2.1. Karakteristike strukture Jedinstvenog energetskog sistema Rusije

Šta je UES Rusije?

Jedinstveni energetski sistem Rusije je visoko automatizovani kompleks elektrana, električnih mreža i objekata elektroenergetske mreže koji se razvijaju širom zemlje, ujedinjeni jedinstvenim tehnološkim režimom i centralizovanom operativnom dispečerskom kontrolom.

UES Rusije je najveći sinhroni elektroenergetski sistem na svijetu koji pokriva oko 7 hiljada km od zapada prema istoku i više od 3 hiljade km od sjevera prema jugu.

UES Rusije obezbeđuje pouzdano, ekonomično i kvalitetno snabdevanje električnom energijom sektora privrede i stanovništva Ruske Federacije, kao i snabdevanje električnom energijom elektroenergetskih sistema stranih zemalja.

Razvoj UES Rusije i njegova moderna struktura

Razvoj UES Rusije odvijao se kroz postepeno ujedinjenje i organizaciju paralelnog rada regionalnih energetskih sistema, formiranje međuregionalnih integrisanih energetskih sistema (IES) i njihovo naknadno ujedinjenje u okviru Jedinstvenog energetskog sistema.

Prelazak na ovaj oblik organizovanja elektroprivrede usledio je zbog potrebe racionalnijeg korišćenja energetskih resursa, povećanja efikasnosti i pouzdanosti snabdevanja zemlje električnom energijom.

Krajem 2005. godine, šest integrisanih energetskih sistema radilo je paralelno kao deo Jedinstvenog energetskog sistema Rusije (vidi sliku 2.1) - severozapad, centar, srednja Volga, Ural, jug i Sibir. IPS Istoka, koji uključuje 4 regionalna elektroenergetska sistema Dalekog istoka, radi odvojeno od IPS-a Sibira. Razdjelne tačke između ovih ujedinjenih energetskih sistema nalaze se na tranzitnoj visokonaponskoj liniji 220 kV (VL) “Chitaenergo” - “Amurenergo” i uspostavljaju se promptno u zavisnosti od nastajanja ravnoteže obje energetske asocijacije.

Iskustvo više od 40 godina rada UES Rusije pokazalo je da stvaranje integralnog jedinstvenog sistema, uprkos relativnoj slabosti mrežnih veza iz evropskog dela Rusije – Sibira i Sibira – Dalekog istoka, omogućava značajne uštede. u troškovima proizvodnje električne energije zbog efikasnog upravljanja tokovima električne energije i doprinosi pouzdanom snabdijevanju zemlje energijom.

IPS sjeverozapada

IPS Sjeverozapada uključuje energetske objekte smještene na teritorijama Sankt Peterburga, Murmanska, Kalinjingrada, Lenjingrada, Novgoroda, Pskova, Arhangelske oblasti, Republike Karelije i Komi. UES osigurava sinhroni paralelni rad Jedinstvenog energetskog sistema Rusije sa elektroenergetskim sistemima baltičkih zemalja i Bjelorusije, kao i nesinhroni paralelni rad (preko pretvarača) sa elektroenergetskim sistemom Finske i izvoz električne energije u uključene zemlje. u Skandinavskoj asocijaciji energetskih sistema Nordel (Danska, Finska, Norveška, Švedska).

Prepoznatljive karakteristike severozapadnog IPS-a su:

• dugi (do 1000 km) jednokružni tranzitni nadzemni vodovi 220 kV (Vologda - Arhangelsk - Vorkuta) i 330 kV (Sankt Peterburg - Karelija - Murmansk);
• veliki dio elektrana radi u osnovnom načinu rada (velike nuklearne elektrane i termoelektrane), osiguravajući oko 90% ukupne proizvodnje električne energije u UES-u. S tim u vezi, do regulacije neujednačenosti dnevnih i sezonskih rasporeda ukupne potrošnje energije UES-a dolazi uglavnom zbog međusistemskih tokova električne energije. To dovodi do obrnutog opterećenja unutar- i međusistemskih tranzitnih vodova od 220-750 kV skoro do maksimalno dozvoljenih vrijednosti.

EPS centar

UES Centra je najveći (u smislu proizvodnog potencijala koncentrisanog u njemu) jedinstveni energetski sistem u UES Rusije. IPS centar obuhvata energetske objekte koji se nalaze na teritoriji Moskve, Jaroslavlja, Tvera, Smolenska, Moskve, Ivanova, Vladimira, Vologde, Kostrome, Nižnjeg Novgoroda, Rjazanja, Tambova, Brjanska, Kaluge, Tule, Orjola, Kurska, Belgoroda, Voronježa i Lipecka oblast, a proizvodni kapacitet elektrana udruženja je oko 25% ukupnog proizvodnog kapaciteta Jedinstvenog energetskog sistema Rusije.

Prepoznatljive karakteristike IPS Centra su:

• njegova lokacija na spoju nekoliko ujedinjenih elektroenergetskih sistema (sjeverozapadna, srednja Volga, Ural i jug), kao i energetskih sistema Ukrajine i Bjelorusije;
• najveći specifični udio nuklearnih elektrana u strukturi proizvodnih kapaciteta u UES;
• veliki broj čvorova velike potrošnje energije povezanih sa preduzećima crne metalurgije, kao i velikim industrijskim urbanim centrima (Vologda-Čerepovec, Belgorod, Lipeck, Nižnji Novgorod);
• prisustvo najvećeg moskovskog elektroenergetskog sistema u Rusiji, koji postavlja povećane zahtjeve za osiguranjem pouzdanosti načina napajanja i trenutno ga karakteriziraju visoke stope i velika povećanja potrošnje energije;
• potreba za širokim uključivanjem energetskih jedinica termoelektrana u proces regulacije frekvencija i tokova snage kako bi se povećala fleksibilnost upravljanja režimom i pouzdanost IPS-a.

UPS Srednje Volge

IPS Srednje Volge uključuje energetske objekte koji se nalaze na teritorijama Penza, Samare, Saratovske, Uljanovske oblasti, Mordovske, Tatarske, Čuvaške i Marijske republike.

IPS se nalazi u centralnom dijelu UES Rusije i graniči se sa IPS Centra i Urala, kao i energetskim sistemom Kazahstana. UES obezbeđuje tranzitni prenos električne energije - do 4.300 MW od istoka prema zapadu i do 3.800 MW od zapada prema istoku, što omogućava najefikasnije korišćenje tokom dana proizvodnih kapaciteta kako samog udruženja, tako i UES Centra. , Ural i Sibir.

Posebnost IPS-a Srednje Volge je značajan udio hidrogeneracijskih kapaciteta (HE kaskade Volga-Kama), koji vam omogućava brzu promjenu proizvodnje u širokom rasponu do 4880 MW, pružajući i regulaciju frekvencije u UES-u. Rusije i održavanje vrijednosti tranzitnih tokova iz IPS Centra, Urala i Sibira u određenim granicama.

