Å opprette en kontrollert tilkobling av kraftsystemer for å øke påliteligheten og effektiviteten til driften er tilrådelig, først og fremst på de stedene der det er vanskeligheter med å sikre pålitelig parallell drift. Dette er mellomstatlige kraftoverføringslinjer, hvor det som regel er behov for å separere kraftsystemer etter frekvens, samt "svake" kraftoverføringer mellom systemer, noe som i betydelig grad begrenser mulighetene for kraftutveksling mellom parallelldriftskraftsystemer, for eksempel. , 220 kV kraftoverføringslinjer for å koble sammen kraftsystemene i Sibir og Fjernøsten, som passerer langs Baikal-Amur (nordlig transitt) og transsibirsk (sørlig transitt) jernbaner med en lengde på opptil 2000 km hver. Men uten spesielle tiltak er parallelldrift av energisystemer langs den nordlige og sørlige transitten umulig. Derfor vurderes sammenkobling, som er en variant av parallell ikke-synkron drift av kraftsystemer langs den sørlige dobbeltkretstransitten (i påfølgende stadier av sammenkoblingen er ikke-synkron stenging av den nordlige transitten også mulig). Det haster med problemet er at det er nødvendig å finne tekniske løsninger for å sikre driften av 220 kV Chita-Skovorodino kraftoverføringen, som forsyner traction-transformatorstasjonene til Trans-Baikal Railway og samtidig er den eneste elektriske forbindelsen mellom IPS i Sibir og Østen. Til dags dato har ikke denne langdistanseforbindelsen den nødvendige kapasiteten, og oppfyller heller ikke kravene for å holde seg innenfor akseptable områder. Den opererer i åpen sløyfe-modus og har et delingspunkt på seksjonen VL-220 Holbon-Erofei Pavlovich. Alt dette fører til utilstrekkelig pålitelighet av 220 kV-nettverket, noe som er årsaken til gjentatte forstyrrelser i strømforsyningen til trekkstasjoner og feil i driften av signalutstyr, forriglinger og togplaner. Et av de mulige alternativene for ikke-synkron kombinasjon er bruken av den såkalte asynkroniserte elektromekaniske frekvensomformeren (AS EMFC), som er en sammenstilling av to vekselstrømsmaskiner med samme effekt med stivt koblede aksler, hvorav den ene er utformet som en asynkronisert synkronmaskin (ASM), og den andre som ASM (AS EMFC type ASM+ASM) eller som en synkronmaskin (AS EMFC type ASM+SM). Det siste alternativet er strukturelt enklere, men synkronmaskinen er koblet til et strømsystem med strengere krav til. Den første maskinen i retning av kraftoverføring gjennom AS EMFC opererer i motormodus, den andre - i generatormodus. Eksitasjonssystemet til hver AFM inneholder en direktekoblet frekvensomformer som driver en trefaset eksitasjonsvikling på en laminert rotor.
Tidligere, ved VNIIIElektromash og Elektrotyazhmash (Kharkov), ble foreløpige og tekniske design for vertikale (hydrogengenerator) og horisontale (turbingenerator) ACMer med en kapasitet på 100 til 500 MW fullført for EMFC AS. I tillegg utviklet og skapte Forskningsinstituttet og Elektrotyazhmash-anlegget en serie på tre industrielle pilotprøver av AS EMPCH-1 fra to ASM-er med en effekt på 1 MW (det vil si for en gjennomstrømningseffekt på 1 MW), omfattende testet på teststedet LVVISU (St. Petersburg). Omformeren til to AFM-er har fire frihetsgrader, det vil si at fire parametere i enhetsmodusen kan justeres samtidig og uavhengig. Imidlertid, som teoretiske og eksperimentelle studier har vist, er alle mulige moduser på ASM+SM EMFC AS implementert, inkludert moduser for reaktivt strømforbruk på begge maskinene. Den tillatte frekvensforskjellen til de kombinerte kraftsystemene, samt kontrollerbarheten til EMFC AS, bestemmes av "tak"-verdien til maskinenes eksitasjon. Valget av plassering for installasjon av EMFC AS på ruten som vurderes avgjøres av følgende faktorer. 1. I følge OJSC Energosetproekt Institute vil kraftstrømmen gjennom Mogocha i vintermaksimum 2005 være ca. 200 MW i retning fra Kholbon-transformatorstasjonen østover til Skovorodino-transformatorstasjonen. Det er størrelsen på denne strømmen som bestemmer den installerte kapasiteten til AS EMPCH-200-enheten (eller enhetene).
2. Komplekset med AS EMPCH-200 er designet for nøkkelferdig levering med helautomatisk styring. Men fra kontrollsenteret til Mogocha-transformatorstasjonen og fra Amurenergo-kontrollsenteret kan innstillingene for størrelsen og retningen til aktive kraftstrømmer endres.
3. Installasjonsstedet (Mogocha-transformatorstasjonen) ligger omtrent midt mellom Kholbon-transformatorstasjonen og den kraftige Skovorodino-transformatorstasjonen, spesielt siden Kharanorskaya GRES kan gi de nødvendige spenningsnivåene ved Kholbon-transformatorstasjonen innen den angitte tiden (det vil si innen 2005). . Samtidig vil inkluderingen av AS EMFC-200 i kappingen av kraftledningen ved Mogocha-transformatorstasjonen praktisk talt dele forbindelsen i to uavhengige seksjoner med motstand redusert med omtrent halvparten og uavhengig EMF av enhetsmaskinene på hver side, som vil tillate omtrent en og en halv til to ganger for å øke gjennomstrømningen til hele dobbeltkretsstrømledningene - 220 kV. I fremtiden, hvis det er behov for å øke utvekslingskraften, er det mulig å vurdere å installere en andre AS EMPCH-200-enhet parallelt med den første.
Dette vil gjøre det mulig å betydelig forsinke byggingen av -500 kV og tidspunktet for mulig utvidelse av Kharanorskaya GRES. I følge foreløpige estimater, med parallell drift av kraftsystemene i Sibir og Fjernøsten bare langs den sørlige transitt, er de maksimale statiske stabilitetsutvekslingskraftstrømmene i Mogocha-Ayachi-seksjonen uten EMFC AS: i østlig retning - opptil 160 MW, i vestlig retning - opptil 230 MW.
