UES Wschód – 50

Zjednoczony Wschód

Decyzja o utworzeniu Jednolitego Systemu Energetycznego Wschodu w oparciu o systemy energetyczne regionu Amur, Primorsky i Terytorium Chabarowska i Żydowskiego Obwodu Autonomicznego (z czasem system energetyczny południowej części Jakucji dołączył do IPS Wschodu) został przyjęty przez Ministerstwo Energii ZSRR. Na mocy tego samego rozkazu o numerze 55A utworzono Dział Ekspedycji Operacyjnej (ODD) Wschodu, obecnie oddział UES System Operator JSC. Droga od decyzji do utworzenia IPS trwała dwa lata - 15 maja 1970 r. Połączyły się systemy energetyczne Amur i Chabarowsk. I chociaż na terenie Dalekowschodniego Okręgu Federalnego do dziś (na północy Jakucji, w Magadanie i Regiony Sachalin, na Kamczatce i Czukotce, a także w Nikołajewskim Okręgu Energetycznym na Terytorium Chabarowskim), od tego czasu JES Wschodu stał się najważniejszą częścią sektora energetycznego regionu. Obejmuje elektrownie o łącznej mocy zainstalowanej 9,5 GW (stan na 1 stycznia 2018 r.). IPS Wschodu został połączony z IPS Syberii trzema liniami przesyłowymi 220 kV, które w 2015 roku zostały po raz pierwszy włączone do równoległej pracy synchronicznej.

Wznieś się ponad zaściankowe interesy

Zdaniem jednego z byłych przywódców UES Wschodu, Siergieja Drugowa, rozwój UES Wschodu nie zawsze przebiegał gładko – na przeszkodzie stanęły zwłaszcza interesy lokalne. „Na przykład przywódcy regionu amurskiego nie byli kiedyś zainteresowani budową linii energetycznych na terytorium Chabarowska, ponieważ na jego terytorium pojawiło się potężne źródło - elektrownia wodna Zeya. Kierownictwo Terytorium Chabarowskiego negatywnie odnosiło się do budowy elektrowni cieplnej Burejskaja, uznając za konieczne budowanie obiektów energetycznych tylko na terenie regionu i tylko tych, które są podłączone do własnych odbiorców” – wspomina Siergiej Drugow.

Jednak kryzysy dostaw energii (obwód amurski – 1971–1973; terytorium chabarowskie – 1981–1986; terytorium primorskie – 1998–2001) zmusiły regiony i ich przywódców do połączenia sił. Potrzebne były potężne linie energetyczne pomiędzy zakładami wytwórczymi a głównymi ośrodkami zużycia. Te pierwsze skupiają się na zachodzie regionu (elektrownie wodne Zeyskaya i Bureyskaya, państwowa elektrownia obwodowa Neryungrinskaya), drugie - na południowym wschodzie (w Primorye i Chabarowsku).

Ponadto

W ostatnich latach zużycie energii elektrycznej przez Jednolity System Energetyczny Wschodu oraz systemy elektroenergetyczne podmiotów wchodzących w skład federacji zauważalnie rośnie, okresowo aktualizując historyczne maksima. JES Wschodu posiada rezerwę mocy, która pozwala np. na eksport energii elektrycznej do sąsiednich Chin, jednak aby uniknąć problemów w najbliższej przyszłości, potrzebne są nowe moce wytwórcze i dalszy rozwój sieci.

Wiele się robi w tym kierunku. Drugi etap elektrociepłowni Blagoveshchenskaya już działa (dodatkowa zainstalowana moc elektryczna wynosi 120 MW, moc cieplna 188 Gcal/h). Uruchomienie Elektrociepłowni Wostochnaja we Władywostoku zaplanowano na trzeci kwartał 2018 roku (zainstalowana moc elektryczna wyniesie 139,5 MW, moc cieplna – 421 Gcal/h; stacja zapewni ciepło i ciepłą wodę dla ponad 300 tys. odbiorców w mieście ). W przyszłym roku nowa elektrociepłownia w mieście Sovetskaya Gavan powinna produkować energię elektryczną (zainstalowana moc elektryczna wyniesie 120 MW, moc cieplna - 200 Gcal/h).

Rostekhnadzor wydał akt śledztwa w sprawie przyczyn awarii systemowej, która miała miejsce 1 sierpnia 2017 r. w Zjednoczonym Systemie Energetycznym Wschodu (UES Wostok) – awarii, w wyniku której pozbawionych prądu zostało ponad 1,7 mln ludzi w kilku regionach Dalekiego Wschodu Okręg Federalny.