UPS Urala

UES Urala formiran je od energetskih objekata koji se nalaze na teritorijama Sverdlovske, Čeljabinske, Permske, Orenburške, Tjumenske, Kirovske, Kurganske oblasti, Udmurtske i Baškirske republike. Objedinjuje ih više od 106 hiljada kilometara dalekovoda (četvrtina ukupne dužine nadzemnih vodova UES Rusije) napona 500-110 kilovolti, koji se nalaze na površini od gotovo 2,4 miliona kvadratnih kilometara. UES Urala obuhvata 106 elektrana, čija je ukupna instalirana snaga preko 42 hiljade MW ili 21,4% ukupne instalisane snage elektrana UES Rusije. IPS se nalazi u centru zemlje, na spoju IPS Sibira, Centra Srednje Volge i Kazahstana.

Prepoznatljive karakteristike UES-a Urala su:

• složena višeprstenasta 500 kV mreža, u kojoj se dnevno isključuju dva do osam 500 kV dalekovoda radi planiranih ili hitnih popravki, kao i rezerva napona;
• značajne dnevne fluktuacije u potrošnji električne energije uz večernji pad (stopa do 1200 MW sat) i jutarnji rast (stopa do 1400 MW sat), uzrokovane visokim udjelom industrije u potrošnji Urala;
• veliki udio visoko manevarske blok opreme termoelektrana (58% instalisanog kapaciteta), što omogućava dnevne promjene ukupnog opterećenja elektrana Jedinstvenog energetskog sistema Urala u rasponu od 5000 do 7000 MW i komutacije dva do deset blokova ukupnog kapaciteta od 500 do 7000 MW u rezervu vikendom i praznicima 2000 MW. To omogućava regulaciju međusistemskih tokova iz IPS-a Centra, Srednje Volge, Sibira i Kazahstana i osigurava pouzdano napajanje potrošača na Uralu.

IPS South

IPS juga uključuje energetske objekte koji se nalaze u Krasnodarskoj, Stavropoljskoj teritoriji, Volgogradskoj, Astrahanskoj, Rostovskoj oblasti, Čečeniji, Ingušima, Dagestanu, Kabardino-Balkarskoj, Kalmičkoj, Sjevernoj Osetiji i Karačajsko-Čerkeskoj Republici. UES obezbjeđuje paralelni rad UES Rusije sa energetskim sistemima Ukrajine, Azerbejdžana i Gruzije.

Prepoznatljive karakteristike IPS South su:

istorijski uspostavljeni dijagram električne mreže zasnovane na nadzemnim vodovima 330-500 kV, koji se proteže od sjeverozapada prema jugoistoku duž kavkaskog grebena u područjima sa intenzivnim stvaranjem leda, posebno u podnožju;

neravnomjeran tok rijeka Sjevernog Kavkaza (Don, Kuban, Terek, Sulak), koji ima značajan uticaj na bilans električne energije, što dovodi do nestašice električne energije zimi, uz odgovarajuće opterećenje električne mreže na zapadu -smjer istok, a ljeti višak, sa opterećenjem u suprotnom smjeru;

najveći (u odnosu na druge IPS) udio komunalnog opterećenja u strukturi potrošnje električne energije, što dovodi do naglih skokova potrošnje električne energije s promjenama temperature.

UPS Sibira

UES Sibira je teritorijalno najopsežnija asocijacija u UES Rusije, koja pokriva teritoriju od Omske oblasti u Zapadnom Sibiru do regiona Čita u Istočnom Sibiru. UES obuhvata energetske objekte koji se nalaze na teritoriji Altaja i Krasnojarska, regiona Omsk, Tomsk, Novosibirsk, Kemerovo, Irkutsk, Čita, republika Hakasija, Burjatija i Tyva. Taimyrenergo posluje izolovano. UES objedinjuje oko 87 hiljada kilometara nadzemnih vodova napona 1150–110 kilovolti i više od 46 GW proizvodnog kapaciteta elektrana, od kojih su više od 50% hidroelektrane.

Jedinstveni energetski sistem Sibira stvoren je od nule u kratkom istorijskom periodu. Istovremeno sa izgradnjom moćnih i efikasnih kaskada hidroelektrana i izgradnjom velikih državnih okružnih elektrana na bazi jeftinog površinskog mrkog uglja, stvoreni su veliki teritorijalno-industrijski kompleksi (Bratsk, Ust-Ilimsk, Sayan, Kansk-Ačinsk kompleks goriva i energije - KATEK). Sljedeći korak bila je izgradnja visokonaponskih dalekovoda, stvaranje regionalnih energetskih sistema kroz međusobno povezivanje moćnih elektrana, a zatim formiranje Jedinstvenog energetskog sistema Sibira.

Prepoznatljive karakteristike IPS-a Sibira su:

jedinstvenu strukturu proizvodnih kapaciteta, od kojih više od 50% čine hidroelektrane sa rezervoarima dugoročne regulacije i rezervama od oko 30 milijardi kWh za periode produžene niske vode. Istovremeno, sibirske hidroelektrane proizvode skoro 10% električne energije koju proizvode sve elektrane Jedinstvenog energetskog sistema Rusije;

značajne prirodne fluktuacije godišnjeg protoka rijeka u slivu Angara-Jenisej, čiji se energetski potencijal kreće od 70 do 120 milijardi kWh, sa slabom predvidljivošću sadržaja riječne vode čak i u kratkom roku;

korištenje vršne snage sibirskih hidroelektrana za regulaciju opterećenja evropskog dijela UES-a i regulaciju godišnje neravnomjernosti proizvodnje energije hidroelektrana duž vodotoka rezervama termoelektrana Urala i Centar. U tu svrhu izvedena je izgradnja nadzemnih vodova 500 kV i 1150 kV duž tranzita Sibir - Kazahstan - Ural - centar Srednje Volge sa planiranim preokretom snage do 3-6 miliona kW.

UPS Dalekog istoka

Na Dalekom istoku i krajnjem sjeveru postoje energetski objekti koji se nalaze u Primorskom, Habarovskom području, Amuru, Kamčatki, Magadanu, Sahalinu i Republici Saha (Jakutija). Od toga, elektroenergetski objekti koji se nalaze na

teritorije Amurske oblasti, Habarovske i Primorske teritorije i Južnojakutskog energetskog regiona Republike Saha (Jakutija) ujedinjene su međusistemskim dalekovodima od 500 i 220 kV, imaju jedan režim rada i čine Jedinstveni energetski sistem Istok.