Etter installasjon av AS EMFC fjernes problemet med statisk stabilitet automatisk, og strømmene kan henholdsvis utgjøre 200-250 MW og 300-400 MW ved styring av maksimalstrømmene i henhold til den termiske begrensningen til individuelle, for eksempel, hodeseksjoner av kraftledninger. Spørsmålet om økende utvekslingsstrømmer blir spesielt aktuelt med idriftsettelse av Bureyskaya.
Det er planlagt, som indikert, å installere EMPCH-200 AS i skjæring av en 220 kV luftledning ved Mogocha-transformatorstasjonen til hovedto-krets intersystemforbindelse med tallrike mellomliggende kraftuttak.
I en slik intersystemforbindelse er ulykker mulig med tap av elektrisk forbindelse med et kraftig kraftsystem og dannelsen av et energidistrikt med strømforsyning gjennom EMPCH-200 AS, det vil si med driften av EMPCH-200 AS på en konsollbelastning. I slike moduser kan og bør ikke AS EMFC-200 opprettholde forhåndsnødverdien for overført kraft spesifisert av kontrolleren.
Samtidig må den opprettholde evnen til å regulere på egne dekk og rotasjonshastigheten til enhetsakselen. Det adaptive reguleringssystemet utviklet for AS EMFC krever teleinformasjon om å slå av og på brytere på tilstøtende deler av kraftledninger. Basert på denne teleinformasjonen overfører den ASM-en til enheten fra siden av den ikke-nødstilte delen av ruten til kontroll ved akselrotasjonsfrekvens, og fra konsollsiden tar ASM-en over belastningen til energidistriktet.
Hvis denne belastningen er større enn den installerte effekten til ASM, blir AS EMFC shuntet og maskinene byttet til kompensasjonsmodus. Det er også viktig at overføring av teleinformasjon om vektoren bak den åpne bryteren tillater, uten å fange synkronisme, å umiddelbart slå på EMPCH-200 AS til normal drift uten støt etter å ha slått på bryteren som ble slått av.
Langsiktige teoretiske og eksperimentelle studier utført for et kompleks av kontrollert tilkobling av kraftsystemer i Nord-Kaukasus og Transkaukasia på 220 kV kraftoverføringslinjen Sochi-Bzybi Krasnodarenergo basert på prosjektet til AS EMCh-200, bekreftet den forventede og kjente evner til AS EMCh for å regulere den aktive og spenningen til maskiner og rotorhastigheten.
Faktisk, innenfor grensene for designegenskapene til AS EMFC, er det et absolutt kontrollerbart element for å kombinere kraftsystemer, som også har dempende evner på grunn av den kinetiske energien til svinghjulsmassene til rotorene til enhetens maskiner, som er statisk. omformere mangler. Kontrollsystemet, sammen med det automatiske kontrollsystemet til maskiner med selveksiterings- og oppstartssystemer, etter utstedelse av "Start"-kommandoen, gir automatisk testing av tilstanden til elementene i hele komplekset, etterfulgt av automatisk tilkobling til nettverk i ønsket rekkefølge uten deltakelse av personell eller stopp av enheten etter å ha gitt "Stopp"-kommandoen. Manuell tilkobling til nettverket og manuell justering av innstillinger, nødavstengning og automatisk gjenlukking tilbys også. Når EMPCH-200 AS tas i bruk, er det nok å sikre jevn innkobling av glideren i det foreskrevne området og innstillinger som sikrer drift langs kraftledningene før shuntbryterne åpnes. Generelt må kontrollen av AS EMFC-200 på intersystemkommunikasjon tilnærmes fra posisjonen at den regulatoriske strukturen må implementere den nødvendige kontrollen av driften av enheten i steady-state og ustabil modus og sikre implementeringen av følgende grunnleggende funksjoner i elektriske systemer.
1. Opprettholde spenningsverdier (reaktive effekter) i samsvar med innstillingene i normale moduser. For eksempel er hver av EMFC AS-maskinene i stand til, innenfor grenser begrenset av nominelle strømmer, å generere den nødvendige verdien av reaktiv effekt eller sikre forbruket uten tap av stabilitet. 2. Kontroller i normal- og nødmodus størrelsen og retningen av aktiv kraftstrøm i samsvar med settpunktet under synkron og ikke-synkron drift av deler av kraftsystemer, noe som igjen bidrar til å øke kapasiteten til intersystemforbindelser. 2.1. Regulering av strømning ved hjelp av AS EMPCH-200 i henhold til en tidsplan som tidligere er avtalt mellom de sammenkoblede kraftsystemene, tatt i betraktning daglige og sesongmessige lastendringer. 2.2. Operasjonell regulering av intersystemstrøm opp til revers med samtidig demping av uregelmessige svingninger. Hvis du raskt trenger å endre retningen på aktiv kraftoverføring gjennom enheten, kan du ved å konsekvent endre innstillingene for aktiv kraft på den første og andre maskinen endre flyten av aktiv kraft ved nesten konstant rotasjonshastighet, og bare overvinne den elektromagnetiske tregheten av maskinens viklingskretser. Med passende "tak" vil strømreversering skje ganske raskt. Således, for en EMFC AS, bestående av to ASM-200-er, er tiden for fullstendig reversering, fra +200 MW til -200 MW, som beregninger viser, 0,24 s (i prinsippet begrenses den bare av verdien av T" (f). 2.3 Bruk av AS EMFC-200 som operativ kilde for å opprettholde frekvens, samt for å undertrykke elektromekaniske svingninger etter store forstyrrelser i et av kraftsystemene eller i et utkragende kraftdistrikt 3. Arbeid for en dedikert (utkrager) kraftdistrikt av forbrukere, som sikrer det nødvendige nivået av frekvens og spenning 4. Demping av svingninger i nøddriftsmoduser av elektriske systemer, en betydelig reduksjon i forstyrrelser som overføres fra en del av de elektriske systemene til en annen i transientmoduser, på grunn av evnen av EMFC AS for å endre rotasjonshastigheten, det vil si enhetens kinetiske energi, innenfor angitte grenser, er intensiv demping mulig.
