Създаването на контролирана връзка на енергийните системи за повишаване на надеждността и ефективността на тяхната работа е препоръчително, на първо място, в онези места, където има трудности при осигуряването на надеждна паралелна работа. Това са междудържавни електропреносни линии, където по правило има нужда от разделяне на енергийните системи по честота, както и „слаби“ междусистемни електропреноси, които значително ограничават възможностите за обмен на електроенергия между паралелно работещи енергийни системи, напр. , 220 kV електропреносни линии за свързване на енергийните системи на Сибир и Далечния изток, преминаващи по Байкалско-Амурската (северен транзит) и Транссибирската (южен транзит) железопътни линии с дължина до 2000 км всяка. Без специални мерки обаче паралелната работа на енергийните системи по северния и южния транзит е невъзможна. Затова се обмисля взаимно свързване, което е вариант на паралелна несинхронна работа на електроенергийните системи по южния двуверижен транзит (на следващите етапи на взаимното свързване е възможно и несинхронно затваряне на северния транзит). Неотложността на проблема е, че е необходимо да се намерят технически решения за осигуряване на работата на електропреносната мрежа 220 kV Чита-Сковородино, която захранва тяговите подстанции на Трансбайкалската железница и в същото време е единствената електрическа връзка между IPS на Сибир и Изток. Към днешна дата тази връзка на дълги разстояния няма необходимата пропускателна способност, а също така не отговаря на изискванията за поддържане в приемливи граници. Работи в режим на отворен цикъл и има точка на разделяне на участъка VL-220 Холбон-Ерофей Павлович. Всичко това води до недостатъчна надеждност на мрежата 220 kV, което е причина за многократни прекъсвания на електрозахранването на тяговите подстанции и неизправности в работата на устройствата за сигнализация, блокировките и разписанията на влаковете. Един от възможните варианти за несинхронно комбиниране е използването на така наречения асинхронизиран електромеханичен честотен преобразувател (AS EMFC), който представлява комплект от две машини за променлив ток с еднаква мощност с твърдо свързани валове, единият от които е проектиран като асинхронизирана синхронна машина (ASM), а другата като ASM (AS EMFC тип ASM+ASM) или като синхронна машина (AS EMFC тип ASM+SM). Последният вариант е структурно по-опростен, но синхронната машина е свързана към енергийна система с по-строги изисквания. Първата машина по посока на предаване на мощността през AS EMFC работи в двигателен режим, втората - в генераторен режим. Системата за възбуждане на всеки AFM съдържа директно свързан честотен преобразувател, който захранва трифазна възбудителна намотка върху ламиниран ротор.
Преди това във VNIIElektromash и Elektrotyazhmash (Харков) бяха завършени предварителни и технически проекти за вертикални (водороден генератор) и хоризонтални (турбогенератор) ACM с мощност от 100 до 500 MW за EMFC AS. В допълнение, Изследователският институт и заводът Електротяжмаш разработиха и създадоха серия от три пилотни промишлени проби на AS EMPCH-1 от два ASM с мощност 1 MW (т.е. за пропускателна мощност от 1 MW), изчерпателно тествани при тестовата площадка LVVISU (Санкт Петербург). Преобразувателят на два AFM има четири степени на свобода, т.е. четири параметъра на режима на устройството могат да се регулират едновременно и независимо. Въпреки това, както показват теоретичните и експерименталните изследвания, всички възможни режими на ASM+SM EMFC AS са изпълнени, включително режимите на потребление на реактивна мощност от страна на двете машини. Допустимата честотна разлика на системите за комбинирано захранване, както и управляемостта на EMFC AS се определят от „таванната“ стойност на възбуждането на машините. Изборът на място за инсталиране на EMFC AS на разглеждания маршрут се определя от следните фактори. 1. Според OJSC Energosetproekt Institute, през зимния максимум на 2005 г., потокът на енергия през Могоча ще бъде приблизително 200 MW в посока от подстанция Холбон на изток към подстанция Сковородино. Големината на този поток определя инсталирания капацитет на блока (или блоковете) AS EMPCH-200.
2. Комплексът с АС ЕМПЧ-200 е предназначен за доставка до ключ с напълно автоматично управление. Но от контролния център на подстанция Могоча и от контролния център на Амуренерго могат да се променят настройките за величината и посоката на потоците на активна мощност.
3. Мястото за инсталиране (подстанция Могоча) се намира приблизително по средата между подстанция Холбон и мощната подстанция Сковородино, особено след като Kharanorskaya GRES може да осигури необходимите нива на напрежение в подстанция Холбон до определеното време (т.е. до 2005 г.) . В същото време включването на AS EMFC-200 в прекъсването на електропровода на подстанция Могоча на практика ще раздели връзката на два независими участъка с приблизително наполовина намалени съпротивления и независими ЕМП на машините на блока от всяка страна. , което ще позволи приблизително един и половина до два пъти да се увеличи пропускателната способност на всички двуверижни електропроводи - 220 kV. В бъдеще, ако има нужда от увеличаване на обменната мощност, е възможно да се обмисли инсталирането на втори блок AS EMPCH-200 паралелно с първия.
Това ще даде възможност за значително забавяне на изграждането -500 kV и времето на възможното разширяване на Kharanorskaya GRES. Според предварителните оценки, при паралелна работа на енергийните системи на Сибир и Далечния изток само по южния транзит, максималните статични обменни потоци на мощност в участъка Могоча-Аячи са без EMFC AS: в източна посока - до 160 MW, в западна посока - до 230 MW.