UES Istoka posluje izolovano od UES Rusije, a njegove karakteristične karakteristike su:

prevlast u strukturi proizvodnih kapaciteta termoelektrana (više od 70% instalisanog kapaciteta), koje imaju ograničen opseg regulacije;

ograničene mogućnosti korištenja regulacionih raspona hidroelektrana Zeya i Bureyskaya zbog potrebe da se osigura plovidba rijekama Zeya i Amur;

postavljanje glavnih proizvodnih izvora u sjeverozapadni dio, a glavna potrošna područja na jugoistoku UES;

jedan od najvećih udjela komunalnog opterećenja u potrošnji električne energije u Jedinstvenom energetskom sistemu Rusije (skoro 21%);

dugi vodovi.

Veze između UES Rusije i energetskih sistema stranih zemalja

Krajem 2005. godine, paralelno sa UES Rusije, radili su energetski sistemi Bjelorusije, Estonije, Latvije, Litvanije, Gruzije, Azerbejdžana, Kazahstana, Ukrajine, Moldavije i Mongolije. Kroz energetski sistem Kazahstana, paralelno sa Jedinstvenim energetskim sistemom Rusije, radili su energetski sistemi centralne Azije - Uzbekistana, Kirgizije i Tadžikistana.

Struktura unutrašnjih i eksternih odnosa UES Rusije prikazana je na Sl. 2.2.

Paralelni rad UES Rusije sa energetskim sistemima susjednih zemalja pruža stvarne prednosti povezane sa kombinacijom rasporeda električnih opterećenja i rezervi snage i omogućava međusobnu razmjenu (izvoz/uvoz) električne energije između ovih energetskih sistema (vidi Odjeljak 3.4. ).

Osim toga, finski elektroenergetski sistem, koji je dio Skandinavske asocijacije elektroenergetskih sistema, radio je zajedno sa Jedinstvenim energetskim sistemom Rusije preko uređaja konvertorskog kompleksa Vyborg. Strujom se isporučivala i odabrana područja Norveške i Kine iz ruskih električnih mreža.

2.2. Operativna dispečerska kontrola u UES Rusije

OJSC "SO-TsDU UES" je najviši organ operativnog dispečera

Upravljanje tako velikim sinhrono operativnim udruženjem kao Jedinstveni energetski sistem Rusije složen je inženjerski zadatak koji nema analoga u svijetu.

Da bi se rešio ovaj problem, u Rusiji je kreiran hijerarhijski sistem operativne dispečerske kontrole na više nivoa (videti odeljak 1.1), uključujući: Operator sistema - Centralna dispečerska kontrola (u daljem tekstu SO-CDC UES); sedam teritorijalnih zajedničkih dispečerskih odjeljenja (ODU ili SO-ODU) – u svakom od sedam UES; regionalna dispečerska kontrolna odjeljenja (RDU ili SO-RDU); kontrolne tačke elektrana i elektromrežnih preduzeća; operativni timovi na terenu.

Zadaci i funkcije OJSC SO-TsDU UES

OJSC SO-CDU UES vrši centralizovano operativno i tehnološko upravljanje Jedinstvenim energetskim sistemom Rusije.

Glavni ciljevi OJSC SO-TsDU UES su:

• osiguranje pouzdanosti sistema u uslovima razvoja konkurentskih odnosa u elektroprivredi;
• obezbjeđivanje usklađenosti sa utvrđenim tehnološkim parametrima za funkcionisanje elektroprivrede i standardnim pokazateljima kvaliteta električne energije;
• stvaranje uslova za efikasno funkcionisanje tržišta električne energije (kapaciteta) i obezbjeđivanje ispunjavanja obaveza elektroprivrednih subjekata po ugovorima zaključenim na veleprodajnom i maloprodajnom tržištu električne energije. OJSC SO-CDU UES obavlja sljedeće funkcije unutar UES Rusije:
• predviđanje i osiguranje ravnoteže proizvodnje i potrošnje električne energije;
• planiranje i poduzimanje mjera za osiguranje potrebne rezerve snage za utovar i istovar elektrana;
• operativno upravljanje trenutnim režimima koje vrši dispečersko osoblje;
• korištenje automatske kontrole normalnog i hitnog načina rada;
• sprovođenje bezbednog rada, sprečavanje razvoja i otklanjanje vanrednih situacija u energetskim sistemima i UES Rusije u celini.

Strateški ciljevi za optimizaciju režima rada UES Rusije

Osim toga, tijela dispečerske kontrole uz učešće drugih infrastrukturnih organizacija u elektroenergetskoj industriji rješavaju strateške zadatke za optimizaciju režima rada UES Rusije na srednji i dugi rok, uključujući:

predviđanje potrošnje električne energije i električne energije i izrada bilansa električne energije;

utvrđivanje propusnih kapaciteta dionica električne mreže UES;

optimizacija korišćenja energetskih resursa i izvođenje velikih remonta proizvodne opreme;

osiguranje izvođenja proračuna električnih modova, statičke i dinamičke stabilnosti;

centralizovano upravljanje tehnološkim režimima rada uređaja i sistema relejne zaštite, automatike i vanredne automatike međusistemskih i magistralnih sistemoformirajućih dalekovoda, autobusa, transformatora i autotransformatora komunikacija glavnih naponskih klasa (proračun struja kratkog spoja, izbor podešavanja parametri za uređaje za relejnu zaštitu i automatizaciju (RPA) i automatizaciju u slučaju nužde (PA));

distribucija funkcija operativne dispečerske kontrole opreme i dalekovoda, izrada operativno-tehničke dokumentacije;

razvoj šema i režima za karakteristične periode godine (jesensko-zimski maksimum, poplavni period i dr.), kao iu vezi sa puštanjem u rad novih objekata i proširenjem sastava paralelnih pogonskih elektroenergetskih sistema;

usklađivanje rasporeda popravki glavne opreme elektrana, dalekovoda, opreme trafostanica, relejne zaštite i PA uređaja;

rješavanje čitavog niza pitanja osiguranja pouzdanosti napajanja i kvaliteta električne energije, uvođenje i unapređenje alata za dispečersko upravljanje i sistema automatskog upravljanja režimom.

Automatizovani sistem dispečerske kontrole

Za rješavanje problema planiranja, operativnog i automatskog upravljanja koristi se razvijen kompjuterski automatizirani dispečerski upravljački sistem (ADCS), koji predstavlja hijerarhijsku mrežu centara za obradu podataka SO-TsDU, SO-ODU i SO-RDU, međusobno povezanih. i energetskim objektima (elektrane, trafostanice) telemehanika i komunikacijski kanali. Svaki dispečerski centar opremljen je moćnim kompjuterskim sistemom koji u realnom vremenu omogućava automatsko prikupljanje, obradu i prikaz operativnih informacija o parametrima režima rada UES Rusije, stanju električne mreže i glavne energetske opreme, omogućavajući otpremu osoblje na odgovarajućem upravljačkom nivou za obavljanje operativne kontrole i upravljanja radom UES Rusije, kao i rješavanje problema planiranja i analize režima, praćenje učešća elektrana u primarnoj i sekundarnoj regulaciji frekvencije električne energije struja.