W Protokole wymienia się wszystkich głównych uczestników zdarzeń, dziesiątki oznak wypadku, okoliczności techniczne, braki organizacyjne, przypadki niezastosowania się do poleceń dyspozytora oraz fakty związane z niewłaściwą obsługą urządzeń, błędami projektowymi i naruszeniami normatywnych aktów prawnych, pokazując, że główną i w zasadzie jedyną przyczyną tego, co się wydarzyło, była nieskoordynowana praca elementów systemu energetycznego. Ten sam powód leży u podstaw większości wypadków systemowych.

Linia 500 kV w pobliżu Chabarowska była w naprawie, 1 sierpnia o godzinie 22 czasu lokalnego doszło do nadmiernego wyłączenia (zwarcie w wyniku przejścia pod przewodami ponadgabarytowego obciążenia) linii 220 kV Federalnej Spółki Sieciowej (FGC). Następnie odłączono drugą linię przesyłową 220 kV. Powodem jest błędna konfiguracja zabezpieczeń i automatyki przekaźnikowej (RPA), która nie uwzględnia możliwości pracy linii elektroenergetycznych przy takim obciążeniu. Odłączenie drugiej linii przesyłowej 220 kV spowodowało podział IPS Wschód na dwie części. Następnie system automatycznej regulacji mocy w elektrowni RusHydro nie działał prawidłowo, co spowodowało dalszy rozwój awarii i jej skalę. Efektem jest wyłączenie kilku linii energetycznych, w tym prowadzących do Chin.

— Zadziałały systemy zabezpieczeń i automatyki awaryjnej, a wiele urządzeń energetycznych przestało działać. Zmieniły się parametry pracy sześciu stacji. Sieci dystrybucyjne zostały uszkodzone” – powiedziała RG Olga Amelchenko, przedstawicielka Far Eastern Distribution Network Company JSC.

W efekcie powstał ujednolicony system energetyczny południa Daleki Wschód podzielony na dwie wyodrębnione części: nadwyżkę i deficyt. W obu przypadkach doszło do przestojów. W stanie nadmiarowym zadziałało zabezpieczenie urządzeń wytwórczych i sieci elektroenergetycznej, a w stanie niedoborowym zadziałało automatyczne odciążenie częstotliwościowe.

Oficjalną przyczyną zdarzenia było „nierówne działanie elementów systemu elektroenergetycznego”.

Według protokołu dochodzenia Rostechnadzora głównymi przyczynami wypadku są „nadmierne działanie urządzeń zabezpieczających przekaźniki, nieprawidłowe działanie automatycznych systemów sterowania urządzeniami generującymi, niedociągnięcia w algorytmie zastosowanym przez twórcę do funkcjonowania automatyki awaryjnej w 220 sieć kV, uchybienia w eksploatacji urządzeń sieci elektrycznej.”

To, co wydarzyło się 1 sierpnia, nie było nawet wypadkiem, ale serią wypadków. W 2012 r. doszło do 78 wypadków systemowych, w pierwszych ośmiu miesiącach 2017 r. było ich zaledwie 29. Awarii poważnych jest mniej, ale niestety mają one większą skalę. W 2017 roku doszło do pięciu takich awarii, które miały konsekwencje na dużą skalę – podział systemu elektroenergetycznego na izolowane części, wyłączenie dużej części generacji oraz masową przerwę w dostawie prądu.

Głównym problemem jest brak w branży obowiązkowych wymagań dotyczących parametrów urządzeń i ich skoordynowanej pracy w ramach Jednolitego Krajowego Systemu Energetycznego. Niektóre masa Krytyczna, co doprowadziło do ostatnich wypadków na dużą skalę.

Drobny problem, który można było szybko naprawić, przerodził się w poważny incydent mający konsekwencje dla całego systemu. Na każdym etapie sytuację pogarszały nieprawidłowe działania automatyki zaprojektowanej i skonfigurowanej przez ludzi. Zareagowała niewłaściwie.

Wiceminister energii Federacji Rosyjskiej Andriej Czerezow jako jedną z głównych przyczyn awarii w rosyjskim systemie energetycznym wymienił nieskoordynowaną pracę urządzeń; działanie to nie miało oparcia w żadnych ramach regulacyjnych; ostatecznie okazało się, że różne urządzenia w system energetyczny często działa w sposób nieskoordynowany.

Po zakończeniu reformy branży nie powstał już nowy „kodeks” funkcjonowania elektroenergetyki. Wraz z odejściem z areny RAO JES z Rosji i przeniesieniem interakcji pomiędzy podmiotami branży elektroenergetycznej na stosunki rynkowe, większość regulacji technologicznych straciła na ważności, gdyż zostały sformalizowane zarządzeniami RAO.