След инсталирането на AS EMFC, проблемът със статичната стабилност се отстранява автоматично и потоците, съответно, могат да бъдат 200-250 MW и 300-400 MW при контролиране на максималните потоци според термичното ограничение на отделните, например, главни секции на електропроводи. Въпросът за увеличаване на обменните потоци става особено актуален с въвеждането в експлоатация на Бурейская.
Предвижда се, както е посочено, да се монтира EMPCH-200 AS в рязането на въздушна линия 220 kV в подстанция Могоча на главната двуконтурна междусистемна връзка с многобройни междинни отводи.
При такава междусистемна връзка са възможни аварии със загуба на електрическа връзка с мощна електроенергийна система и образуване на енергиен район с електрозахранване чрез EMPCH-200 AS, т.е. с работата на EMPCH-200 AS на натоварване на конзолата. В такива режими AS EMFC-200 не може и по принцип не трябва да поддържа предварително аварийната стойност на предаваната мощност, определена от контролера.
В същото време той трябва да поддържа способността за регулиране на собствените си гуми и скоростта на въртене на вала на блока. Системата за адаптивно регулиране, разработена за AS EMFC, изисква телеинформация за изключване и включване на превключватели на съседни участъци от електропроводи. Въз основа на тази телеинформация, той прехвърля ASM на блока от страната на неаварийния участък на трасето за управление чрез честота на въртене на вала и от страна на конзолата ASM поема натоварването на енергийния район.
Ако това натоварване е по-голямо от инсталираната мощност на ASM, тогава AS EMFC се шунтира и машините се превключват в компенсаторен режим. Също така е важно предаването на телеинформация за вектора зад отворения превключвател да позволява незабавно включване на EMPCH-200 AS в нормална работа без удар след включване на превключвателя, който е бил изключен, без да улавя синхрон.
Дългосрочни теоретични и експериментални изследвания, проведени за комплекс от контролирано свързване на енергийните системи на Северен Кавказ и Закавказието на електропреносната линия 220 kV Сочи-Бзиби Краснодаренерго въз основа на проекта на AS EMCh-200, потвърдиха очакваното и известни възможности на АС ЕМЧ за регулиране на активното и напрежението на машините и роторния агрегат.
Всъщност, в границите на проектните възможности на АС ЕМФК, това е абсолютно управляем елемент за комбиниране на енергийни системи, който има и демпфиращи способности, дължащи се на кинетичната енергия на маховите маси на роторите на машините на блока, които статично липсват конвертори. Системата за управление, заедно със системата за автоматично управление на машини със системи за самовъзбуждане и пускане, след подаване на командата „Старт“ осигурява автоматично тестване на състоянието на елементите на целия комплекс, последвано от автоматично свързване към мрежа в необходимата последователност без участието на персонал или спиране на уреда след подаване на команда „Стоп“. Предвидени са и ръчно свързване към мрежата и ръчна настройка на настройките, аварийно изключване и автоматично повторно включване. При пускане в експлоатация на EMPCH-200 AS е достатъчно да се осигури плавно включване на плъзгането в предписания диапазон и настройки, които осигуряват работа по електропроводите, преди да отворите шунтовите превключватели. Като цяло, управлението на AS EMFC-200 по междусистемна комуникация трябва да се подхожда от позицията, че регулаторната структура трябва да реализира необходимия контрол на работата на блока в стабилен и нестационарен режим и да осигури изпълнението на следните основни функции: в електрически системи.
1. Поддържане на стойностите на напрежението (реактивни мощности) в съответствие с настройките в нормални режими. Например, всяка от машините EMFC AS е способна, в граници, ограничени от номинални токове, да генерира необходимата стойност на реактивната мощност или да осигури нейното потребление без загуба на стабилност. 2. Контролирайте в нормални и аварийни режими величината и посоката на потока на активната мощност в съответствие със зададената точка при синхронна и несинхронна работа на части от електроенергийните системи, което от своя страна спомага за увеличаване на капацитета на междусистемните връзки. 2.1. Регулиране на потока с помощта на AS EMPCH-200 по график, предварително съгласуван между взаимосвързаните енергийни системи, като се вземат предвид ежедневните и сезонни промени в натоварването. 2.2. Оперативно регулиране на междусистемния поток до реверс с едновременно гасене на неравномерни трептения. Ако трябва бързо да промените посоката на предаване на активна мощност през устройството, тогава чрез последователна промяна на настройките на активната мощност на първата и втората машина можете да промените потока на активна мощност при почти постоянна скорост на въртене, преодолявайки само електромагнитната инерция на веригите на намотките на машината. При подходящи „тавани“ на възбуждане, обръщането на мощността ще се случи доста бързо. По този начин за EMFC AS, състоящ се от два ASM-200, времето за пълно обръщане от +200 MW до -200 MW, както показват изчисленията, е 0,24 s (по принцип то е ограничено само от стойността на T" (f) 2.3 Използване на AS EMFC-200 като работен източник за поддържане на честота, както и за потискане на електромеханични трептения след големи смущения в една от енергийните системи или в конзолен енергиен район 3. Работа за специален (конзолен) захранващ район на консуматорите, осигуряващи необходимото ниво на честота и напрежение 4. Затихване на трептенията в аварийни режими на работа на електрическите системи, значително намаляване на смущенията, предавани от една част на електрическите системи в друга В преходни режими, поради способността на EMFC AS за промяна на скоростта на въртене, тоест кинетичната енергия на блока, в определени граници, възможно е интензивно затихване.