Sistem automatizacije u hitnim slučajevima je najvažnije sredstvo za održavanje pouzdanosti i preživljavanja UES Rusije

Najvažnije sredstvo za održavanje pouzdanosti i preživljavanja UES Rusije je višeslojni sistem automatizacije za hitne slučajeve, koji nema analoga u stranim električnim mrežama. Ovaj sistem sprečava i lokalizuje razvoj sistemskih nezgoda:

• automatsko sprečavanje nestabilnosti;
• automatsko eliminisanje asinhronog režima;
• automatsko ograničavanje smanjenja i povećanja frekvencije;
• automatsko ograničavanje smanjenja i povećanja napona;
• automatsko istovar opreme.

Uređaji za automatizaciju u slučaju nužde i rada nalaze se u elektroenergetskim objektima (lokalnim kompleksima) iu kontrolnim centrima JSC SO-TsDU UES (centralizovani sistemi automatizacije za hitne slučajeve koji osiguravaju koordinaciju rada lokalnih kompleksa).

Koraci za dalju optimizaciju operativnog sistema dispečerske kontrole u UES Rusije u kontekstu reforme ruske elektroenergetske industrije

U uslovima reforme i reorganizacije AD Energo, najvažniji zadatak AD SO-TsDU UES je održavanje funkcija operativnog dispečerskog upravljanja, što zahteva uspostavljanje novih tehnoloških odnosa sa novoformiranim preduzećima u industriji.

U tu svrhu je 2005. godine zaključen Ugovor između Operatora sistema i AD FGC UES (Federalna mrežna kompanija, vidi odeljak 1) o privremenom očuvanju postojeće šeme operativne dispečerske kontrole objekata Jedinstvene nacionalne električne mreže (UNEG). ) i proceduru organizovanja bezbednog obavljanja poslova po izdvajanju iz regionalnih elektroenergetskih preduzeća i prenosu objekata UNEG-a na servise za popravku i održavanje FSK.

Takođe, 2005. godine, u procesu tekućeg rada na redistribuciji dispečerskih funkcija za mreže UES Rusije, zajedno sa JSC FGC UES, razvijeni su i dogovoreni glavni kriterijumi za klasifikovanje nadzemnih vodova 110 kV i više kao dispečerskih objekata.

Izrađen je i sprovodi se program organizaciono-tehničkih mjera za prijem u dispečersko upravljanje ili dispečersko upravljanje DV RDU dispečera 220 kV, opreme, PA uređaja, sistema relejne zaštite i upravljanja i dispečerskog i tehnološkog upravljanja (SDTU). ) mreža povezanih sa UNEG. Operator sistema je 2005. godine primio 70 nadzemnih vodova 220 kV u dispečersko upravljanje.

U sklopu optimizacije operativnog dispečerskog sistema upravljanja razvijen je i pušten u upotrebu Ciljni organizacioni i funkcionalni model operativne dispečerske kontrole UES Rusije. U skladu sa ovim modelom, razvijen je pilot projekat za proširenje operativne zone Filijale OJSC SO-CDU UES - Smolensk RDU, koji predviđa kompleks organizacije

on-tehničke mjere za prijenos funkcija operativne dispečerske kontrole objekata otpreme u regijama Bryansk i Kaluga na ogranak OJSC SO-CDU UES - Smolensk RDU.

U 2005. godini obavljen je rad na optimizaciji šeme za prenošenje dispečerskih komandi na elektroenergetske objekte tokom operativnih komutacionih operacija. Međuveze su isključene iz toka dispečerskih komandi, što je faktor povećanja pouzdanosti upravljanja UPS režimima. Od 31. decembra 2005. godine, od 1514 nadzemnih vodova od 220 kV i više, koji se nalaze u dispečerskoj kontroli dispečerskih centara JSC SO-TsDU UES, implementirana je direktna šema za prenos komandi „dispečer - energetski objekat“ za upravljanje 756 linija (49,9% od ukupnog broja).

2.3. Glavni pokazatelji rada UES Rusije u 2005

Maksimalno opterećenje elektrana i maksimalna potrošnja energije u UES Rusije i Ruske Federacije

Godišnje maksimalno opterećenje elektrana Jedinstvenog energetskog sistema Rusije zabilježeno je u 18-00 sati 27. decembra 2005. godine i iznosilo je 137,4 hiljade MW pri frekvenciji električne struje od 50,002 Hz. Maksimalno godišnje opterećenje elektrana u Ruskoj Federaciji dostiglo je 143,5 hiljada MW.

Učešće proizvodnih kapaciteta različitih tipova u pokrivanju rasporeda opterećenja tokom perioda maksimalnih opterećenja prikazano je na Sl. 2.3 za decembarske dane 2004. i 2005. godine.

Maksimalna potrošnja energije u Ruskoj Federaciji u 2005. godini iznosila je 141,6 miliona kW (povećanje od 1,4% u odnosu na 2004), za UES Rusije - 134,7 miliona kW (+1,7%), za UES Centra - 36,2 miliona kW (+0,7%), za IPS Srednje Volge – 12,9 miliona kW (+0,7%), za IPS Urala – 33,4 miliona kW (+3,1%), za IPS severozapada – 13,3 miliona kW (+1,2%), za IPS Juga - 11,9 miliona kW (-0,6%), za IPS Sibira - 29,5 miliona kW (+0,7%), za UES Istoka - 4,8 miliona kW (- 0,3%).

Pokazatelji stvarne frekvencije električne struje u UES Rusije

Jedinstveni energetski sistem Rusije je 2005. godine radio 100% kalendarskog vremena sa standardnom frekvencijom električne struje koju je odredio GOST (vidi sliku 2.4). Osim toga, 2005. godine, 100% vremena, frekvencija električne struje u elektroenergetskoj interkonekciji UES Rusije, ZND i baltičkih zemalja održavana je u granicama utvrđenim naredbom RAO UES Rusije OJSC od septembra. 18, 2002 br. 524 „O poboljšanju kvaliteta regulacije frekvencije električne struje u UES Rusija“ i Standardu RAO UES Rusije OJSC „Pravila za sprečavanje razvoja i otklanjanja kršenja normalnog režima električne energije dio energetskih sistema."