svingninger og i en viss tid vil en forstyrrelse som oppstår i en del av kraftsystemet ikke overføres til en annen. Altså med kortslutning eller automatisk gjenlukking i et av kraftsystemene, vil enheten akselerere eller bremse, men verdien av den aktive kraften til ASM koblet til et annet kraftsystem vil forbli uendret med passende kontroll. 5. Overfør om nødvendig begge maskinene til enheten til driftsmodus for synkron kompensator. Kostnaden for å bygge en omformerstasjon med AS EMPCH-200 bestemmes av sammensetningen av utstyret og er faktisk ikke forskjellig fra vanligvis konstruerte transformatorstasjoner med synkrone kompensatorer. Stedet for konstruksjon av enheten skal gi enkel transport av utstyr, kompakt installasjon og tilkobling med eksisterende kraftutstyr ved Mogocha-transformatorstasjonen. For å forenkle hele nettstasjonssystemet, er det nødvendig med et alternativ uten å separere EMPCH-200 AS i en separat understasjon. For å koble til strømsystemene til en enhet hvis maskiner er designet for full effekt = 200/0,95 = 210,5 MVA (ifølge JSC Elektrosila, St. Petersburg og), kreves det to transformatorer på 220/15,75 kV. En teknisk og økonomisk sammenligning av AS EMFC med statiske omformere ble utført for en overført effekt på 200 MW. De sammenlignede parametrene er vist i tabellen. Likestrømsinnsats (DCI) er et klassisk alternativ. Tabellen indikerer at kraften som overføres gjennom VAC er 355 MW, som tilsvarer en blokk av Vyborg-transformatorstasjonen. Den spesifikke kostnaden for VAC (inkludert nettstasjonsutstyr) er angitt, som er vist i tabellen. Virkningsgraden til VPT-transformatorstasjonen (tar hensyn til synkrone kompensatorer, krafttransformatorer og filtre) er 0,96.
VAC på låsbare (dobbeltopererte) brytere med PWM og parallellkoblede reversdioder. Det er kjent at de interne tapene til låsbare nøkler er 1,5-2 ganger større enn for konvensjonelle tyristorer, derfor er effektiviteten til en slik VAC med spesielle krafttransformatorer, tatt i betraktning høyfrekvente byttefiltre, 0,95. Spørsmålet om kostnad er ikke klart definert. Imidlertid er den spesifikke kostnaden for VAC basert på STATCOM 165 dollar/kW og høyere.
For VAC av Directlink-typen med to-nivå dannelse av utgangskurven er den spesifikke kostnaden høyere og utgjør $190/kW. Tabellen viser data for både STATCOM- og Directlink-baserte alternativer. 
I følge JSC Elektrosila har EMCh-200 AS med to ASM-er = 98,3 % (98,42 % hver) en spesifikk installert kapasitetskostnad på $40/kW. Da vil kostnaden for selve omformerenheten være 16 millioner dollar. I samsvar med basiskostnaden for en 220 kV vekselstrømstasjon med to transformatorer er 4 millioner dollar, og den spesifikke kostnaden for omformeren med transformatorstasjonen vil være =(16+4). 10 6 /400 10 3 = 50 dollar/kW Tar man hensyn til transformatorer, vil den totale virkningsgraden være = 0,983 2 0,997 2 = 0,96.
Sammen med alternativene ovenfor er det nødvendig å vurdere omformeralternativet ved å bruke synkrone kompensatorer av typen KSVBM med hydrogenkjøling av en utendørs installasjon som drives i kraftsystemer. Det skal bemerkes at i AS EMFC type ASM+SM kan den synkrone kompensatoren KSVBM 160-15U1 brukes som en synkronmaskin uten noen modifikasjoner i alle moduser, underlagt betingelsene for statorstrømmen. For eksempel ved = 1 effekt P = ±160 MW; ved = 0,95 (som i prosjektet til JSC "Electrosila") P = 152 MW, Q = ±50 MV A, og EMF E = 2,5<Еном =3 отн.ед.
I følge utvikleren OJSC Uralelectrotyazhmash koster den synkrone kompensatoren KSVBM 160-15U1 $3,64 10 6. Hvis rotoren med samme dimensjoner er laget med ikke-fremspringende polkledning (utformingen av SC tillater dette), vil kostnaden øke med 1,5 ganger og beløper seg til 5 ,46 10 6 dollar og da vil totalkostnaden for en omformer av typen ASM + SM (det vil si fra serielle og konverterte synkronkompensatorer) være 9 10 6 dollar (se tabell). Det skal her bemerkes at
GOST 13109-97 for kvaliteten på elektrisk energi (Resolusjon fra den russiske føderasjonens statskomité for standardisering og sertifisering, 1998) tillater følgende frekvensavvik: normal ±0,2 Hz i 95% av tiden, maksimalt ±0,4 Hz i 5 % av tiden på døgnet. Tatt i betraktning at AFC vil fortsette å fungere, kan det argumenteres for at takverdien til eksitasjonsspenningen for slip med en frekvens på ±2 Hz innlemmet i AFM vil sikre pålitelig drift av AS EMFC under andre store systemforstyrrelser. Ved nominell statorstrøm er tapene i SC 1800 kW og da er virkningsgraden lik = 0,988. Hvis effektiviteten til ASM konvertert fra SK er den samme som i prosjektet til JSC Elektrosila, tar vi hensyn til transformatorer, får vi: = 0,988 0,983 0,997 2 = 0,966.
Tabellen viser data for to enheter av typen ASM+SM parallelt, noe som gjør det mulig å dekke forventet økning i transittkapasitet ved installasjon av omformer ved Mogocha transformatorstasjon. Samtidig er den spesifikke kostnaden lavere og effektiviteten høyere enn alle andre alternativer. Det skal også understrekes at den åpenbare fordelen er at KSVBM-kompensatorer er designet for utendørs installasjon ved omgivelsestemperaturer fra -45 til +45 o C (det vil si at hele teknologien allerede er bevist), så det er ikke nødvendig å bygge en maskinrom for AS EMFC-enheter, men kun et hus er nødvendig for hjelpeenheter med et areal, som kreves av byggeforskrifter, to seks meter spenn i bredden og seks seks meter spenn i lengde, det vil si 432 m 2. Termiske beregninger av kompensatorer
utføres for både hydrogenkjøling og luftkjøling. Derfor kan nevnte to-enhet EMFC AS operere i lang tid på luftkjøling ved en belastning på 70 % av den nominelle belastningen, noe som gir nødvendig strømning på 200 MW.
