมสร้างการขนส่งในภูมิภาคตะวันตกเฉียงเหนือของ UES ของรัสเซียและการเชื่อมต่อกับ IPS ของศูนย์ที่แรงดันไฟฟ้า 750 kV โซลูชันเครือข่ายจะเพิ่มความจุของส่วนตะวันตกเฉียงเหนือ - ศูนย์กลาง และกำจัดพลังงานที่ล็อคอยู่ในระบบพลังงาน Kola

ปัญหาหลักของภูมิภาค

ดินแดนมอสโกและภูมิภาคมอสโก

การเติบโตของการใช้พลังงานในภูมิภาค โหลดสูงสุดในเครือข่ายจำหน่าย 110 kV ข้อ จำกัด ของการถ่ายโอนพลังงานจากเครือข่าย 500 kV ไปยังเครือข่ายแรงดันไฟฟ้าต่ำ เนื่องจากขาดการเชื่อมต่อหม้อแปลงไฟฟ้าอัตโนมัติ จำเป็นต้องเสริมความแข็งแกร่งของเครือข่าย 220-110 kV การก่อสร้าง ใหม่และการสร้างสถานีย่อยที่มีอยู่ใหม่ด้วยการเพิ่มความจุของหม้อแปลงรวมถึงการแนะนำความสามารถในการคล่องแคล่วเพิ่มเติม

ดินแดนของภูมิภาค Nizhny Novgorod

การเสริมสร้างเครือข่าย 220 kV ของระบบพลังงาน Nizhny Novgorod และการสร้างขีดความสามารถที่ยืดหยุ่นจะปรับปรุงความน่าเชื่อถือของการจ่ายไฟให้กับผู้บริโภคในช่วงที่ไฟฟ้าดับฉุกเฉินในเครือข่าย 500 kV

ดินแดนของภูมิภาค Kaluga และ Bryansk

ระบบพลังงานของ Kaluga และ Bryansk ขาดดุล การว่าจ้างกำลังการผลิตใหม่ที่เชื่อมต่อกับเครือข่าย 220 kV จะช่วยให้ผู้บริโภคได้รับพลังงานที่เชื่อถือได้

อาณาเขตของภูมิภาค Saratov

กำลังขับของหน่วยจ่ายไฟหมายเลข 1 ของ Balakovo NPP ถูกจำกัดไว้ในแผนการซ่อมแซม การเสริมสร้างเครือข่าย 500-220 kV ของศูนย์กลาง Balakovo-Saratov จะเพิ่มความสามารถในการเชื่อมต่อระหว่างระบบพลังงาน Saratov และ Middle Volga IPS ขึ้น 500-600 MW

ดินแดนเซนต์ปีเตอร์สเบิร์กและภูมิภาคเลนินกราด

เป็นเรื่องเร่งด่วนที่จะต้องเพิ่มความน่าเชื่อถือของแหล่งจ่ายไฟทางตอนเหนือของภูมิภาคเลนินกราด เซนต์ปีเตอร์สเบิร์ก และการจ่ายไฟฟ้าไปยังฟินแลนด์ เนื่องจากมีภาระสูงบนเครือข่ายภายในระบบที่ 220-330 kV นอกจากนี้ยังมีข้อ จำกัด เกี่ยวกับการส่งออกพลังงานจาก Leningrad NPP ในโครงการซ่อมแซม จำเป็นต้องมีการฟื้นฟูสิ่งอำนวยความสะดวกที่มีอยู่และการก่อสร้างระบบโครงข่ายไฟฟ้าใหม่

ไอพีเอส ภาคใต้

เพื่อให้แน่ใจว่ากำลังไฟฟ้าที่เชื่อถือได้จากหน่วยกำลังที่สองของ Volgodonsk NPP จำเป็นต้องเพิ่มความจุเครือข่ายของระบบพลังงาน Rostov และ Stavropol ผ่านการสร้างแนวใหม่ของเครือข่ายแกนหลัก การเติบโตอย่างแข็งขันของการบริโภคในระบบพลังงาน Kuban และการถ่ายโอนพลังงานไปยังระบบพลังงาน Astrakhan ที่ขาดแคลนทำให้เกิดข้อ จำกัด ในเครือข่ายภายในระบบซึ่งสามารถกำจัดได้ด้วยการแนะนำความสามารถในการสร้างในระบบพลังงาน

มีความจำเป็นต้องปรับปรุงความน่าเชื่อถือของการขนส่งระหว่างรัฐของ UES ของภาคใต้ - ระบบพลังงานอาเซอร์ไบจันและการจ่ายไฟให้กับผู้บริโภคของระบบพลังงานดาเกสถานและสาธารณรัฐเชเชน

UPS ของเทือกเขาอูราล

มีความจำเป็นต้องเพิ่มความสามารถในการเชื่อมต่อกับระบบพลังงานรวมของรัสเซียของเขตพลังงาน Bereznikovsky-Solikamsky และ Perm-Zakamsky ของระบบพลังงาน Perm, เขตพลังงานตะวันตกและภาคเหนือของระบบพลังงาน Orenburg, ทางตอนเหนือ, Noyabrsky Kogalymsky, Neftyugansky, เขตพลังงาน Nizhnevartovsky ของระบบพลังงาน Tyumen, Kropachevo