Porast uslova za regulisanje varijabilnog dela dnevnih rasporeda opterećenja u evropskom delu UES Rusije je trend poslednjih godina

Tokom 2005. godine nastavljen je trend posljednjih godina

Dekompresija dnevnih rasporeda opterećenja za potrošače u evropskom dijelu Rusije. Ovo je posebno tipično za dnevne rasporede potrošnje energije UES-a Centra, Srednje Volge i Sjeverozapada. Uslovi za pokrivanje dnevnih rasporeda opterećenja navedenih UES-a i evropskog dijela UES-a Rusije u velikoj mjeri zavise od strukture proizvodnih kapaciteta. Istovremeno, smanjuje se ukupni raspon regulacije opterećenja elektrana UES-a zbog kontinuiranog pada udjela unakrsno spojenih CPP-a posljednjih godina zbog starenja i demontaže ove vrste opreme, povećanja instalirani kapacitet nuklearnih elektrana, kao i relativno mali udio hidroelektrana i prisustvo samo jedne crpne elektrane u strukturi proizvodnih kapaciteta UES evropskog dijela UES Rusije. U gotovo svim IPS-ima to je dovelo do otežanih uslova za regulisanje varijabilnog dijela dnevnih rasporeda opterećenja, posebno vikendom i praznicima. Regulacija dnevnih rasporeda osigurana je dubljim noćnim rasterećenjem agregata termoelektrana, kao i njihovim zaustavljanjem u rezervi vikendom i praznicima. U pojedinim danima 2005. godine, zbog nedovoljnog raspona regulacije, postojala je potreba za djelimično rasterećenjem agregata nuklearnih elektrana do stavljanja u rezervu.

Velike potencijalne mogućnosti HE UES Sibira u regulisanju varijabilnog dijela rasporeda opterećenja UES Rusije još uvijek se ne mogu iskoristiti zbog značajnih udaljenosti i slabih električnih veza sa susjednim UES-ima.

Stabilnost UES Rusije i veliki tehnološki poremećaji

U 2005. godini Jedinstveni energetski sistem je radio stabilno.

Pouzdanost sistema UES Rusije je osigurana, uprkos prisustvu tehnoloških poremećaja u radu industrijskih preduzeća i energetskih sistema.

Među najznačajnijim prekršajima su sljedeća:

1) 25.05.2005, kao rezultat superpozicije niza faktora, dogodila se nesreća čiji je razvoj doveo do isključenja velikog broja potrošača u Moskvi, Moskovskoj, Tulskoj, Kaluškoj oblasti i isključenja broj potrošača u regijama Ryazan, Smolensk i Oryol sa ukupnim opterećenjem od 3500 MW;

2) 27.07.2005., u uslovima remontne šeme, kao rezultat isključenja dva nadzemna voda 110 kV i naknadnog isključenja usled skoka struje i nestabilnosti usled dejstva ALAR-a dva 220 kV nadzemnih vodova, energetski centar Perm-Zakamsky raspoređen je na izolovani rad sa deficitom snage, kratkotrajnim smanjenjem frekvencije na 46,5 Hz i deenergetizacijom potrošača zbog djelovanja AFR-a sa ukupnim opterećenjem od 400 MW;

3) 08.07.2005. godine, u uslovima remontne šeme na 220 kV mreži Kubanskog energetskog sistema, došlo je do isključenja 220 kV i 110 kV nadzemnih vodova. Dvostruki 220 kV DV je isključen od strane PA, a preostali 110 kV tranzitni vodovi duž obale Crnog mora su isključeni zaštitom od preopterećenja. Istovremeno, energetski distrikt Soči sa opterećenjem od 280 MW je isključen;

4) U periodu od 16. do 17. septembra 2005. godine u zapadnim regionima Čitinskog regiona, usled nepovoljnih vremenskih uslova sa naglim padom spoljne temperature vazduha, brzine vetra do 30 m/s, obilnih padavina u vidu kiša i susnježica sa zalijepljenjem i Usljed stvaranja leda na žicama i nosivim konstrukcijama dalekovoda došlo je do brojnih lomova žice sa oštećenjem nosača. Kao rezultat toga, četiri nadzemne linije 220 kV su isključene, što je dovelo do premještanja energetskog sistema Čita na nesinhroni rad i gašenja tri 220 kV trafostanice sa zamračenjem naseljenih mjesta, tranzitnim tranzitnim trafostanicama i poremećajem u kretanju. vozova Transbajkalske željeznice;

5) Od 18. novembra do 20. novembra 2005. godine, pod nepovoljnim vremenskim uslovima (jak vetar, mokar sneg), došlo je do masovnih ispada DV 6-220 kV u AD Lenenergo. Kao rezultat toga, poremećeno je snabdijevanje električnom energijom 218 naselja, uključujući potpuni gubitak struje u regionalnim centrima Mga (sa populacijom od 9 hiljada ljudi), Vsevolozhsk (sa populacijom od 43 hiljade ljudi), Kirovsk (sa populacijom od 9 hiljada ljudi). populacija od 50 hiljada ljudi), Nikolskoye (sa populacijom od 17 hiljada ljudi), Shlisselburg (sa populacijom od 10 hiljada ljudi) sa opterećenjem od 140 MW.

2.4. Glavni problemi i neravnoteže u funkcionisanju UES Rusije

Glavni problemi UES Rusije

Prisutnost u evropskom dijelu UES velikog udjela termoelektrana i nuklearnih elektrana sa niskom manevarom, koncentracija manevarskih termoelektrana i hidroelektrana u UES Urala, Srednje Volge i Sibira određuje značajnu raspon promjena tokova snaga na vezama Centar - Srednja Volga - Ural pri pokrivanju rasporeda potrošnje. Povećanjem tranzitnog kapaciteta Centar – Srednja Volga – Ural izgradnjom niza vodova 500 kV sistemske mreže smanjit će se ograničenja u prijenosu električne energije duž glavnih kontroliranih dionica i povećati pouzdanost paralelnog rada evropskih i Uralski dijelovi UES Rusije.

Hitan zadatak je povećanje pouzdanosti rada energetskog čvorišta Saratov-Balakovo i jačanje šeme distribucije električne energije NE Balakovo jačanjem tranzita IPS Srednje Volge - IPS Juga.

Izgradnja novih tranzitnih linija od Urala do Srednje Volge poboljšaće pouzdanost snabdevanja energijom Južnog Urala i proizvodnju električne energije iz NE Balakovo. Takođe je potrebno ojačati tranzit u severozapadnom regionu UES Rusije i njegovu vezu sa IPS Centra na naponu od 750 kV. Mrežna rješenja će povećati kapacitet dionice sjeverozapad – centar i eliminisati blokirano napajanje u energetskom sistemu Kola.

Glavni problemi regiona

Teritorija Moskve i Moskovske regije

Rast potrošnje električne energije u regionu, maksimalna opterećenja u distributivnoj mreži 110 kV, ograničenje prenosa snage sa mreže od 500 kV na niženaponsku mrežu zbog nedostatka autotransformatorskih priključaka iziskuju jačanje mreže 220-110 kV, izgradnja novih i rekonstrukcija postojećih trafostanica sa povećanjem njihovih transformatorskih kapaciteta, kao i uvođenje dodatnih manevarskih kapaciteta.

Teritorija regije Nižnji Novgorod

Jačanje 220 kV mreže Nižnjeg Novgorodskog energetskog sistema i izgradnja fleksibilnih kapaciteta poboljšaće pouzdanost napajanja potrošača tokom vanrednih ispada u mreži 500 kV.