колебания и за определено време, смущението, което възниква в една част от електроенергийната система, няма да бъде предадено на друга. И така, с късо съединение или автоматично повторно включване в една от енергийните системи, модулът ще ускори или забави, но стойността на активната мощност на ASM, свързан към друга енергийна система, ще остане непроменена с подходящ контрол. 5. При необходимост преведете и двете машини на блока в режим на работа на синхронен компенсатор. Цената на изграждане на преобразувателна подстанция с AS EMPCH-200 се определя от състава на оборудването и всъщност не се различава от обичайно изгражданите подстанции със синхронни компенсатори. Площадката за изграждане на устройството трябва да осигури лесно транспортиране на оборудването, компактен монтаж и връзка със съществуващото енергийно оборудване на подстанция Могоча. За да се опрости цялата система на подстанцията, е необходима опция без отделяне на EMPCH-200 AS в отделна подстанция. За свързване към енергийните системи на блок, чиито машини са проектирани за пълна мощност = 200/0,95 = 210,5 MVA (според JSC Elektrosila, Санкт Петербург и), са необходими два трансформатора от 220/15,75 kV. Извършено е технико-икономическо сравнение на AS EMFC със статични преобразуватели за предавана мощност от 200 MW. Сравнените параметри са показани в таблицата. Вложката за постоянен ток (DCI) е класически вариант. Таблицата показва, че мощността, предавана през VAC, е 355 MW, което съответства на един блок от подстанция Vyborg. Посочена е специфичната цена на VAC (включително оборудване на подстанция), която е показана в таблицата. Ефективността на подстанцията VPT (като се вземат предвид синхронните компенсатори, силови трансформатори и филтри) е 0,96.
VAC на заключващи се (с двойна работа) превключватели с PWM и паралелно свързани обратни диоди. Известно е, че вътрешните загуби на заключващи се ключове са 1,5-2 пъти по-големи от тези на конвенционалните тиристори, следователно ефективността на такъв VAC със специални силови трансформатори, като се вземат предвид високочестотните комутационни филтри, е 0,95. Въпросът за разходите не е ясно дефиниран. Въпреки това, специфичната цена на VAC, базирана на STATCOM, е 165 долара/kW и по-висока.
За ВАЦ тип Directlink с двустепенно формиране на кривата на мощността специфичната себестойност е по-висока и възлиза на $190/kW. Таблицата показва данни както за опциите, базирани на STATCOM, така и за Directlink. 
Според JSC Elektrosila, EMCh-200 AS от два ASM = 98,3% (98,42% всеки) има специфична цена за инсталиран капацитет от $40/kW. Тогава цената на самия преобразувател ще бъде 16 милиона долара. В съответствие с базовата цена на подстанция 220 kV AC с два трансформатора е 4 милиона долара, а специфичната цена на преобразувателя с подстанцията ще бъде =(16+4). 10 6 /400 10 3 = 50 долара/kW Като се вземат предвид трансформаторите, общата ефективност ще бъде = 0,983 2 0,997 2 = 0,96.
Наред с горните опции е необходимо да се разгледа опцията за преобразуване, използваща синхронни компенсатори от типа KSVBM с водородно охлаждане на външна инсталация, работеща в енергийни системи. Трябва да се отбележи, че в AS EMFC тип ASM+SM, синхронният компенсатор KSVBM 160-15U1 може да се използва като синхронна машина без никакви модификации във всички режими, при спазване на условията за статорния ток. Например при = 1 мощност P = ±160 MW; при = 0,95 (както в проекта на АД "Електросила") P = 152 MW, Q = ±50 MV A и EMF E = 2,5<Еном =3 отн.ед.
Според разработчика OJSC Uralelectrotyazhmash, синхронният компенсатор KSVBM 160-15U1 струва $3,64 10 6. Ако роторът със същите размери е направен с неизпъкнала полюсна обшивка (конструкцията на SC позволява това), тогава цената ще се увеличи с 1,5 пъти и възлизат на 5 .46 10 6 долара и тогава общата цена на преобразувател от типа ASM + SM (т.е. от серийни и преобразувани синхронни компенсатори) ще бъде 9 10 6 долара (виж таблицата). Тук трябва да се отбележи, че
GOST 13109-97 за качеството на електрическата енергия (Резолюция на Държавния комитет по стандартизация и сертификация на Руската федерация, 1998 г.) позволява следните отклонения на честотата: нормално ±0,2 Hz за 95% от времето, максимално ±0,4 Hz за 5 % от времето на деня. Като се има предвид, че AFC ще продължи да работи, може да се твърди, че таванната стойност на възбуждащото напрежение за приплъзване с честота ± 2 Hz, включена в AFM, ще осигури надеждна работа на AS EMFC при други големи системни смущения. При номинален ток на статора загубите в СК са 1800 kW и тогава КПД е = 0,988. Приемайки коефициента на полезно действие на ASM, преобразуван от SK, като в проекта на JSC Elektrosila, като се вземат предвид трансформаторите, получаваме: = 0,988 0,983 0,997 2 = 0,966.
Таблицата показва данни за два паралелни блока тип ASM+SM, което позволява да се покрие очакваното увеличение на транзитния капацитет при инсталиране на конвертор в подстанция Могоча. В същото време специфичната цена е по-ниска и ефективността е по-висока от всички останали опции. Трябва също да се подчертае, че очевидното предимство е, че KSVBM компенсаторите са предназначени за външен монтаж при температури на околната среда от -45 до +45 o C (т.е. цялата технология вече е доказана), така че не е необходимо да се изгражда машинно помещение за единици AS EMFC, но е необходим само корпус за спомагателни устройства с площ, както се изисква от строителните норми, две шест метра ширина и шест шест метра дължина, тоест 432 m 2. Топлинни изчисления на компенсатори
се изпълняват както за водородно охлаждане, така и за въздушно охлаждане. Следователно споменатият двублок AS EMFC може да работи продължително време на въздушно охлаждане при товар 70% от номиналния товар, осигурявайки необходимия поток от 200 MW.