เขต Zlatoustovsky ของระบบพลังงาน Chelyabinsk, เขต Serovo-Bogoslovsky ของระบบพลังงาน Sverdlovsk, ระบบพลังงาน Kirov

อัตราการเติบโตของการบริโภคที่สูง (การพัฒนาการผลิตโลหะและอะลูมิเนียม การพัฒนา Subpolar Urals) จำเป็นต้องเพิ่มความจุของเครือข่ายและการทดสอบกำลังการผลิตใหม่

เพื่อขจัดการขาดดุลในบางพื้นที่และสร้างพลังงานสำรองที่มีศักยภาพ จำเป็นต้องเริ่มดำเนินการกำลังการผลิตที่ไซต์หลายแห่งในระบบพลังงาน Tyumen, Sverdlovsk และ Chelyabinsk จำเป็นต้องสร้างเครือข่ายไฟฟ้าและติดตั้งอุปกรณ์ชดเชยพลังงานรีแอกทีฟ

UPS ของไซบีเรีย

การพัฒนาการบริโภคอย่างแข็งขันภายใต้ข้อ จำกัด ของเครือข่ายเป็นลักษณะโหมดการทำงานของระบบพลังงาน Tomsk และภาคใต้ของระบบพลังงาน Kuzbass ในพื้นที่เหล่านี้ จำเป็นต้องเริ่มดำเนินการกำลังการผลิตและสร้างเครือข่ายไฟฟ้า

ยูพีเอสตะวันออก

กำลังไฟฟ้าที่ส่งออกของสถานีไฟฟ้าพลังน้ำ Zeya ถูกจำกัด และความน่าเชื่อถือของการจ่ายไฟให้กับผู้ใช้บริการรถไฟสายทรานส์ไซบีเรียในระบบพลังงานอามูร์ก็ลดลง ความน่าเชื่อถือไม่เพียงพอของแหล่งจ่ายไฟให้กับผู้บริโภคในวลาดิวอสต็อกและ Nakhodka ใน Dalenergo การมีข้อ จำกัด ในการส่งพลังงานในการเชื่อมต่อระหว่างระบบพลังงาน Khabarovsk และ Dalenergo และกำลังไฟฟ้าที่ส่งออกจาก Khabarovsk CHPP-3 ส่งผลให้ความน่าเชื่อถือของแหล่งจ่ายไฟใน Khabarovsk ลดลง มีปัญหาในการรับรองแหล่งจ่ายไฟที่เชื่อถือได้ให้กับผู้บริโภคในศูนย์กลางพลังงาน Sovgavan มีความจำเป็นต้องดำเนินการก่อสร้างเครือข่ายแกนหลักหลายสาย สร้างเครือข่ายที่มีอยู่ใหม่ และสร้างสถานีย่อยใหม่

1 ภายใต้สภาวะปกติ จุดตัดจะอยู่ที่ Amurenergo และหากมีการขาดแคลนพลังงานใน Chitaenergo จุดตัดจะย้ายไปที่ Chitaenergo

2 26% ของกำลังการผลิตติดตั้งทั้งหมดใน UES ของแม่น้ำโวลก้าตอนกลาง และประมาณ 15% ของกำลังการผลิตติดตั้งทั้งหมดของโรงไฟฟ้าพลังน้ำของ UES ของรัสเซีย

3 โซนซิงโครนัสตอนเหนือ (NORDEL) - การเชื่อมต่อโครงข่ายพลังงานของกลุ่มประเทศนอร์ดิก (สวีเดน นอร์เวย์ เดนมาร์ก ฟินแลนด์ และไอซ์แลนด์) ส่วนตะวันตก (ทวีป) ของระบบไฟฟ้าของเดนมาร์กทำงานขนานกับโซนซิงโครนัสตะวันตก UCTE และส่วนตะวันออกกับ NORDEL ในขณะที่ระบบไฟฟ้าไอซ์แลนด์ทำงานอัตโนมัติ

4 คำสั่งของ RAO UES ของรัสเซีย OJSC ลงวันที่ 30 มกราคม 2549 ลำดับที่ 68 "ในการอนุมัติรูปแบบองค์กรและการทำงานของเป้าหมายของการจัดการการจัดส่งการปฏิบัติงานของ UES ของรัสเซีย"

5 มาตรการเพื่อเพิ่มประสิทธิภาพการทำงานของการควบคุมการจัดส่งการปฏิบัติงานในพื้นที่ปฏิบัติการของ ODU ของศูนย์นั้นดำเนินการตามคำสั่งหมายเลข 258/1 ของ OJSC SO-CDU UES ลงวันที่ 26 ธันวาคม 2548

6 ระบุถึงระบบไฟฟ้าที่ทำงานแบบขนานของระบบไฟฟ้าที่เชื่อมต่อถึงกัน

7 โรงไฟฟ้าที่หม้อไอน้ำทั้งหมดทำงานบนเครื่องสะสมไอน้ำสดทั่วไป ซึ่งใช้กังหันไอน้ำทั้งหมดขับเคลื่อน

8 ALAR - การกำจัดโหมดอะซิงโครนัสโดยอัตโนมัติ

9 AChR - การขนถ่ายความถี่อัตโนมัติ