I tillegg har Energosetproekt-instituttet utviklet et originalt standarddesign for installasjon av en 160 MVA SC med reversibel børsteløs eksitasjon, som kan redusere volumet av konstruksjonsarbeid betydelig, øke hastigheten på installasjonen og igangkjøringen av SC og betydelig redusere kostnadene ved installasjonen deres.
KONKLUSJONER
1. Ikke-synkron parallellkobling av UPSen til Sibir og Fjernøsten via den sørlige dobbeltkretstransitten på 220 kV ved bruk av en asynkronisert elektromekanisk frekvensomformer (AS EMFC) er å foretrekke når det gjelder tekniske og økonomiske indikatorer sammenlignet med brønn- kjent VAC basert på STATKOM og DIRECTLINK.
2. Mange år med teoretisk og eksperimentell forskning og fullførte prosjekter har vist EMFC AS evner til å regulere aktive og reaktive effekter, maskinspenninger og enhetsrotorhastighet. Ved å installere en omformer ved Mogocha-transformatorstasjonen, er Kholbon - Skovorodino-transiten praktisk talt delt i to, så gjennomstrømningen av denne transitten vil øke med 1,5-2 ganger, noe som vil gjøre det mulig å utsette byggingen av en 500 kV kraftledning og utvidelsen av Kharanorskaya GRES.
3. En foreløpig teknisk og økonomisk sammenligning av omformere viste at bygging av en nettstasjon med VAC på låsbare brytere med PWM for en overført effekt på 200 MW basert på Directlink-prosjektet koster 76 millioner dollar, og basert på STATKOM-prosjektet - 66 millioner dollar. Samtidig koster AC EMPCH-200 type ASM + ASM, ifølge JSC Elektrosila og Research Institute Elektrotyazhmash (Kharkov), 20 millioner dollar.
4. For AS EMFC type ASM+SM basert på serieproduserte synkrone kompensatorer med hydrogen og luftkjøling av OJSC "Uralelektrotyazhmash" og drevet i kraftsystemer for utendørs installasjon av KSVBM 160 MV A, den spesifikke kostnaden for den installerte kapasiteten til AS EMPC med komplett transformatorstasjonsutstyr er $40/kW og samtidig er effektiviteten ikke lavere enn andre typer omformere. Tatt i betraktning det lille volumet av konstruksjons- og installasjonsarbeid, lave enhetskostnader og høy effektivitet, kan nettopp en slik transformatorstasjon med AS EMFC utelukkende på husholdningsutstyr anbefales for ikke-synkron integrasjon av IPS i Sibir og Fjernøsten.
OJSC "System Operator of the Unified Energy System" gjennomførte vellykket tester for å muliggjøre parallell synkron drift av United Energy Systems (UPS) i Østen og Sibir. Testresultatene bekreftet muligheten for stabil kortsiktig fellesdrift av kraftforbindelser, som vil gjøre det mulig å flytte separasjonspunktet mellom dem uten å avbryte strømforsyningen til forbrukerne.
Formålet med testene er å bestemme hovedkarakteristikkene, indikatorene og driftsforholdene for parallell drift av de integrerte kraftsystemene i Østen og Sibir, samt å verifisere modeller for beregning av steady-state forhold og statisk stabilitet, forbigående forhold og dynamiske stabilitet. Parallell drift ble organisert ved å synkronisere de forente kraftsystemene i Sibir og øst ved seksjonsbryteren til 220 kV Mogocha-transformatorstasjonen.
For å utføre tester ved 220 kV Mogocha-transformatorstasjonen og 220 kV Skovorodino-transformatorstasjonen, ble det installert transientovervåkingssystem (SMPR)-opptakere, designet for å samle sanntidsinformasjon om parametrene til det elektriske kraftregimet til kraftsystemet. Også under testene ble SMPR-opptakere installert på .
Under testene ble tre eksperimenter utført i parallell synkron driftsmodus for UES of the East og UES of Sibir med regulering av flyten av aktiv kraft i den kontrollerte delen "Skovorodino - Erofey Pavlovich Traction" fra 20 til 100 MW i retningen til UES i Sibir. Parametrene til det elektriske kraftregimet under eksperimentene ble registrert av SMPR-opptakere og midler til det operasjonelle informasjonskomplekset (OIC), designet for å motta, behandle, lagre og overføre telemetrisk informasjon om driftsmodusen til energianlegg i sanntid.
Kontrollen av det elektriske kraftregimet under den parallelle driften av IPS of the East med IPS of Sibir ble utført ved å regulere strømmen av aktiv kraft ved å bruke Central System of Automatic Control of Frequency and Power Flows (CS ARFM) til IPS of the East, som Zeyskaya HPP og Bureyskaya HPP er koblet til, samt ekspedisjonspersonellet til ODU of the East.
Som en del av testene ble kortsiktig parallell synkron drift av IPS i Sibir og IPS i øst sikret. Samtidig ble konfigurasjonsparametrene til CS ARFM til UES of the East, som opererer i modusen for automatisk kontroll av kraftstrømmen med frekvenskorreksjon langs seksjonen "Skovorodino - Erofey Pavlovich/t", bestemt eksperimentelt, noe som sikrer stabil parallell drift av UES i øst og UPS i Sibir.