Obowiązkowe wymagania dotyczące sprzętu określone w dokumentach Epoka radziecka, już dawno utraciły status prawny, ponadto wiele z nich jest moralnie przestarzałych i nie są z nimi zgodne nowoczesny rozwój technologie.

Tymczasem „od 2002 roku podmioty energetyczne wprowadzały masowo nowe urządzenia – w ramach CDA aktywnie instalowano nowy sprzęt, realizowano zakrojone na szeroką skalę programy inwestycyjne, duża liczba obiekty energetyczne. W efekcie okazało się, że często różne urządzenia w systemie elektroenergetycznym pracują nierównomiernie” – zauważył Andriej Czerezow.

„Mamy wiele podmiotów elektroenergetycznych i trzeba uregulować interakcję między nimi, ale okazuje się, że działają niezależnie” – powiedział bezpośrednio po wypadku wiceminister energii Federacji Rosyjskiej Andriej Czerezow.

Tylko normatywne uregulowanie działań technologicznych może zapewnić skoordynowaną pracę elementów systemu energetycznego. A do tego konieczne jest stworzenie przejrzystego i poprawnego technicznie systemu wymagań ogólnie obowiązujących dla elementów systemu energetycznego i działań podmiotów branżowych.

„Nie powinno być autonomicznego funkcjonowania, ponieważ pracujemy w jednym systemie energetycznym, w związku z czym rosyjskie Ministerstwo Energii zamierza wszystko regulować w drodze rozporządzeń” – podkreślił Andriej Czerezow.

— Należy stworzyć jasne, zrozumiałe warunki – kto jest odpowiedzialny za system, automatykę awaryjną, za jej funkcjonalność, ustawienia.

Ministerstwo rozpoczęło prace nad udoskonaleniem zasad badania wypadków pod kątem kompleksowego usystematyzowania przyczyn, stworzenia mechanizmów ustalania i wdrażania środków zapobiegawczych. „Te zasady określają wyłącznie wymagania techniczne do sprzętu, nie ograniczając swobody wyboru producenta. Ponadto dokument ten nie określa ram czasowych rekonfiguracji lub wymiany sprzętu” – powiedział Andriej Czerezow.

Rosyjskie Ministerstwo Energii zorganizowało prace nad przywróceniem systemu obowiązkowych wymagań w branży, który nie został odpowiednio opracowany w czasie reformy energetycznej. Przyjęty prawo federalne z dnia 23 czerwca 2016 r. nr 196-FZ, który konsoliduje uprawnienia Rządu Federacji Rosyjskiej lub upoważnionego przez niego organu federalnego władza wykonawcza ustalenie obowiązkowych wymagań dotyczących zapewnienia niezawodności i bezpieczeństwa systemów elektroenergetycznych i obiektów elektroenergetycznych.

Obecnie opracowywane i przygotowywane są do przyjęcia dziesiątki regulacyjnych aktów prawnych oraz ogólnobranżowych dokumentów regulacyjnych i technicznych, zgodnie z planami zatwierdzonymi na poziomie rządu rosyjskiego.

W sierpniu prezydent kraju zlecił Ministerstwu Energii przedstawienie propozycji mających na celu zapobieganie masowym przerwom w dostawie prądu. Jednym z pierwszych kroków powinno być przyjęcie najważniejszego dokumentu systemowego – Regulaminu Ruchu Systemów Elektroenergetycznych. Jego projekt został już przedstawiony rządowi rosyjskiemu do rozpatrzenia. Te ogólnie obowiązujące zasady wyznaczą ramy regulacji regulacyjnych i technicznych – ustanowią kluczowe wymagania technologiczne dotyczące funkcjonowania systemu energetycznego i jego obiektów składowych. Ponadto konieczne jest przyjęcie wielu szczegółowych dokumentów regulacyjnych i technicznych na poziomie Ministerstwa Energii.

Dla wielu z nich powstały projekty, które przeszły publiczną dyskusję. Seria zdarzeń nadzwyczajnych ostatnie lata w UES Rosji zmusza energetyków do pośpiechu.