В допълнение, институтът Energosetproekt разработи оригинален стандартен проект за инсталиране на SC 160 MVA с реверсивно безчетково възбуждане, което може значително да намали обема на строителните работи, да ускори монтажа и пускането в експлоатация на SC и значително да намали разходите за тяхната инсталация.
ИЗВОДИ
1. Несинхронното паралелно свързване на UES на Сибир и Далечния изток през южния двуверижен транзит от 220 kV с помощта на асинхронизиран електромеханичен честотен преобразувател (AS EMFC) е за предпочитане по отношение на технически и икономически показатели в сравнение с добре- известен VAC базиран на STATKOM и DIRECTLINK.
2. Много години теоретични и експериментални изследвания и завършени проекти показаха възможностите на EMFC AS да регулира активни и реактивни мощности, машинни напрежения и скорост на ротора на блока. Чрез инсталирането на преобразувател в подстанция Могоча, транзитът Холбон - Сковородино е практически разделен наполовина, така че пропускателната способност на този транзит ще се увеличи 1,5-2 пъти, което ще позволи да се отложи изграждането на електропровод 500 kV и разширяването на Kharanorskaya GRES.
3. Предварителното технико-икономическо сравнение на преобразувателите показа, че изграждането на подстанция с VAC на заключващи се ключове с PWM за предавана мощност от 200 MW въз основа на проекта Directlink струва 76 милиона долара, а въз основа на проекта STATKOM - 66 милиона долара. В същото време AC EMPCH-200 тип ASM + ASM, според JSC Elektrosila и Научноизследователския институт Elektrotyazhmash (Харков), струва $20 милиона.
4. За AS EMFC тип ASM+SM на базата на серийно произведени синхронни компенсатори с водородно и въздушно охлаждане от OJSC "Uralelectrotyazhmash" и експлоатирани в енергийни системи за открит монтаж на KSVBM 160 MV A, специфичната цена на инсталираната мощност на AS EMPC с пълното оборудване на подстанцията е $40/ kW и в същото време ефективността не е по-ниска от другите видове преобразуватели. Като се има предвид малкият обем на строително-монтажните работи, ниската единична цена и високата ефективност, точно такава подстанция с AS EMFC изцяло на местно оборудване може да се препоръча за несинхронна интеграция на IPS на Сибир и Далечния изток.
OJSC „Системен оператор на Единната енергийна система“ успешно проведе тестове за паралелна синхронна работа на Обединените енергийни системи (UPS) на Изток и Сибир. Резултатите от теста потвърдиха възможността за стабилна краткотрайна съвместна работа на междусистемните връзки, което ще позволи преместването на точката на разделяне между тях без прекъсване на захранването на потребителите.
Целта на тестовете е да се определят основните характеристики, показатели и работни условия на паралелна работа на интегрираните енергийни системи на Изток и Сибир, както и да се проверят модели за изчисляване на стационарни условия и статична устойчивост, преходни условия и динамични стабилност. Паралелната работа беше организирана чрез синхронизиране на обединените енергийни системи на Сибир и Изток в секционния превключвател на подстанция 220 kV Могоча.
За провеждане на тестове в подстанция 220 kV Могоча и подстанция 220 kV Сковородино бяха инсталирани регистратори на система за наблюдение на преходни процеси (SMPR), предназначени да събират информация в реално време за параметрите на електроенергийния режим на електроенергийната система. Също така по време на тестовете, SMPR рекордери, инсталирани на .
По време на тестовете бяха проведени три експеримента в паралелен режим на синхронна работа на ОЕС на Изтока и ОЕС на Сибир с регулиране на потока на активна мощност в контролирания участък „Сковородино - Ерофей Павлович Тяга“ от 20 до 100 MW в посоката на UES на Сибир. Параметрите на режима на електроенергия по време на експериментите бяха записани от регистратори SMPR и средства на оперативно-информационния комплекс (ОИК), предназначени за получаване, обработка, съхранение и предаване на телеметрична информация за режима на работа на енергийните съоръжения в реално време.
Контролът на режима на електроенергия по време на паралелната работа на ОЕС на Изтока с ОЕС на Сибир се осъществява чрез регулиране на потока от активна мощност с помощта на Централната система за автоматично управление на честотата и потоците мощност (CS ARFM) на IPS на Изтока, към който са свързани Зейската ВЕЦ и Бурейската ВЕЦ, както и диспечерският персонал на ODU на Изток.
Като част от тестовете беше осигурена краткосрочна паралелна синхронна работа на ИПС на Сибир и ИПС на Изток. В същото време параметрите на конфигурацията на централната система за управление на UES of East, работеща в режим на автоматично управление на потока на мощността с корекция на честотата по участъка „Сковородино - Ерофей Павлович/т“, бяха определени експериментално, осигурявайки стабилна паралелна работа на UES на Изтока и UES на Сибир.