"Resultatene som ble oppnådd bekreftet muligheten for kortsiktig kobling av parallelldrift av UES i øst og UES i Sibir når du flytter skillepunktet mellom kraftforbindelser fra 220 kV Mogocha-transformatorstasjonen. Når alle 220 kV transittstasjoner Erofey Pavlovich – Mogocha – Kholbon er utstyrt med synkroniseringsmidler, vil det være mulig å flytte skillepunktet mellom IPS i Sibir og IPS i øst uten et kortvarig avbrudd i strømforsyningen til forbrukere fra kl. enhver transitt-transformatorstasjon, noe som vil øke påliteligheten til strømforsyningen til Trans-Baikal-delen av den transsibirske jernbanen,» - bemerket Natalya Kuznetsova, sjefssender for ODU East.
Basert på resultatene av testene, vil en analyse av de innhentede dataene bli utført og tiltak vil bli utviklet for å forbedre påliteligheten til kraftsystemet i sammenheng med overgangen til kortsiktig parallell synkron drift av IPS i Sibir og Østens IPS.
Innen 2022 er volumet av etterspørselen etter elektrisk energi i IPS i øst anslått til 42,504 milliarder kWh (gjennomsnittlig årlig vekstrate for perioden 2016 - 2022 - 4,0%) (Figur 2.9).
Prognosen for etterspørselen etter elektrisk energi for perioden 2016 - 2022 tar hensyn til endringer i den territorielle strukturen til energisonen i øst - tiltredelsen til IPS i øst for isolerte energiregioner i Republikken Sakha (Yakutia) - Vestlige og sentrale, hvorav forbruket av elektrisk energi er mer enn 70% av det totale forbruket i den sentraliserte energiforsyningssonen Republikken Sakha (Yakutia). Tilkoblingen av isolerte energidistrikter bestemmer den høye dynamikken i etterspørselen etter elektrisk energi i perioden 2016 - 2017.
Etterspørselen etter elektrisk energi i IPS Øst, unntatt tilkoblingen av de sentrale og vestlige energiregionene i Republikken Sakha (Yakutia) på 2022-nivå i det vurderte alternativet, er estimert til 36,5 milliarder kWh med en gjennomsnittlig årlig økning for perioden 2016 - 2022 på 1,8 % , med tilsvarende tall for UES i Russland på 0,6 %. De akselererte vekstratene for etterspørsel etter elektrisk energi i UES i øst i den betraktede fremtiden bestemmes av den økonomiske utviklingen i regionen. Veksten i etterspørselen etter elektrisk energi er først og fremst assosiert med den kommende utviklingen av industriell produksjon, tatt i betraktning implementeringen av nye storskalaprosjekter - potensielle innbyggere i industrielle produksjonssoner, inkludert:
metallurgisk produksjon, representert ved store investeringsprosjekter - dannelsen av en gruvedrift og metallurgisk klynge i Amur-regionen på grunnlag av malmforekomster, inkludert Kimkano-Sutarsky GOK (oppstart i 2016), utvikling av gullforekomster i Amur-regionen - Malomyrsky, Pokrovsky og Albynsky gruver;
kullgruvedrift i Sør-Jakutsk energiregion - Elginskoye-forekomsten og Chulmakanskaya-gruven, og Khabarovsk-territoriet - Urgalugol OJSC;
produksjon av olje- og gassbehandling og etablering av nye produksjonsanlegg for det petrokjemiske komplekset knyttet til utviklingen av viktigste olje- og gassrørledningssystemer, det største av prosjektene er byggingen av det petrokjemiske komplekset til OJSC NK Rosneft i Nakhodka i CJSC VNHK (et fellesprosjekt med det kinesiske selskapet ChemChina) , et anlegg for produksjon av flytende naturgass fra Gazprom LNG Vladivostok LLC med igangsetting av første trinn i 2020, Amur Oil Refinery i landsbyen Berezovka, Ivanovo-distriktet - et kompleks for oljeraffinering og transport av petroleumsprodukter (raffineringskapasitet opptil 6 millioner tonn råvarer per år, tatt i betraktning tilførsel av petroleumsprodukter til hjemmemarkedet og eksport til Kina);
utvikling av skipsbyggingsbedrifter på grunnlag av Far Eastern Center for Shipbuilding and Ship Repair, hvis hovedretninger er modernisering av skipsreparasjonsanlegg og etablering av ny kapasitet for gjennomføring av prosjekter for produksjon av moderne marineutstyr - Primorsky Territorium;
implementering av Vostochny Cosmodrome-prosjektet i Amur-regionen;
implementering av prosjekter i prioriterte utviklingsområder (ASEZ), inkludert Nadezhdinskaya ASEZ (oppretting av et logistikksenter, teknologipark og relaterte industrier) og Mikhailovskaya ASEZ (agroindustriell spesialisering) i Primorsky-territoriet.
Når det gjelder transportinfrastruktur, vil følgende havner (transport- og logistikkplasser) utvikles:
i Khabarovsk-territoriet - havnen i Vanino, hvor et spesialisert kullomlastingskompleks av Mechel OJSC vil bli opprettet, en kullomlastningsterminal i Muchka Bay of Sakhatrans LLC, en kullomlastningsterminal i området Cape Bury of Far Eastern Vanino Port LLC, inkludert for vedlikeholdsomlasting av kull fra Elegest-forekomsten (republikken Tyva);
i Primorsky-territoriet - LLC "Sea Port "Sukhodol" - en spesialisert lastehavn i området Sukhodol Bay (Shkotovsky-distriktet), LLC "Port Vera" i området Bezashchitnaya Bay i territoriet av den lukkede administrative byen Fokino - en marin terminal med tilhørende infrastruktur, OJSC "Posiet Trade Port" "i Khasansky-distriktet - modernisering og bygging av en spesialisert kullterminal med en økning i kapasitet til 12 millioner tonn per år.
AK Transneft JSC jobber med å utvide første og andre trinn av rørledningssystemet Øst-Sibir - Stillehavet: ESPO-1 til 80 millioner tonn per år og ESPO-2 til 50 millioner tonn innen 2020. Dette bestemmer konstruksjonen av tre oljepumpestasjoner i Amur-regionen og en oljepumpestasjon i Khabarovsk-territoriet, samt en økning i kapasiteten ved eksisterende oljepumpestasjoner i Amur-regionen og Sør-Yakut energiregionen i Republikken Sakha (Yakutia).