„Jednym z kluczowych zadań jest dziś ukierunkowanie inwestycji na optymalizację istniejącego systemu energetycznego, a nie na budowanie systemu energetycznego jako zasobu, który nie jest jeszcze możliwy do optymalnego funkcjonowania” – powiedział Jewgienij Grabczak, dyrektor Departamentu Kontroli Operacyjnej i Zarządzanie w elektroenergetyce Ministerstwa Energii Rosji na Międzynarodowym Forum Efektywności Energetycznej i Rozwoju Energii „Russian Energy Week” (Moskwa, St. Petersburg, 5 - 7.10.2017)

„Opierając się na jednym układzie współrzędnych, jednoznacznie definiując wszystkie podmioty i przedmioty, opisując ich wzajemne oddziaływanie, a także ucząc się porozumiewania się w tym samym języku, będziemy w stanie zapewnić nie tylko poziomą i pionową integrację wszelkich przepływów informacji, które krążą w elektroenergetyce, ale także powiązać zarządzanie zdecentralizowanymi ośrodkami z ujednoliconą logiką, dzięki której regulator może podejmować niezbędne decyzje naprawcze. Tym samym w sposób ewolucyjny powstaną narzędzia umożliwiające modelowanie osiągnięcia stanu podstawowego elektroenergetyki przyszłości i widzimy to w optymalnym koszcie na jednostkę energii elektrycznej – kilowat przy danym poziomie bezpieczeństwa i niezawodność - wyjaśnił Evgeniy Grabchak.

Jego zdaniem równolegle możliwe będzie osiągnięcie dodatkowych korzyści nie tylko dla regulatora i poszczególnych obiektów, ale także dla powiązanych z nim spółek i całego państwa.

— Wśród tych zalet wymienię przede wszystkim utworzenie nowych rynków usług usługowych, są to: predykcyjne modelowanie stanu systemu energetycznego i jego poszczególnych elementów; szacowanie cyklu życia; optymalna analiza kontroli procesy technologiczne; analityka działania systemu i jego poszczególnych elementów; analityka na potrzeby opracowywania nowych technologii i testowania istniejących; tworzenie zamówień branżowych dla przemysłu i ocena opłacalności tworzenia produkcji wyrobów elektrycznych i pokrewnych; rozwój usług logistycznych, usługi optymalizacji zarządzania aktywami i wiele innych. Jednakże, aby wdrożyć te zmiany, oprócz zdefiniowania ujednolicony system współrzędnych konieczne jest odwrócenie trendu wprowadzania zaawansowanych, ale unikalnych i niezintegrowanych technologii.

P. S.

2 października na to stanowisko dyrektor generalny Witalij Sungurow, który wcześniej zajmował stanowisko doradcy dyrektora ds. zarządzania rozwojem JES w SO UES JSC, a wcześniej kierował szeregiem regionalnych działów wysyłkowych Operatora Systemu, został powołany do oddziału SO UES JSC „ Zjednoczone Zarządzanie Dyspozytorskie Systemu Energetycznego Wschodu” (UDE East).

W latach 2014–2017 Witalij Leonidowicz Sungurow był dyrektorem oddziałów Udmurt RDU i Perm RDU. W tym okresie Witalij Sungurow brał czynny udział w procesie optymalizacji strukturalnej Operatora Systemu. Pod jego kierownictwem z sukcesem wdrożono projekt powiększenia strefy operacyjnej Regionalnego Urzędu Dyspozytorskiego w Permie, który przejął funkcje operacyjnej kontroli dyspozytorskiej reżimu elektroenergetycznego Jednolitego Systemu Energetycznego Rosji na terytorium Republiki Udmurckiej i Republiki Region Kirowski.

Na podstawie wyników corocznej kontroli, która odbyła się w dniach 24-26 października, Oddział SO UES SA „United Dispatch Office of the East Energy System” (UDE East) otrzymał świadectwo gotowości do pracy w okresie jesienno-zimowym okres (AWP) 2017/2018.

Wyniki szkolenia awaryjnego potwierdziły gotowość dyspozytorów Operatora Systemu do skutecznej współpracy z personelem operacyjnym podmiotów elektroenergetycznych podczas reagowania kryzysowego, a także do zapewnienia niezawodnej pracy Zjednoczonego Systemu Energetycznego Wschodu w okresie jesiennym -okres zimowy 2017/2018.

Jednym z głównych warunków uzyskania paszportu gotowości do pracy w OZP jest otrzymanie paszportów gotowości przez wszystkie regionalne wydziały dyspozytorskie (RDU) strefy działania oddziału ODU SO JES SA. Wszystkie RDU strefy operacyjnej ODU Wostok w październiku przeszły pomyślnie kontrole i otrzymały paszporty gotowości do pracy w OZP 2017/2018. Otrzymanie zaświadczeń o gotowości przez oddziały SO UES JSC ODU i RDU jest obowiązkowym warunkiem wydania zaświadczenia o gotowości do pracy w nadchodzącej strefie zimowej Operatorowi Systemu

JSC „Operator Systemu Jednolitego Systemu Energetycznego”, PJSC „Jakutskenergo” i Oddział PJSC „FGC UES” MES Wschodu z sukcesem przeprowadziły eksperyment na pełną skalę, który udowodnił możliwość przywrócenia dostaw energii do odbiorców Centralnego Okręgu Energetycznego (CER) systemu elektroenergetycznego Republiki Sacha (Jakucja) od Zjednoczonego Systemu Energetycznego (UPS) Wschodu poprzez przesunięcie punktu podziału między nimi.