Teritorija Kaluške i Brjanske oblasti

Energetski sistemi Kaluge i Brjanska su u deficitu. Puštanjem u rad novih proizvodnih kapaciteta priključenih na 220 kV mrežu osigurat će se pouzdano napajanje potrošača.

Teritorija Saratovske regije

Izlazna snaga elektrane br. 1 NE Balakovo je ograničena u šemama popravke. Jačanje mreže 500-220 kV čvorišta Balakovo-Saratov povećaće kapacitet veza između Saratovskog energetskog sistema i IPS Srednje Volge za 500-600 MW.

Teritorija Sankt Peterburga i Lenjingradske oblasti

Hitno je potrebno povećati pouzdanost snabdijevanja električnom energijom sjevera Lenjingradske regije, Sankt Peterburga i snabdijevanja električnom energijom Finske zbog velikog opterećenja na unutarsistemskim mrežama od 220-330 kV. Postoje i ograničenja u pogledu izlazne snage Lenjingradske NEK u shemama popravka. Neophodna je rekonstrukcija postojećih i izgradnja novih elektromrežnih objekata.

IPS South

Da bi se osigurala pouzdana izlazna snaga iz drugog agregata Volgodonske NEK, potrebno je povećati mrežni kapacitet energetskih sistema Rostov i Stavropolj kroz izgradnju novih linija magistralne mreže. Aktivan rast potrošnje u energetskom sistemu Kuban i prenos snage na oskudni energetski sistem Astrahana uzrokuju pojavu ograničenja u unutarsistemskim mrežama, koja se mogu eliminisati uvođenjem proizvodnih kapaciteta u energetske sisteme.

Neophodno je poboljšati pouzdanost međudržavnog tranzita UES-a Juga - Azerbejdžanskog energetskog sistema, te napajanja potrošača energetskog sistema Dagestana i Čečenske Republike.

UPS Urala

Neophodno je povećati kapacitet veza sa Jedinstvenim energetskim sistemom Rusije energetskih okruga Bereznikovski-Solikamski i Perm-Zakamski energetskog sistema Perm, Zapadnog i Severnog energetskog okruga Orenburškog energetskog sistema, Severnog, Nojabrskog, Kogalimski, Neftjuganski, Nižnjevartovski energetski okrug Tjumenskog energetskog sistema, Kropačevo

Zlatoustovski okrug Čeljabinskog energetskog sistema, Serovo-Bogoslovski okrug Sverdlovskog energetskog sistema, Kirov energetski sistem.

Visoke stope rasta potrošnje (razvoj metalurške i proizvodnje aluminijuma, razvoj Subpolarnog Urala) zahtevaju povećanje kapaciteta mreže i puštanje u rad novih kapaciteta.

Da bi se eliminisali deficiti u određenim oblastima i formirala obećavajuća rezerva energije, potrebno je pustiti proizvodne kapacitete u rad na nizu lokacija u Tjumenskom, Sverdlovskom i Čeljabinskom energetskim sistemima. Potrebno je izgraditi električne mreže i ugraditi uređaje za kompenzaciju jalove snage.

UPS Sibira

Aktivan razvoj potrošnje u prisustvu mrežnih ograničenja karakteriše način rada energetskog sistema Tomsk i južnog regiona Kuzbasskog energetskog sistema. Na ovim prostorima potrebno je pustiti u rad proizvodne kapacitete i izgraditi električne mreže.

UES East

Ograničena je snaga hidroelektrane Zeya, a smanjena je pouzdanost napajanja potrošača Transsibirske željeznice u energetskom sistemu Amur. Nedovoljna pouzdanost napajanja potrošača u Vladivostoku i Nahodki u Dalenergu. Prisutnost ograničenja prijenosa električne energije na vezama između energetskog sistema Khabarovsk i Dalenergo, te izlaz električne energije iz Khabarovsk CHPP-3 dovodi do smanjenja pouzdanosti napajanja u Khabarovsku. Postoji problem osiguravanja pouzdanog napajanja potrošača energetskog čvorišta Sovgavan. Potrebno je izvršiti izgradnju većeg broja vodova okosne mreže, rekonstruisati postojeće i izgraditi nove trafostanice.

1 U normalnim uslovima, tačka isključenja se nalazi u Amurenergu, a ako dođe do nestanka struje u Čitaenergu, tačka isključenja se pomera u Čitaenergo.

2 26% od ukupnog instalisanog kapaciteta u UES Srednje Volge i oko 15% od ukupnog instaliranog kapaciteta hidroelektrana UES Rusije.

3 Sjeverna sinhrona zona (NORDEL) - energetska interkonekcija nordijskih zemalja (Švedska, Norveška, Danska, Finska i Island). Zapadni (kontinentalni) dio danskog elektroenergetskog sistema radi paralelno sa zapadnom sinhronom zonom UCTE, a istočni dio sa NORDEL-om, dok islandski elektroenergetski sistem radi autonomno.

4 Naredba RAO UES Rusije OJSC od 30. januara 2006. br. 68 „O odobravanju ciljnog organizacionog i funkcionalnog modela operativnog dispečerskog upravljanja UES Rusije“.

5 Mjere optimizacije funkcija operativne dispečerske kontrole u operativnom području ODU Centra provode se na osnovu Naredbe broj 258/1 OJSC SO-CDU UES od 26.12.2005.

6 Namijenjeno za paralelne radne sisteme napajanja međusobno povezanog elektroenergetskog sistema.

7 Elektrane u kojima svi kotlovi rade na zajedničkom kolektoru svježe pare, iz kojeg se napajaju sve parne turbine.

8 ALAR - automatsko eliminisanje asinhronog moda.

9 AChR - automatsko rasterećenje frekvencije.

Rostekhnadzor je izdao akt o istrazi uzroka sistemske nesreće koja se dogodila 1. avgusta 2017. u Ujedinjenom energetskom sistemu Istoka (UES Vostok), nesreće u kojoj je više od 1,7 miliona ljudi ostalo bez struje u nekoliko regiona Dalekog istoka Federalni okrug.

U Izvještaju su navedeni svi glavni učesnici događaja, desetine znakova nesreće, tehničke okolnosti, organizacioni nedostaci, slučajevi nepoštovanja komande dispečera i činjenice neispravnog rada opreme, projektantske greške i kršenja regulatornih pravnih akata, pokazujući da je glavni i, zapravo, jedini razlog za to što se dogodilo neusklađen rad elemenata energetskog sistema. Isti razlog leži u osnovi većine sistemskih nesreća.

500 kV vod u blizini Habarovska bio je u remontu 1. avgusta u 22 po lokalnom vremenu došlo je do prevelikog isključenja (kratkog spoja kada preveliko opterećenje prođe ispod žica) 220 kV dalekovoda Federalne mrežne kompanije (FGC). Tada je isključen drugi dalekovod 220 kV. Razlog je pogrešna konfiguracija relejne zaštite i automatike (RPA) nije uzeta u obzir mogućnost rada dalekovoda sa takvim opterećenjem. Isključivanje drugog dalekovoda 220 kV dovelo je do podjele IPS-a Istok na dva dijela. Nakon toga, sistem automatske kontrole snage u elektrani RusHydro nije ispravno radio, što je izazvalo dalji razvoj nesreće i njene razmjere. Rezultat je gašenje nekoliko dalekovoda, uključujući i one koji vode do Kine.