I forbindelse med annekteringen av isolerte energidistrikter, endres den territorielle strukturen for strømforbruket til UES i øst - andelen av energisystemet til republikken Sakha (Yakutia) øker betydelig - opp til 19% i 2022 ( 5,3 % er andelen av energiregionen Sør-Yakut i republikken Sakha (Yakutia) i UES i øst for tiden).
Den vestlige energiregionen i Republikken Sakha (Yakutia) inkluderer industriknutepunktene Aikhal-Udachninsky, Mirny, Lensky og en gruppe Vilyui-landbruksdistrikter. De viktigste kjernenæringene er diamantutvinning og -foredling, som er den tradisjonelle spesialiseringen i regionen, og oljeproduksjon. Disse energiintensive industriene bestemmer detaljene i strukturen til elektrisk energiforbruk i både den vestlige energiregionen i republikken Sakha (Yakutia) (andelen av utvinningsindustrien er minst 57% i strukturen til industriell forbruk av elektrisk energi) , og hele energisystemet i republikken Sakha (Yakutia), nemlig: en høy andel av industriell produksjon i den totale strukturen av elektrisk energiforbruk (43 % totalt for Yakut-energisystemet, inkludert 37 % som kan tilskrives gruvedrift) mot bakgrunnen for den relativt lave andelen som er karakteristisk for UES i øst for tiden (henholdsvis 24 % og 6 %). Veksten i etterspørselen etter elektrisk energi i den vestlige energiregionen i Republikken Sakha (Yakutia) i fremtiden vil bli bestemt av utviklingen av kjernenæringer - oljeproduksjon (utvikling av den sentrale blokken av olje- og gasskondensatfeltet Srednebotuobinskoye) og transport av olje gjennom rørledningssystemet "Østlige Sibir - Stillehavet", gruvedrift og prosessering av diamanter (forbedring av gruveteknologi, utvikling av underjordiske diamantbærende rør "Aikhal", "Internationalnaya", "Botuobinskaya", "Nyurbinskaya", utvikling av Udachninsky gruve- og prosesseringsbedrift knyttet til overgangen fra steinbrudd til gruvedrift med involvering av dype horisonter av forekomsten i utnyttelsen), samt opprettelse av produksjon og sosial infrastruktur.
Rostekhnadzor utstedte en lov om undersøkelse av årsakene til en systemulykke som skjedde 1. august 2017 i United Energy System of the East (UES Vostok), en ulykke som gjorde at over 1,7 millioner mennesker ble uten strøm i flere regioner i Fjernøsten. Forbundsdistrikt.
Rapporten lister opp alle hoveddeltakerne i hendelsene, dusinvis av tegn på en ulykke, tekniske omstendigheter, organisatoriske mangler, tilfeller av manglende overholdelse av avsenderens kommando og fakta om feil bruk av utstyr, designfeil og brudd på regulatoriske rettsakter, viser at den viktigste og faktisk eneste årsaken til det som skjedde var ukoordinerte driftselementer i energisystemet. Den samme årsaken ligger til grunn for de fleste systemulykker.
500 kV-linjen nær Khabarovsk var under reparasjon 1. august kl. 22 lokal tid var det en overdimensjonert avstengning (kortslutning når en overdimensjonert last passerer under ledningene) av 220 kV-linjen til Federal Grid Company (FGC). Deretter ble den andre 220 kV overføringslinjen frakoblet. Årsaken er feil konfigurasjon av relébeskyttelse og automatisering (RPA) det tok ikke hensyn til muligheten for kraftledninger som opererer med en slik belastning. Frakoblingen av den andre 220 kV-overføringslinjen førte til deling av IPS Øst i to deler. Etter dette fungerte ikke det automatiske kraftstyringssystemet ved RusHydro-kraftverket som det skulle, noe som provoserte den videre utviklingen av ulykken og dens omfang. Resultatet er nedstengning av flere kraftledninger, inkludert de som fører til Kina.
— Verne- og nødautomatikken fungerte, og en rekke strømanlegg gikk ut av drift. Driftsparametrene til seks stasjoner er endret. Distribusjonsnettverk ble skadet, sier Olga Amelchenko, en representant for Far Eastern Distribution Network Company JSC, til RG.
Som et resultat ble det enhetlige energisystemet sør i Fjernøsten delt inn i to isolerte deler: overskudd og underskudd. Nedleggelser skjedde i begge. I overskuddstilstanden ble beskyttelsen av generasjons- og kraftnettutstyr utløst, og i mangelfull tilstand ble automatisk frekvenslossing utløst.
Den offisielle årsaken til hendelsen var "inkonsekvent funksjon av kraftsystemelementer."
I følge etterforskningsrapporten til Rostechnadzor er hovedårsakene til ulykken "overdreven drift av relébeskyttelsesanordninger, feil drift av automatiske kontrollsystemer for genereringsutstyr, mangler ved algoritmen som brukes av utvikleren for funksjon av nødautomatikk i 220 kV-nett, mangler ved drift av elektrisk nettverksutstyr.»
Det som skjedde 1. august var ikke engang en ulykke, men en rekke ulykker. I 2012 var det 78 systemulykker i de første åtte månedene av 2017, det var bare 29. Det er færre store ulykker, men de har dessverre blitt større i omfang. I 2017 var det fem slike ulykker med storstilte konsekvenser - oppdeling av energisystemet i isolerte deler, nedleggelse av et stort produksjonsvolum og et massivt avbrudd i strømforsyningen.
Hovedproblemet er at industrien ikke har obligatoriske krav til utstyrsparametere og deres koordinerte drift som en del av Unified National Energy System. En viss kritisk masse har samlet seg, noe som førte til de siste storulykkene.
Et mindre problem som kunne vært løst raskt vokste til en stor hendelse med systemomfattende konsekvenser. På hvert trinn ble situasjonen forverret av feil automatiseringshandlinger designet og konfigurert av mennesker. Hun reagerte feil.
Viseminister for energi i den russiske føderasjonen Andrei Tcherezov utpekte ukoordinert drift av utstyr som en av hovedårsakene til ulykker i det russiske energisystemet energisystemet fungerer ofte ukoordinert.