Eksperyment przeprowadzono z inicjatywy PJSC Yakutskenergo w porozumieniu z JSC SO UES i decyzją Centrali Zapewnienia Bezpieczeństwa Dostaw Energii Elektrycznej Republiki Sacha (Jakucja). Celem eksperymentu było sprawdzenie działania dyspozytora i personelu operacyjnego podczas przywracania zasilania ulusów (obwodów) zlokalizowanych na prawym brzegu rzeki Leny w Centralnym Okręgu Energetycznym Jakuckiego Systemu Energetycznego z IPS Wschód poprzez Linia napowietrzna kablowa 220 kV (OCL) Niżny Kuranach – Maja.

Specjaliści z oddziałów SO JES JSC Zjednoczone Zarządzanie Systemem Energetycznym Wschodu (ODU Wschód), Regionalne Zarządzanie Dyspozytorami Systemu Energetycznego Regionu Amur (Amur RDU) z udziałem specjalistów z oddziału SO JSC Regional Zarządzanie wysyłką Republiki Sacha (Jakucja) (Jakuck RDU) i PJSC „SO JES” Jakuckenergo” opracowały Program, określiły wymagania dotyczące parametrów reżimu elektroenergetycznego JES Wschodu i Centralnego Systemu Energetycznego System Energetyczny Jakuta i stworzył warunki reżimowo-obwodowe do zasilania obciążenia Centralnego Systemu Energetycznego z UES Wschodu. Sterowanie przełączaniem przeprowadzono zgodnie z poleceniami personelu dyspozytorskiego Regionalnego Biura Dyspozytorskiego Amur i Działu Zarządzania Technologicznego PJSC Yakutskenergo.

Podczas trwającego ponad 21 godzin eksperymentu punkt podziału pomiędzy IPS Wschodu a Centralnym Systemem Energetycznym systemu energetycznego Republiki Sacha (Jakucja) został pomyślnie przesunięty w głąb Centralnego Okręgu Energetycznego, w wyniku którym część odbiorców Jakucji otrzymywała energię elektryczną od IPS Wschodu. Maksymalna chwilowa wartość przepływu mocy osiągnęła 70 MW, łącznie do odbiorców w centralnej części Jakucji trafiło ponad milion kWh energii elektrycznej.

„Uzyskane wyniki potwierdziły możliwość przywrócenia zasilania węży za rzeką w Centralnym Okręgu Energetycznym Jakuckiego Systemu Energetycznego z IPS Wschód w przypadku awarii urządzeń wytwórczych tego rejonu energetycznego. Również podczas eksperymentu uzyskano dane, których analiza umożliwi opracowanie działań optymalizujących proces przełączania i skracających czas przerw w dostawie prądu do odbiorców przy przesunięciu punktu podziału pomiędzy Centralnym Okręgiem Elektroenergetycznym a UPS Wschodu”, zauważyła Natalya Kuznetsova, dyrektor zarządzania reżimem i główna dyspozytorka UPS Wschodu.

Obecnie zachodnie i centralne regiony energetyczne systemu elektroenergetycznego Republiki Sacha (Jakucja) o łącznej mocy zainstalowanej elektrowni 1,5 GW działają w izolacji od Jednolitego Systemu Energetycznego Rosji, a na ich terytorium prowadzona jest operacyjna kontrola dyspozytorska przez PJSC Yakutskenergo. W 2016 roku w ramach przygotowań do realizacji operacyjnego sterowania dyspozytorskiego systemem energetycznym Republiki Sacha (Jakucji) w ramach Zachodniego i Centralnego Okręgu Energetycznego oraz organizacji przyłączenia tych okręgów energetycznych do II strefy synchronicznej UES Rosji - UES Wschodu - utworzono Oddział Jakucko SO UES JSC RDU. Przejmie funkcje operacyjnej kontroli dyspozytorskiej na terenie zachodniego i centralnego okręgu energetycznego Jakuckiego systemu energetycznego, realizowane będą po wprowadzeniu przez Rząd Federacji Rosyjskiej odpowiednich zmian w dokumentach regulacyjnych i wyłączeniu Jakuckiego systemu energetycznego z lista izolowanych.