„Получените резултати потвърдиха възможността за краткосрочно включване на паралелна работа на UES на Изтока и UES на Сибир при преместване на точката на разделяне между електропреносните връзки от подстанция 220 kV Могоча. Когато всички транзитни подстанции 220 kV Ерофей Павлович – Могоча – Холбон бъдат оборудвани със средства за синхронизация, ще бъде възможно преместването на разделителната точка между ИПС на Сибир и ИПС на Изтока без краткотрайно прекъсване на захранването на потребителите от всяка транзитна подстанция, което значително ще повиши надеждността на електрозахранването на Трансбайкалския участък на Транссибирската железница“, – отбеляза Наталия Кузнецова, главен диспечер на ODU East.
Въз основа на резултатите от тестовете ще бъде извършен анализ на получените данни и ще бъдат разработени мерки за подобряване на надеждността на електроенергийната система в контекста на прехода към краткосрочна паралелна синхронна работа на ОЕС на Сибир и IPS на Изтока.
До 2022 г. обемът на търсенето на електрическа енергия в IPS на Изтока се прогнозира на 42,504 милиарда kWh (среден годишен темп на растеж за периода 2016 - 2022 г. - 4,0%) (Фигура 2.9).
Прогнозата за търсенето на електрическа енергия за периода 2016 - 2022 г. отчита промените в териториалната структура на енергийната зона на Изток - присъединяването към IPS на Изток на изолирани енергийни региони на Република Саха (Якутия) - Западна и Централна, чието потребление на електроенергия е повече от 70% от общото потребление в зоната за централизирано енергоснабдяване Република Саха (Якутия). Присъединяването на изолирани енергийни райони определя високата динамика на търсенето на електрическа енергия през периода 2016 - 2017 г.
Търсенето на електрическа енергия в IPS East, с изключение на свързването на централните и западните енергийни региони на Република Саха (Якутия) на ниво 2022 г. в разглеждания вариант, се оценява на 36,5 милиарда kWh със средно годишно увеличение за период 2016 - 2022 г. от 1,8%, като съответното число за УЕП на Русия е 0,6%. Ускорените темпове на нарастване на търсенето на електрическа енергия в UES на Изтока в разглежданото бъдеще се определят от икономическото развитие на региона. Нарастването на търсенето на електрическа енергия се свързва преди всичко с предстоящото развитие на промишленото производство, като се има предвид реализацията на нови мащабни проекти - потенциални жители на промишлени производствени зони, включително:
металургично производство, представено от големи инвестиционни проекти - формирането на минно-металургичен клъстер в Амурска област на базата на рудни находища, включително Кимкано-Сутарски GOK (въведен в експлоатация през 2016 г.), развитието на златни находища в Амурска област - Маломирски, Покровски и Албински мини;
добив на въглища в Южния Якутски енергиен район - Елгинско находище и мина Чулмаканская и Хабаровска територия - Urgalugol OJSC;
производство на преработка на нефт и газ и създаването на нови производствени мощности на нефтохимическия комплекс, свързани с развитието на главните нефто- и газопроводни системи, най-големият от проектите е изграждането на нефтохимическия комплекс на OJSC NK Rosneft в Находка на CJSC VNHK (съвместен проект с китайската корпорация ChemChina) , завод за производство на втечнен природен газ на Gazprom LNG Vladivostok LLC с пускането в експлоатация на първия етап през 2020 г., петролната рафинерия Амур в село Березовка, област Иваново - комплекс за рафиниране на нефт и транспортиране на петролни продукти (капацитет на рафиниране до 6 милиона тона суровини годишно, като се вземе предвид доставката на петролни продукти на вътрешния пазар и износа за Китай);
развитие на корабостроителни предприятия на базата на Далекоизточния център за корабостроене и кораборемонт, чиито основни направления са модернизацията на съоръженията за ремонт на кораби и създаването на нови мощности за изпълнение на проекти за производство на модерно морско оборудване - Приморски Територия;
изпълнение на проекта за космодрум Восточный в района на Амур;
изпълнение на проекти в територии с приоритетно развитие (ASEZ), включително Nadezhdinskaya ASEZ (създаване на логистичен център, технологичен парк и свързани индустрии) и Mikhailovskaya ASEZ (агроиндустриална специализация) в Приморския край.
По отношение на транспортната инфраструктура ще се развиват морски пристанища (транспортни и логистични обекти):
в Хабаровска територия - пристанище Ванино, където ще бъде създаден специализиран комплекс за претоварване на въглища на ОАО "Мечел", терминал за претоварване на въглища в залива Мучка на Sakhatrans LLC, терминал за претоварване на въглища в района на нос Бъри на Далечния Изток Ванино Port LLC, включително за поддръжка на претоварване на въглища от находището Elegest (Република Тива);
в Приморския край - ООО "Морско пристанище "Суходол" - специализирано товарно пристанище в района на Суходолския залив (район Шкотовски), ООО "Порт Вера" в района на Безащитния залив на територията на затворения административен град Фокино - морски терминал със съпътстваща инфраструктура, OJSC "Posiet Trade Port" "в Хасански район - модернизация и изграждане на специализиран въглищен терминал с увеличаване на капацитета до 12 милиона тона годишно.
АК Транснефт АД работи за разширяване на първия и втория етап на тръбопроводната система Източен Сибир - Тихия океан: ESPO-1 до 80 милиона тона годишно и ESPO-2 до 50 милиона тона до 2020 г. Това определя изграждането на три петролни помпени станции в Амурска област и нефтена помпена станция в Хабаровска територия, както и увеличаване на капацитета на съществуващите петролни помпени станции в Амурска област и Южноякутския енергиен район на Република Саха (Якутия).