En ny «kode» for driften av elkraftindustrien ble aldri opprettet etter gjennomføringen av industrireformen. Med avgangen til RAO UES fra Russland fra arenaen og overføringen av samspillet mellom elektriske kraftindustrienheter til markedsrelasjoner, mistet de fleste teknologiske forskriftene sin legitimitet, siden de ble formalisert etter ordre fra RAO.
Obligatoriske krav til utstyr, foreskrevet i dokumenter fra sovjettiden, har lenge mistet sin juridiske status, dessuten er mange av dem moralsk utdaterte og samsvarer ikke med moderne teknologiutvikling.
I mellomtiden, "siden 2002 har energisektorens enheter introdusert nye enheter i massevis - nytt utstyr ble aktivt installert innenfor rammen av CSA, storskala investeringsprogrammer ble implementert og et stort antall energianlegg ble bygget. Som et resultat viste det seg at forskjellig utstyr i kraftsystemet ofte fungerer inkonsekvent," bemerket Andrey Tcherezov.
"Vi har mange elektrisitetsenheter, og samspillet mellom dem må reguleres, men det viser seg at de handler uavhengig," sa viseminister for energi i den russiske føderasjonen Andrei Tcherezov umiddelbart etter ulykken.
Kun normativ regulering av teknologiske aktiviteter kan sikre koordinert drift av elementene i energisystemet. Og for dette er det nødvendig å lage et gjennomsiktig og teknisk korrekt system med generelt bindende krav til elementene i energisystemet og handlingene til industrienheter.
"Det bør ikke være autonom funksjon, fordi vi jobber i et enkelt energisystem, og følgelig har det russiske energidepartementet til hensikt å regulere alt gjennom forskrifter," understreket Andrey Tcherezov.
— Det er nødvendig å skape klare, forståelige forhold – hvem som har ansvaret for systemet, nødautomatisering, for dets funksjonalitet, innstillinger.
Departementet har startet et arbeid med å forbedre reglene for etterforskning av ulykker med tanke på en helhetlig systematisering av årsakene, skape mekanismer for å fastsette og iverksette tiltak for å forebygge dem. «Disse reglene definerer utelukkende tekniske krav til utstyr, uten å begrense friheten til å velge produsent. Dette dokumentet spesifiserer heller ikke tidsrammen for rekonfigurering eller utskifting av utstyr, sa Andrey Tcherezov.
Det russiske energidepartementet organiserte arbeid for å gjenopprette systemet med obligatoriske krav i industrien, som ikke ble ordentlig utviklet under energireformen. Føderal lov nr. 196-FZ datert 23. juni 2016 ble vedtatt, som konsoliderer myndighetene til regjeringen i Den russiske føderasjonen eller det føderale utøvende organet som er autorisert av den til å etablere obligatoriske krav for å sikre påliteligheten og sikkerheten til elektriske kraftsystemer og elektriske kraftanlegg.
For tiden utvikles dusinvis av regulatoriske rettsakter og bransjeomfattende regulatoriske og tekniske dokumenter og forberedes for vedtak i samsvar med planer godkjent på nivået av den russiske regjeringen.
I august instruerte landets president energidepartementet om å legge fram forslag for å forhindre massestrømbrudd. Et av de første trinnene bør være vedtakelsen av det viktigste systemdokumentet - Reglene for drift av elektriske kraftsystemer. Prosjektet hans er allerede forelagt den russiske regjeringen for vurdering. Disse generelt bindende reglene vil sette rammene for regulatorisk og teknisk regulering - de vil etablere sentrale teknologiske krav til driften av energisystemet og dets inngående anlegg. I tillegg er det nødvendig å vedta mange spesifikke regulatoriske og tekniske dokumenter på energidepartementets nivå.
Prosjekter for mange av dem er utviklet og har vært i offentlig diskusjon. En rekke nødhendelser de siste årene i UES i Russland tvinger kraftingeniører til å skynde seg.
"En av hovedoppgavene i dag er å rette investeringer til å optimalisere det eksisterende energisystemet, og ikke til å bygge opp energisystemet som en ressurs som ennå ikke er mulig å operere optimalt," sa Evgeny Grabchak, direktør for avdelingen for operasjonell kontroll og ledelse i den elektriske kraftindustrien til det russiske energidepartementet, ved det internasjonale forumet for energieffektivitet og energiutvikling "Russian Energy Week" (Moskva, St. Petersburg, 5. - 7.10.2017)
«Ved å ta utgangspunkt i ett enkelt koordinatsystem, entydig definere alle subjekter og objekter, beskrive deres interaksjon, og også lære å kommunisere på samme språk, vil vi kunne sikre ikke bare horisontal og vertikal integrasjon av alle informasjonsstrømmer som sirkulerer i elkraftindustrien, men også koble desentralisert senterledelse med en enhetlig logikk for at regulatoren skal ta nødvendige korrigerende beslutninger. Dermed vil det på en evolusjonær måte bli laget verktøy for å modellere oppnåelsen av den grunnleggende tilstanden til fremtidens elektriske kraftindustri, og vi ser det i den optimale kostnaden per enhet elektrisitet - en kilowatt på et gitt sikkerhetsnivå og pålitelighet, - forklart Evgeniy Grabchak.
Etter hans mening vil det parallelt være mulig å oppnå ytterligere fordeler ikke bare for regulatoren og individuelle anlegg, men også for relaterte selskaper og staten som helhet.
— Blant disse fordelene vil jeg først og fremst merke meg etableringen av nye markeder for tjenestetjenester, disse er: prediktiv modellering av tilstanden til energisystemet og dets individuelle elementer; livssyklusanalyse; analyser av optimal prosesskontroll; analyser om driften av systemet og dets individuelle elementer; analyser for å utvikle nye teknologier og teste eksisterende; dannelse av industriordrer for industrien og vurdering av lønnsomheten ved å lage produksjon av elektriske og relaterte produkter; utvikling av logistikktjenester, tjenester for optimalisering av kapitalforvaltning, og mye mer. Men for å implementere disse endringene, i tillegg til å definere et enkelt koordinatsystem, er det nødvendig å snu trenden med å introdusere avanserte, men unike og ikke-integrerte teknologier.