Latem ubiegłego roku na wschodzie kraju miało miejsce doniosłe wydarzenie, które słusznie można nazwać znaczącym dla całej branży. Bez większego rozgłosu, ale po raz pierwszy w historii, Zjednoczony System Energetyczny Wschodu został włączony do równoległej pracy synchronicznej ze Zjednoczonym Systemem Energetycznym Syberii, a więc z całą zachodnią częścią Zjednoczonego Systemu Energetycznego Rosji.
Należy wyjaśnić, że JES Rosji obejmuje dwie strefy synchroniczne. Pierwsza obejmuje sześć działających równolegle zintegrowanych systemów energetycznych (IES) – Północno-Zachodni, Środkowy, Południowy, Środkowa Wołga, Ural i Syberia. W drugim jest tylko jeden UPS Wschodu. Łączy systemy energetyczne Obwodu Amurskiego, Terytorium Primorskiego, Terytorium Chabarowskiego i Żydowskiego Okręgu Autonomicznego, a także Regionu Energetycznego Południowego Jakucka. Połączenia elektryczne pomiędzy systemami elektroenergetycznymi Syberii i Dalekiego Wschodu istnieją od połowy lat 80. XX w. – są to trzy linie 220 kV na magistrali transsyberyjskiej i magistrali Bajkał-Amur (pierwsze połączenie, choć z bardzo niewielkim postępem, pojawiło się wzdłuż BAM). Jednak sam fakt istnienia linii to jedno, a długoterminowa, równoległa praca nad nimi to zupełnie co innego. To drugie jest po prostu niemożliwe ze względu na niewystarczającą przepustowość linii, które nie były budowane jako połączenia międzysystemowe, a jedynie w celu zasilania kolei i pobliskich linii. osady. Tym samym JES Wschodu działa w izolacji od pierwszej strefy synchronicznej JES Rosji – linie łączące są otwarte w jednej z podstacji na terytorium Terytorium Transbajkał. Na wschód od tego punktu podziału konsumenci (głównie Transbaikal Kolej żelazna) otrzymują władzę od IPS Wschodu, a na zachodzie - od IPS Syberii.

Centrum kontroli ODU Wostok. Najnowsze przygotowania do pierwszego doświadczenia równoległej pracy obu stref synchronicznych JES Rosji

Punkt podziału pomiędzy strefami synchronicznymi nie jest statyczny. Kilkadziesiąt razy w roku jest przenoszony z jednej podstacji trakcyjnej do drugiej - z Holbonu do Skovorodino. Odbywa się to głównie w celu zapewnienia napraw – planowych i awaryjnych – linii, podstacji itp. W praktyce przesunięcie punktu separacji wiąże się z koniecznością krótkotrwałego odłączenia odbiorców zasilanych z linii międzysystemowych i oczywiście powoduje niedogodności. Najbardziej nieprzyjemnym skutkiem jest wymuszona przerwa w ruchu pociągów na odcinku Trans-Bajkał Kolej Transsyberyjska na przejazdach pomiędzy kilkoma podstacjami trakcyjnymi. Jego czas trwania wynosi zwykle od 30 minut do dwóch godzin. A jeśli podczas planowanych przesunięć rozgraniczenia ucierpi zwykle tylko ruch towarowy, to podczas przesiadek awaryjnych zdarza się, że zatrzymują się także pociągi pasażerskie.
Na przełomie lipca i sierpnia Operator Systemu (JSC SO UES), którego główną funkcją jest wdrożenie scentralizowanej kontroli operacyjnej w JES Rosji, wspólnie z Federal Grid Company (PJSC FGC UES) przeprowadził testy przesyłania punkt odcięcia bez obciążeń spłaty. Aby to zrobić, na krótki czas zorganizowano równoległy synchroniczny (to znaczy z jedną częstotliwością). prąd elektryczny) prace UES Wschodu i UES Syberii.