Във връзка с анексирането на изолирани енергийни райони, териториалната структура на потреблението на електроенергия от UES на Изтока се променя - делът на енергийната система на Република Саха (Якутия) значително се увеличава - до 19% през 2022 г. (5,3% е делът на Южноякутския енергиен район на Република Саха (Якутия) в UES of East в момента).
Западният енергиен регион на Република Саха (Якутия) включва индустриалните центрове Айхал-Удачнинский, Мирни, Ленски и група селскостопански райони Вилюй. Основните основни отрасли са добивът и обработката на диаманти, което е традиционната специализация на региона, и производството на нефт. Тези енергоемки индустрии определят спецификата на структурата на потреблението на електрическа енергия както на Западния енергиен регион на Република Саха (Якутия) (делът на добивните индустрии е най-малко 57% в структурата на промишленото потребление на електрическа енергия), , и цялата енергийна система на Република Саха (Якутия), а именно: висок дял на промишленото производство в общата структура на потреблението на електроенергия (43% в енергийната система на Якут като цяло, включително 37% се дължат на минното дело) на фона на относително ниския дял, характерен за УЕП на Изтока в момента (съответно 24% и 6%). Ръстът на търсенето на електроенергия в Западния енергиен регион на Република Саха (Якутия) в бъдеще ще се определя от развитието на основните индустрии - добив на нефт (разработване на централния блок на Среднеботуобинското нефтено и газово кондензатно находище) и транспортиране на нефт през тръбопроводната система "Източен Сибир - Тихия океан", добив и обработка на диаманти (усъвършенстване на минната технология, разработване на подземни диамантени тръби "Айхал", "Интернациональная", "Ботуобинская", "Нюрбинская", развитието на Удачнинското минно-обработващо предприятие, свързано с прехода от кариера към минен добив с включването на дълбоки хоризонти на находището в експлоатация), както и създаването на производствена и социална инфраструктура.
Ростехнадзор издаде акт за разследване на причините за системна авария, възникнала на 1 август 2017 г. в Обединената енергийна система на Изтока (UES Vostok), авария, която остави над 1,7 милиона души без електричество в няколко региона на Далечния изток Федерален окръг.
Докладът изброява всички основни участници в събитията, десетки признаци на авария, технически обстоятелства, организационни недостатъци, случаи на неизпълнение на командата на диспечера и факти за неправилна работа на оборудването, грешки при проектирането и нарушения на нормативните правни актове, показва, че основната и всъщност единствената причина за случилото се е несъгласуваната работа на елементите на енергийната система. Същата причина е в основата на повечето системни аварии.
Линията 500 kV близо до Хабаровск беше в ремонт; на 1 август в 22 часа местно време имаше извънгабаритно спиране (късо съединение, когато извънгабаритно натоварване преминава под проводниците) на линията 220 kV на Федералната мрежова компания (FGC). Тогава беше изключен вторият далекопровод 220 kV. Причината е неправилна конфигурация на релейната защита и автоматика (RPA); тя не е взела предвид възможността за работа на електропроводи с такъв товар. Изключването на втория далекопровод 220 kV доведе до разделянето на ОПС Изток на две части. След това автоматичното управление на мощността в електроцентралата RusHydro не работи правилно, което провокира по-нататъшното развитие на аварията и нейния мащаб. Резултатът е спирането на няколко електропровода, включително тези, водещи към Китай.
— Сработиха защитната и аварийната автоматика, излязоха от строя редица енергийни съоръжения. Променени са работните параметри на шест станции. Разпределителните мрежи бяха повредени“, каза за RG Олга Амелченко, представител на Far Eastern Distribution Network Company JSC.
В резултат на това единната енергийна система на юг от Далечния изток беше разделена на две изолирани части: излишък и дефицит. И в двата се случиха спирания. В превишено състояние се задейства защитата на генераторното и мрежовото оборудване, а в неизправно състояние се задейства автоматично честотно разтоварване.
Официалната причина за инцидента е "неправилно функциониране на елементите на електроенергийната система".
Според доклада за разследване на Ростехнадзор основните причини за аварията са „прекомерна работа на устройствата за релейна защита, неправилна работа на системите за автоматично управление на генераторното оборудване, недостатъци на алгоритъма, използван от разработчика за функциониране на аварийната автоматика в 220 kV мрежа, недостатъци в работата на електрическото мрежово оборудване.“
Това, което се случи на 1 август, дори не беше инцидент, а поредица от инциденти. През 2012 г. системните аварии са 78, за осем месеца на 2017 г. са само 29. Големите аварии са по-малко, но за съжаление те стават по-мащабни. През 2017 г. имаше пет такива аварии с мащабни последици - разделяне на енергийната система на изолирани части, спиране на голям обем производство и масово прекъсване на електрозахранването.
Основният проблем е, че отрасълът няма задължителни изисквания за параметрите на съоръженията и тяхната координирана работа като част от Единната национална енергийна система.
Малък проблем, който можеше да бъде отстранен бързо, прерасна в голям инцидент с последици за цялата система. На всеки етап ситуацията се влошаваше от неправилни действия на автоматизацията, проектирана и конфигурирана от хора. Тя реагира неправилно.
Заместник-министърът на енергетиката на Руската федерация Андрей Черезов посочи некоординираната работа на оборудването като една от основните причини за аварии в руската енергийна система; в крайна сметка се оказа, че различното оборудване в енергийната система често работи некоординирано.
Нов „кодекс” за функциониране на електроенергетиката така и не беше създаден след приключване на реформата в индустрията. С напускането на RAO UES на Русия от арената и прехвърлянето на взаимодействието между субектите на електроенергийната индустрия към пазарни отношения, повечето от технологичните разпоредби загубиха своята легитимност, тъй като бяха формализирани със заповеди на RAO.