P. S.
2. oktober ble Vitaly Sungurov, som tidligere hadde stillingen som rådgiver for direktøren for utviklingsstyring av UES i SO UES JSC, og før det ledet en rekke regionale utsendelsesavdelinger, utnevnt til stillingen som generaldirektør for avdelingen. av SO UES JSC "United Dispatch Office of the Energy System of the East" (UDE East) Systemoperatør.
Fra 2014 til 2017 var Vitaly Leonidovich Sungurov direktør for Udmurt RDU og Perm RDU grenene. I løpet av denne perioden tok Vitaly Sungurov en aktiv del i prosessen med strukturell optimalisering av systemoperatøren. Under hans ledelse ble et prosjekt implementert med suksess for å utvide driftssonen til Perm Regional Dispatch Office, som overtok funksjonene for operasjonell ekspedisjonskontroll av det elektriske kraftregimet til Unified Energy System of Russia på territoriet til Udmurt-republikken og Kirov-regionen.
Basert på resultatene av den årlige inspeksjonen, som fant sted fra 24. til 26. oktober, mottok filialen til SO UES JSC "United Dispatch Office of the East Energy System" (UDE East) et sertifikat om beredskap for arbeid høst-vinteren periode (AWP) 2017/2018.
Resultatene av nødopplæringen bekreftet beredskapen til systemoperatørens ekspedisjonspersonell til effektivt å samhandle med driftspersonellet til elektriske kraftindustrienheter under beredskap, samt å sikre pålitelig drift av United Energy System of the East om høsten -vinterperioden 2017/2018.
En av hovedbetingelsene for å få et pass for beredskap til å jobbe i OZP er mottak av beredskapspass av alle regionale ekspedisjonsavdelinger (RDU) i operasjonssonen til SO UES JSC-filialen ODU. Alle RDU-er i operasjonssonen til ODU Vostok besto inspeksjoner i løpet av oktober og mottok pass for beredskap til å jobbe i OZP 2017/2018. Mottak av beredskapssertifikater fra filialene til SO UES JSC ODU og RDU er en obligatorisk betingelse for utstedelse av et sertifikat om beredskap til arbeid i den kommende vintersonen til systemoperatøren
JSC "System Operator of the Unified Energy System", PJSC "Yakutskenergo" og filialen til PJSC "FGC UES" MES of the East gjennomførte vellykket et fullskala eksperiment som beviste muligheten for å gjenopprette strømforsyningen til forbrukere i Central Energy District (CER) av kraftsystemet til Republikken Sakha (Yakutia) fra United Energy System (UPS) i øst ved å flytte skillepunktet mellom dem.
Eksperimentet ble utført på initiativ fra PJSC Yakutskenergo i avtale med JSC SO UES og ved avgjørelse fra hovedkvarteret for å sikre sikkerheten til strømforsyningen til Republikken Sakha (Yakutia). Hensikten med eksperimentet var å teste handlingene til avsender og driftspersonell når de gjenoppretter strømforsyningen til ulusene (distriktene) som ligger på høyre bredd av Lena-elven i det sentrale energidistriktet i Yakut Energy System fra IPS øst via 220 kV kabel-luftledning (OCL) Nizhny Kuranakh - Maya.
Spesialister fra grenene til SO UES JSC United Management of the Energy System of the East (ODU East), Regional Dispatch Management of the Energy System of the Amur Region (Amur RDU) med deltakelse av spesialister fra grenen av SO UES JSC Regional Dispatch Management of the Republic of Sakha (Yakutia) (Yakutsk RDU) og PJSC "SO UES" Yakutskenergo" utviklet programmet, bestemte kravene til parametrene for det elektriske kraftregimet til UES of the East og det sentrale energisystemet til Yakut Energy System, og skapte kretsregimeforhold for å drive belastningen til det sentrale energisystemet fra UES i øst. Byttet ble kontrollert av kommandoer fra ekspedisjonspersonellet til Amur Regional Dispatch Office og Technological Management Department ved PJSC Yakutskenergo.
Under eksperimentet, som varte i over 21 timer, ble skillepunktet mellom IPS of the East og det sentrale energisystemet til energisystemet i Republikken Sakha (Yakutia) flyttet dypt inn i Central Energy District, som et resultat av som noen av forbrukerne i Yakutia mottok strøm fra IPS of the East. Den maksimale øyeblikkelige verdien av kraftstrømmen nådde 70 MW totalt, over en million kWh elektrisitet ble overført til forbrukere i den sentrale delen av Yakutia.
"Resultatene som ble oppnådd bekreftet muligheten for å gjenopprette strømforsyningen til ulusene over elven i det sentrale energidistriktet i Yakut Energy System fra IPS East i tilfelle ulykker ved genereringsutstyret i denne energiregionen. Også under eksperimentet , ble data innhentet, hvis analyse vil tillate oss å utvikle tiltak for å optimalisere koblingsprosessen og redusere tiden for avbrudd i strømforsyningen til forbrukere når de flytter skillepunktet mellom Central Electric Power District og UPS of the East. bemerket Natalya Kuznetsova, direktør for regimeledelse og sjefssender for UPS i øst.
For øyeblikket opererer de vestlige og sentrale energiregionene i kraftsystemet til Republikken Sakha (Yakutia) med en total installert kraftverkskapasitet på 1,5 GW isolert fra Unified Energy System of Russia og operasjonell utsendelseskontroll på deres territorium utføres ut av PJSC Yakutskenergo. I 2016, som forberedelse til implementeringen av operativ utsendelseskontroll av energisystemet i Republikken Sakha (Yakutia) som en del av de vestlige og sentrale energidistriktene og organiseringen av tilkoblingen av disse energidistriktene til den andre synkrone sonen i UES of Russia - UES of the East - Yakutskoye-grenen til SO UES JSC ble opprettet RDU. Den vil påta seg funksjonene for operativ utsendelseskontroll på territoriet til de vestlige og sentrale energidistriktene til Yakut energisystem vil bli utført etter at regjeringen i Den russiske føderasjonen har innført passende endringer i reguleringsdokumentene og ekskluderer Yakut energisystemet fra liste over isolerte.