— Proradili su zaštitni i automatski sistemi za hitne slučajeve, a jedan broj elektroenergetskih objekata je izašao iz funkcije. Promijenjeni su radni parametri šest stanica. Oštećene su distributivne mreže”, rekla je za RG Olga Amelčenko, predstavnica kompanije Dalekoistočne distributivne mreže JSC.

Kao rezultat toga, jedinstveni energetski sistem juga Dalekog istoka podijeljen je na dva izolirana dijela: suficit i deficit. Isključenja su se desila u oba. U prekomjernom stanju aktivirana je zaštita proizvodne i elektroenergetske opreme, au nedostatku aktivirano je automatsko rasterećenje frekvencije.

Zvanični uzrok incidenta je "nedosljedno funkcionisanje elemenata elektroenergetskog sistema".

Prema izvještaju o istrazi Rostechnadzora, glavni uzroci nesreće su „prekomerni rad uređaja za zaštitu releja, nepravilan rad automatskih upravljačkih sistema opreme za proizvodnju, nedostaci algoritma koji je koristio programer za funkcionisanje automatike za hitne slučajeve u 220. kV mreže, nedostaci u radu opreme elektro mreže.”

Ono što se dogodilo 1. avgusta nije čak ni nesreća, već niz nesreća. U 2012. godini bilo je 78 sistemskih nesreća u prvih osam mjeseci 2017. godine, bilo ih je samo 29. Manje je većih nesreća, ali su, nažalost, postale većeg obima. U 2017. godini dogodilo se pet ovakvih nesreća sa posljedicama velikih razmjera - podjelom energetskog sistema na izolovane dijelove, gašenjem velikog obima proizvodnje i masovnim prekidom napajanja električnom energijom.

Glavni problem je što industrija nema obavezne zahtjeve za parametre opreme i njihov koordiniran rad u okviru Jedinstvenog nacionalnog energetskog sistema. Nagomilala se određena kritična masa, koja je dovela do najnovijih nesreća velikih razmjera.

Manji problem koji se mogao brzo riješiti prerastao je u veliki incident sa posljedicama po cijelom sistemu. U svakoj fazi situacija je bila pogoršana pogrešnim postupcima automatizacije koje su ljudi osmislili i konfigurisali. Pogrešno je reagovala.

Zamjenik ministra energetike Ruske Federacije Andrej Čerezov je kao jedan od glavnih uzroka nesreća u ruskom energetskom sistemu naveo neusklađen rad opreme, na kraju se pokazalo da je različita oprema; energetski sistem često radi nekoordinirano.

Novi “kodeks” za rad elektroprivrede nikada nije kreiran nakon završetka reforme industrije. Izlaskom RAO UES Rusije iz arene i prelaskom interakcije između subjekata elektroprivrede na tržišne odnose, većina tehnoloških propisa izgubila je legitimitet, jer su formalizovana naredbama RAO-a.

Obavezni zahtjevi za opremu, propisani dokumentima sovjetske ere, odavno su izgubili svoj pravni status, štoviše, mnogi od njih su moralno zastarjeli i ne odgovaraju savremenom razvoju tehnologije.

U međuvremenu, „od 2002. godine energetski subjekti masovno uvode nove uređaje – u okviru ADS-a aktivno je instalirana nova oprema, realizovani su veliki investicioni programi i izgrađen veliki broj energetskih objekata. Kao rezultat toga, ispostavilo se da različita oprema u elektroenergetskom sistemu često radi nekonzistentno”, rekao je Andrej Čerezov.

"Imamo puno elektroenergetskih subjekata i interakcija između njih mora biti regulirana, ali ispostavilo se da djeluju samostalno", rekao je zamjenik ministra energetike Ruske Federacije Andrej Čerezov odmah nakon nesreće.

Samo normativno regulisanje tehnoloških aktivnosti može osigurati koordiniran rad elemenata energetskog sistema. A za to je potrebno stvoriti transparentan i tehnički ispravan sistem opšteobavezujućih zahtjeva za elemente energetskog sistema i djelovanje privrednih subjekata.

„Ne bi trebalo da postoji autonomno funkcionisanje, jer mi radimo u jedinstvenom energetskom sistemu i shodno tome rusko Ministarstvo energetike namerava da sve reguliše kroz propise“, naglasio je Andrej Čerezov.

— Neophodno je stvoriti jasne, razumljive uslove – ko je odgovoran za sistem, automatizaciju u hitnim slučajevima, za njegovu funkcionalnost, podešavanja.

Ministarstvo je započelo rad na poboljšanju pravila za istraživanje nesreća u smislu sveobuhvatne sistematizacije uzroka, stvaranja mehanizama za utvrđivanje i sprovođenje mjera za njihovo sprječavanje. “Ova pravila definiraju isključivo tehničke zahtjeve za opremu, bez ograničavanja slobode izbora proizvođača. Takođe, ovaj dokument ne precizira vremenski okvir za rekonfiguraciju ili zamjenu opreme“, rekao je Andrej Čerezov.

Rusko Ministarstvo energetike organizovalo je rad na obnavljanju sistema obaveznih zahteva u industriji, koji nije bio pravilno razvijen tokom energetske reforme. Usvojen je Federalni zakon br. 196-FZ od 23. juna 2016. godine, koji objedinjuje ovlaštenja Vlade Ruske Federacije ili federalnog izvršnog organa koji je ona ovlastila da utvrdi obavezne zahtjeve za osiguranje pouzdanosti i sigurnosti elektroenergetskih sistema i električne energije. energetskih objekata.

Trenutno se razvijaju i pripremaju za usvajanje desetine regulatornih pravnih akata i regulatornih i tehničkih dokumenata za cijelu industriju u skladu sa planovima odobrenim na nivou Vlade Rusije.

U avgustu je predsjednik zemlje naložio Ministarstvu energetike da podnese prijedloge za sprječavanje masovnih nestanka struje. Jedan od prvih koraka trebalo bi da bude donošenje najvažnijeg sistemskog dokumenta – Pravilnika o radu elektroenergetskih sistema. Njegov projekat je već dostavljen ruskoj vladi na razmatranje. Ova općenito obavezujuća pravila će postaviti okvir za regulatornu i tehničku regulaciju – utvrdit će ključne tehnološke zahtjeve za rad energetskog sistema i njegovih sastavnih objekata. Pored toga, potrebno je usvojiti mnoge specifične regulatorne i tehničke dokumente na nivou Ministarstva energetike.