Задължителните изисквания за оборудването, предписани в документи от съветската епоха, отдавна са загубили своя правен статут, освен това много от тях са морално остарели и не съответстват на съвременното развитие на технологиите.
Междувременно „от 2002 г. насам предприятията от енергийния сектор масово въвеждат нови устройства - активно се инсталира ново оборудване в рамките на CSA, изпълняват се мащабни инвестиционни програми и се изграждат голям брой енергийни съоръжения. В резултат на това се оказа, че различното оборудване в електроенергийната система често работи несъгласувано“, отбеляза Андрей Черезов.
„Имаме много електроенергийни предприятия и взаимодействието между тях трябва да се регулира, но се оказва, че те действат независимо“, каза заместник-министърът на енергетиката на Руската федерация Андрей Черезов веднага след аварията.
Само нормативното регулиране на технологичните дейности може да осигури координирана работа на елементите на енергийната система. А за това е необходимо да се създаде прозрачна и технически правилна система от общозадължителни изисквания към елементите на енергийната система и действията на субектите от индустрията.
„Не трябва да има автономно функциониране, защото работим в единна енергийна система, съответно Министерството на енергетиката на Русия възнамерява да регулира всичко чрез разпоредби“, подчерта Андрей Черезов.
— Необходимо е да се създадат ясни, разбираеми условия — кой е отговорен за системата, аварийна автоматизация, за нейната функционалност, настройки.
Министерството започна работа за усъвършенстване на правилата за разследване на злополуки по отношение на цялостна систематизация на причините, създаване на механизми за определяне и прилагане на мерки за предотвратяването им. „Тези правила определят изключително технически изисквания към оборудването, без да ограничават свободата на избор на производител. Освен това този документ не посочва сроковете за преконфигуриране или подмяна на оборудването“, каза Андрей Черезов.
Руското министерство на енергетиката организира работа за възстановяване на системата от задължителни изисквания в индустрията, която не беше добре развита по време на енергийната реформа. Приет е Федерален закон № 196-FZ от 23 юни 2016 г., който консолидира правомощията на правителството на Руската федерация или упълномощения от него федерален изпълнителен орган за установяване на задължителни изисквания за осигуряване на надеждността и безопасността на електроенергийните системи и електрическите енергийни съоръжения.
В момента се разработват и подготвят за приемане десетки регулаторни правни актове и регулаторни и технически документи за цялата индустрия в съответствие с плановете, одобрени на ниво руско правителство.
През август президентът на страната възложи на Министерството на енергетиката да представи предложения за предотвратяване на масови прекъсвания на тока. Една от първите стъпки трябва да бъде приемането на най-важния системен документ - Правилата за експлоатация на електроенергийните системи. Проектът му вече е внесен за разглеждане в руското правителство. Тези общозадължителни правила ще поставят рамката за регулаторно и техническо регулиране – те ще определят ключови технологични изисквания за работата на енергийната система и съставните й съоръжения. Освен това е необходимо приемането на много конкретни нормативни и технически документи на ниво Министерство на енергетиката.
За много от тях има разработени проекти, които са преминали обществено обсъждане. Поредица от извънредни събития през последните години в UES на Русия принуждава енергетиците да бързат.
„Една от ключовите задачи днес е насочването на инвестициите към оптимизиране на съществуващата енергийна система, а не към изграждането на енергийната система като актив, който все още не може да работи оптимално“, каза Евгений Грабчак, директор на отдел „Оперативен контрол“ и управление в електроенергетиката на Министерството на енергетиката на Руската федерация, на Международния форум за енергийна ефективност и енергийно развитие „Руска енергийна седмица“ (Москва, Санкт Петербург, 5 - 7.10.2017 г.)
„Като вземем за основа единна координатна система, недвусмислено дефинирайки всички субекти и обекти, описвайки тяхното взаимодействие, а също и научавайки се да общуваме на един и същи език, ние ще можем да осигурим не само хоризонтална и вертикална интеграция на всички информационни потоци, които циркулират в електроенергийната индустрия, но също така свързва управлението на децентрализираните центрове с единна логика, за да може регулаторът да взема необходимите коригиращи решения. Така по еволюционен път ще се създадат инструменти за моделиране на постигането на базовото състояние на електроенергетиката на бъдещето, а ние го виждаме в оптималния разход за единица електроенергия - киловат при дадено ниво на безопасност и надеждност“, обясни Евгений Грабчак.
Според него успоредно с това ще могат да се постигнат допълнителни ползи не само за регулатора и отделните съоръжения, но и за свързаните компании и държавата като цяло.
— Сред тези предимства ще отбележа на първо място създаването на нови пазари за сервизни услуги, това са: прогнозно моделиране на състоянието на енергийната система и нейните отделни елементи; оценка на жизнения цикъл; анализ на оптимално управление на процесите; анализ на работата на системата и отделните й елементи; анализи за разработване на нови технологии и тестване на съществуващи; формиране на индустриални поръчки за индустрията и оценка на рентабилността на създаването на производство на електрически и свързани продукти; развитие на логистични услуги, услуги за оптимизиране на управлението на активи и много други. Въпреки това, за прилагането на тези промени, в допълнение към определянето на единна координатна система, е необходимо да се обърне тенденцията за въвеждане на напреднали, но уникални и неинтегрирани технологии.
П. С.