Miejsce pracy dyspozytora

Przede wszystkim badania miały potwierdzić samą możliwość krótkotrwałej pracy równoległej systemów elektroenergetycznych na długich – ponad 1300 km – liniach 220 kV, które nigdy nie były przeznaczone do takich celów i dlatego nie są wyposażone w odpowiedni sprzęt. : automatyka operacyjna i awaryjna. O złożoności zadania decydował fakt, że po raz pierwszy takie testy przeprowadzono w Rosji; mówiąc pompatycznie, był to krok w nieznane.
Punktem synchronizacji obu IPS podczas testów była podstacja 220 kV Mogocha, której przełączniki sekcyjne podczas niedawnej rekonstrukcji zostały wyposażone w urządzenia do wychwytywania i monitorowania synchronizmu (a dokładniej automatycznego ponownego załączenia US (KS). ich ustawieniach specjaliści Operatora Systemu określili dopuszczalny kąt przełączania synchronicznego oraz dopuszczalną różnicę częstotliwości w IPS Wschodu i IPS Syberii.Wyliczono także granice stabilności statycznej i dynamicznej.Ponadto ponieważ linie nie są wyposażone w automatyczną eliminację trybu asynchronicznego (ALAR), w podstacji Mogocha zorganizowano tymczasowe odcięcie prądu. Wykorzystano rejestratory systemu monitorowania stanów przejściowych (SMPR) w Kharanorskaya GRES na terytorium Trans-Bajkał, dodatkowo urządzenia tego typu zainstalowano w stacjach Mogocha i Skoworodino.. Wyjaśnię trochę: rejestratory SMPR przeznaczone są do zbierania w czasie rzeczywistym informacji o parametrach reżimu elektroenergetycznego systemu elektroenergetycznego.
Faktem jest, że samo połączenie równoległe było więcej proste zadanie niż zapewnienie późniejszej pracy równoległej. Wspomniany wyłącznik sekcyjny był włączany automatycznie na polecenie urządzenia synchronizującego, gdy różnica częstotliwości i kąt pomiędzy wektorami napięcia UPS Wschód i UPS Syberia mieściły się w dopuszczalnym zakresie. Trudniejsze było jednak utrzymanie nowego trybu wspólnego działania dwóch ogromnych basenów energii, tak aby nie doszło do ich przypadkowego rozdzielenia. Podczas serii eksperymentów kontrolowano reżim, regulując przepływ mocy czynnej pomiędzy IPS Wschodu i IPS Syberii o wartość od 20 do 120 MW. Regulację przepływu i częstotliwości w podłączonych systemach elektroenergetycznych przeprowadzono za pomocą system scentralizowany automatyczna kontrola przepływów częstotliwości i mocy (CS ARFM) UES Wschodu, do których podłączone są HPP Zeyskaya i Bureyskaya, a także personel dyspozytorski ODU Wschodu (oddział Operatora Systemu) z centrum dyspozytorskiego w Chabarowsku. Najcenniejsze informacje niezbędne do określenia charakterystyki i warunków pracy równoległej IPS Wschodu i IPS Syberii zostały zarejestrowane w czasie rzeczywistym za pomocą rejestratorów SMPR i środków kompleksu informacji operacyjnej SO JES OJSC.
Łączny czas wspólnej pracy basenów mocy w dziewięciu eksperymentach przekroczył trzy godziny. Pomyślnie przeprowadzone testy nie tylko wykazały możliwość krótkotrwałej równoległej pracy Zjednoczonych Systemów Energetycznych Wschodu i Syberii, ale także umożliwiły doświadczalne określenie optymalnych parametrów ustawienia CS JUE Wschodu, a także dostarczyło danych do opracowania działań poprawiających niezawodność pracy systemów energetycznych.

Moment historyczny - centrala po raz pierwszy wyświetla przepływ mocy pomiędzy IPS Wschodu i IPS Syberii przez włączony wyłącznik w stacji 220 kV Mogocha

Uzyskane wyniki i pozytywne doświadczenia pozwolą w przyszłości znacznie zwiększyć niezawodność zasilania odbiorców poprzez krótkotrwałe włączenie pracy równoległej IPS Wschodu i IPS Syberii przy każdorazowym przesunięciu punktów separacji. W takim przypadku zasilanie wszystkich odbiorców podłączonych do międzysystemowych linii elektroenergetycznych wzdłuż Kolei Transsyberyjskiej we wschodniej części Terytorium Transbajkałskiego nie zostanie przerwane – odbiorcy nawet nie zauważą momentu przełączenia.
Jednak sukces testów nie oznacza natychmiastowego, jak za dotknięciem czarodziejskiej różdżki magiczna różdżka, zmiany sytuacji w zakresie krótkoterminowych spłat konsumentów. Aby to osiągnąć, konieczne jest jeszcze wyposażenie rozjazdów sekcyjnych w urządzenia synchronizacyjne na dwudziestu dwóch podstacjach tranzytu trakcyjnego 220 kV Erofiej Pawłowicz – Mogocza – Chołbon należący do Kolei Rosyjskich. Kwestia konieczności przeprowadzenia takich prac została podniesiona na posiedzeniu rządowej komisji ds. zapewnienia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej na terenie Dalekowschodniego Okręgu Federalnego, które odbyło się 5 września we Władywostoku. W efekcie Koleje Rosyjskie otrzymały zlecenie opracowania i zatwierdzenia planu działań obejmującego montaż urządzeń synchronizacyjnych na zwrotnicach sekcyjnych w celu przeniesienia punktu separacji pomiędzy JES Wschodu i UES Rosji bez zrzutu obciążenia.

Technolodzy monitorują przebieg testów. Po lewej stronie Natalya Kuznetsova, kierownik testów, dyrektor kontroli trybu - główny dyspozytor ODU Wschodu. W miejscach pracy dyspozytorów - starszy dyspozytor Siergiej Solomenny i dyspozytor Oleg Stetsenko

Tak czy inaczej, latem ubiegłego roku Operator Systemu i FSK nie tylko przeprowadzili unikalny eksperyment dotyczący równoległej pracy obu stref synchronicznych JES Rosji, ale także stworzyli praktyczne warunki wstępne do radykalnego zwiększenia niezawodności zasilania systemu Transsyberyjski linia kolejowa i inni konsumenci we wschodniej części terytorium Trans-Bajkału.

OJSC „Operator Systemu Jednolitego Systemu Energetycznego” pomyślnie przeprowadziła testy umożliwiające równoległą synchroniczną pracę Zjednoczonych Systemów Energetycznych (UPS) Wschodu i Syberii. Wyniki testów potwierdziły możliwość stabilnej, krótkotrwałej wspólnej pracy połączeń elektroenergetycznych, co umożliwi przesunięcie punktu separacji między nimi bez przerywania dostaw energii do odbiorców.

Celem badań jest określenie głównych charakterystyk, wskaźników i warunków pracy równoległej zintegrowanych systemów elektroenergetycznych Wschodu i Syberii, a także weryfikacja modeli do obliczania warunków ustalonych i stabilności statycznej, stanów nieustalonych i dynamicznych stabilność. Pracę równoległą zorganizowano poprzez synchronizację zjednoczonych systemów elektroenergetycznych Syberii i Wschodu na przełączniku sekcyjnym podstacji 220 kV Mogocha.

Do przeprowadzenia badań w stacji 220 kV Mogocha i stacji 220 kV Skovorodino zainstalowano rejestratory systemu monitorowania stanów przejściowych (SMPR), których zadaniem jest zbieranie w czasie rzeczywistym informacji o parametrach reżimu elektroenergetycznego systemu elektroenergetycznego. Również podczas testów zainstalowano rejestratory SMPR na platformie .

Podczas testów przeprowadzono trzy eksperymenty w równoległym trybie pracy synchronicznej UES Wschodu i UES Syberii z regulacją przepływu mocy czynnej na kontrolowanym odcinku „Skoworodino – Trakcja Erofey Pavlovich” od 20 do 100 MW w kierunek UES Syberii. Parametry reżimu elektroenergetycznego podczas eksperymentów rejestrowano za pomocą rejestratorów SMPR oraz środków kompleksu informacji operacyjnej (OIC), przeznaczonego do odbioru, przetwarzania, przechowywania i przesyłania informacji telemetrycznych o trybie pracy obiektów energetycznych w czasie rzeczywistym.

Sterowanie reżimem elektroenergetycznym podczas pracy równoległej IPS Wschodu z IPS Syberia odbywało się poprzez regulację przepływu mocy czynnej za pomocą System centralny automatyczna kontrola przepływów częstotliwości i mocy (CS ARFM) UES Wschodu, do którego podłączone są Zeyskaya HPP i Bureyskaya HPP, a także personelu dyspozytorskiego ODU East.

W ramach testów zapewniono krótkoterminową równoległą pracę synchroniczną IPS Syberia i IPS Wschód. Jednocześnie wyznaczono doświadczalnie parametry konfiguracyjne CS ARFM UES Wschodu, pracującego w trybie automatycznej regulacji rozpływu mocy z korekcją częstotliwości na odcinku „Skoworodino – Erofey Pavlovich/t”, zapewniając stabilność równoległe działanie UES Wschodu i UPS Syberii.

„Uzyskane wyniki potwierdziły możliwość krótkotrwałego włączenia pracy równoległej UES Wschodu i UES Syberii przy przesunięciu punktu podziału pomiędzy połączeniami elektroenergetycznymi z stacji 220 kV Mogocha. Gdy wszystkie podstacje tranzytowe 220 kV Erofey Pavlovich – Mogocha – Chołbon zostaną wyposażone w środki synchronizacyjne, możliwe będzie przesunięcie punktu podziału pomiędzy IPS Syberii i IPS Wschodu bez krótkotrwałej przerwy w dostawie energii do odbiorców z dowolnej podstacji tranzytowej, co znacznie zwiększy niezawodność zasilania odcinka Transbajkału Kolei Transsyberyjskiej” – zauważyła Natalya Kuznetsova, główna dyspozytorka ODU East.

Na podstawie wyników testów przeprowadzona zostanie analiza uzyskanych danych i opracowane zostaną działania poprawiające niezawodność systemu elektroenergetycznego w kontekście przejścia na krótkoterminową równoległą pracę synchroniczną IPS Syberii i IPS Wschodu.