На 2 октомври Виталий Сунгуров, който преди това заемаше длъжността съветник на директора по управление на развитието на УЕС на СО УЕС АД, а преди това ръководеше редица регионални диспечерски отдели, беше назначен на длъжността генерален директор на клона на SO UES JSC "Обединено диспечерско управление на енергийната система на Изток" (UDE System Operator).
От 2014 г. до 2017 г. Виталий Леонидович Сунгуров е директор на клоновете на Удмуртския RDU и Пермския RDU. През този период Виталий Сунгуров участва активно в процеса на структурна оптимизация на Системния оператор. Под негово ръководство беше успешно реализиран проект за разширяване на зоната на работа на регионалното диспечерско управление в Перм, което пое функциите на оперативно диспечерско управление на режима на електроенергия на Единната енергийна система на Русия на територията на Удмуртската република и Кировска област.
Въз основа на резултатите от годишната проверка, която се проведе от 24 до 26 октомври, клонът на SO UES АД „Обединено диспечерско управление на Източната енергийна система“ (UDE East) получи сертификат за готовност за работа през есента-зимата период (ГРП) 2017/2018г.
Резултатите от аварийното обучение потвърдиха готовността на диспечерския персонал на Системния оператор за ефективно взаимодействие с оперативния персонал на предприятията от електроенергийната индустрия по време на аварийно реагиране, както и за осигуряване на надеждна работа на Обединената енергийна система на Изток през есента. -зимен период на 2017/2018г.
Едно от основните условия за получаване на паспорт за готовност за работа в OZP е получаването на паспорти за готовност от всички регионални диспечерски отдели (RDU) на операционната зона на клон ODU на SO UES АД. Всички RDU от оперативната зона на ODU Vostok успешно преминаха проверки през октомври и получиха паспорти за готовност за работа в OZP 2017/2018. Получаването на сертификати за готовност от клоновете на СО УЕС АД ОДУ и РДУ е задължително условие за издаване на сертификат за готовност за работа в предстоящата зимна зона на Системния оператор
JSC „Системен оператор на Единната енергийна система“, PJSC „Yakutskenergo“ и клонът на PJSC „FGC UES“ MES of East успешно проведоха пълномащабен експеримент, който доказа възможността за възстановяване на захранването на потребителите на Централния енергиен район (CER) на електроенергийната система на Република Саха (Якутия) от Обединената енергийна система (UPS) на Изтока чрез преместване на точката на разделяне между тях.
Експериментът е проведен по инициатива на PJSC Yakutskenergo в съгласие с JSC SO UES и по решение на Щаба за осигуряване на сигурността на електроснабдяването на Република Саха (Якутия). Целта на експеримента беше да се проверят действията на диспечера и оперативния персонал при възстановяване на захранването на улусите (райони), разположени на десния бряг на река Лена в Централния енергиен район на Якутската енергийна система от Единната енергийна система на на изток чрез кабелна въздушна линия 220 kV Нижни Куранах - Мая.
Специалисти от клоновете на SO UES АД Обединено управление на енергийната система на Изтока (ODU East), Регионално диспечерско управление на енергийната система на Амурска област (Amur RDU) с участието на специалисти от клона на SO UES АД Регионално Диспечерското управление на Република Саха (Якутия) (Якутск RDU) и PJSC "SO UES" Yakutskenergo" разработиха Програмата, определиха изискванията за параметрите на режима на електроенергия на UES на Изток и Централната енергийна система на Якутска енергийна система и създаде режимни условия за захранване на товара на Централната енергийна система от UES на Изтока. Превключването се управляваше от команди от диспечерския персонал на регионалната диспечерска служба на Амур и отдела за технологично управление на ПАО Якутскэнерго.
По време на експеримента, продължил повече от 21 часа, точката на разделяне между IPS на Изтока и Централната енергийна система на енергийната система на Република Саха (Якутия) беше успешно преместена дълбоко в Централния енергиен район, в резултат на които някои от потребителите на Якутия получиха електричество от IPS на Изтока. Максималната моментна стойност на потока мощност достигна 70 MW, като общо над един милион kWh електроенергия беше прехвърлена на потребителите в централната част на Якутия.
„Получените резултати потвърдиха възможността за възстановяване на електроснабдяването на улусите отвъд реката в Централния енергиен район на Якутската енергийна система от IPS East в случай на аварии в генераторното оборудване на този енергиен регион , бяха получени данни, чийто анализ ще ни позволи да разработим мерки за оптимизиране на процеса на превключване и намаляване на времето за прекъсване на електрозахранването на потребителите при преместване на разделителната точка между Централния електроцентрален район и UPS на Изток,” отбеляза Наталия Кузнецова, директор на управлението на режима и главен диспечер на UPS на Изток.
Понастоящем Западните и Централните енергийни райони на електроенергийната система на Република Саха (Якутия) с обща инсталирана мощност на електроцентрали от 1,5 GW работят изолирано от Единната енергийна система на Русия и на тяхна територия се извършва оперативно диспечерско управление от PJSC Yakutskenergo. През 2016 г. в рамките на подготовката за осъществяване на оперативен диспечерски контрол на енергийната система на Република Саха (Якутия) като част от Западния и Централния енергиен район и организацията на свързването на тези енергийни райони към 2-ра синхронна зона на UES of Russia - UES of the East - клонът на SO UES JSC Yakutskoye е създаден RDU. Той ще поеме функциите на оперативен диспечерски контрол на територията на Западния и Централния енергиен район на Якутската енергийна система, които ще се изпълняват, след като правителството на Руската федерация въведе съответните промени в регулаторните документи и изключи Якутската енергийна система от списък на изолираните.