Projekti za mnoge od njih su razvijeni i prošli javnu raspravu. Niz vanrednih događaja posljednjih godina u UES-u Rusije prisiljava energetičare da požure.

"Jedan od ključnih zadataka danas je usmjeravanje ulaganja u optimizaciju postojećeg energetskog sistema, a ne u izgradnju energetskog sistema kao sredstva koje još nije moguće optimalno funkcionisati", rekao je Evgeny Grabchak, direktor Odjela za kontrolu rada. i menadžment u elektroprivredi Ministarstva energetike Rusije, na Međunarodnom forumu o energetskoj efikasnosti i energetskom razvoju „Ruska energetska nedelja“ (Moskva, Sankt Peterburg, 5. - 7.10.2017.)

„Uzimanjem jedinstvenog koordinatnog sistema kao osnove, nedvosmislenog definisanja svih subjekata i objekata, opisa njihove interakcije, kao i učenja komunikacije na istom jeziku, moći ćemo da obezbedimo ne samo horizontalnu i vertikalnu integraciju svih tokova informacija koji kruže. u elektroprivredi, ali i povezati upravljanje decentralizovanim centrima sa jedinstvenom logikom da regulator donese potrebne korektivne odluke. Tako će se na evolutivni način kreirati alati za modeliranje postizanja osnovnog stanja elektroprivrede budućnosti, a to vidimo u optimalnom trošku po jedinici električne energije – kilovatu na datom nivou sigurnosti i pouzdanost”, objasnio je Evgenij Grabčak.

Prema njegovom mišljenju, paralelno će biti moguće ostvariti dodatne pogodnosti ne samo za regulatora i pojedinačne objekte, već i za povezane kompanije i državu u cjelini.

— Među ovim prednostima izdvojiću, prije svega, stvaranje novih tržišta uslužnih usluga, a to su: prediktivno modeliranje stanja energetskog sistema i njegovih pojedinih elemenata; procjena životnog ciklusa; analitiku optimalnog upravljanja procesom; analitiku rada sistema i njegovih pojedinih elemenata; analitiku za razvoj novih tehnologija i testiranje postojećih; formiranje industrijskih narudžbi za industriju i procjena isplativosti stvaranja proizvodnje elektrotehničkih i srodnih proizvoda; razvoj logističkih usluga, usluga za optimizaciju upravljanja imovinom i još mnogo toga. Međutim, za implementaciju ovih promjena, pored definisanja jedinstvenog koordinatnog sistema, potrebno je preokrenuti trend uvođenja naprednih, ali jedinstvenih i neintegrisanih tehnologija.

P. S.

Dana 2. oktobra, Vitalij Sungurov, koji je prethodno obavljao dužnost savjetnika direktora za upravljanje razvojem UES-a SO UES dd, a prije toga vodio niz regionalnih dispečerskih odjela, imenovan je na poziciju generalnog direktora Filijale. SO UES ad „Ujedinjeni dispečerski ured Energetskog sistema Istoka“ (UDE East) Operator sistema.

Od 2014. do 2017. godine, Vitalij Leonidovič Sungurov bio je direktor podružnica Udmurt RDU i Perm RDU. Tokom ovog perioda, Vitalij Sungurov je aktivno učestvovao u procesu strukturne optimizacije Operatora sistema. Pod njegovim vodstvom uspješno je realizovan projekat proširenja operativne zone Permske regionalne dispečerske kancelarije, koja je preuzela funkcije operativne dispečerske kontrole elektroenergetskog režima Jedinstvenog energetskog sistema Rusije na teritoriji Udmurtske Republike i Kirov Region.

Na osnovu rezultata godišnjeg inspekcijskog nadzora, koji je održan od 24. do 26. oktobra, Filijala SO UES dd „Ujedinjeni dispečerski ured Istočnog energetskog sistema“ (UDE East) dobila je potvrdu o spremnosti za rad u jesen-zimskom periodu period (AWP) 2017/2018.

Rezultati vanredne obuke potvrdili su spremnost dispečerskog osoblja Operatora sistema za efikasnu interakciju sa operativnim osobljem elektroprivrednih subjekata tokom reagovanja u vanrednim situacijama, kao i da osiguraju pouzdan rad Jedinstvenog energetskog sistema Istoka na jesen. -zimski period 2017/2018.

Jedan od glavnih uslova za dobijanje pasoša pripravnosti za rad u OZP je prijem pasoša pripravnosti od strane svih regionalnih dispečerskih odeljenja (RDU) operativne zone SO UES dd ogranka ODU. Sve RDU operativne zone ODU Vostok su tokom oktobra uspješno prošle inspekcije i dobile pasoše spremnosti za rad u OZP 2017/2018. Prijem potvrda o spremnosti od strane filijala SO UES dd ODU i RDU je obavezan uslov za izdavanje potvrde o spremnosti za rad u predstojećoj zimskoj zoni Operatoru sistema

AD "Operator sistema jedinstvenog energetskog sistema", PJSC "Yakutskenergo" i ogranak PJSC "FGC UES" MES Istoka uspješno su sproveli eksperiment punog opsega koji je dokazao mogućnost obnavljanja napajanja potrošača Centralnog energetskog okruga (CER) elektroenergetskog sistema Republike Saha (Jakutija) iz Ujedinjenog energetskog sistema (UPS) Istoka pomeranjem razdelne tačke između njih.

Eksperiment je izveden na inicijativu PJSC Yakutskenergo u dogovoru sa JSC SO UES i odlukom Štaba za osiguranje sigurnosti snabdijevanja električnom energijom Republike Saha (Jakutija). Svrha eksperimenta je bila da se testiraju radnje dispečerskog i operativnog osoblja pri obnavljanju napajanja ulusa (okruga) koji se nalaze na desnoj obali reke Lene u Centralnom energetskom okrugu Jakutskog energetskog sistema sa IPS Istoka preko 220 kV kablovski nadzemni vod (OCL) Nižnji Kuranakh - Maja.

Specijalisti iz ogranaka SO UES JSC Ujedinjeno upravljanje energetskim sistemom Istoka (ODU Istok), Regionalno dispečersko upravljanje energetskim sistemom Amurske oblasti (Amur RDU) uz učešće stručnjaka iz ogranka SO UES JSC Regional Dispečerska uprava Republike Saha (Jakutija) (Yakutsk RDU) i PJSC "SO UES" Yakutskenergo" razvili su Program, utvrdili zahtjeve za parametre elektroenergetskog režima UES-a Istoka i Centralnog energetskog sistema Yakut Energy System, i stvorio krug-režimske uslove za napajanje tereta Centralnog energetskog sistema iz UES Istoka. Prebacivanje je kontrolisano komandama dispečerskog osoblja Amurske regionalne dispečerske kancelarije i Odeljenja za tehnološki menadžment PJSC Yakutskenergo.

Tokom eksperimenta, koji je trajao preko 21 sat, tačka razdvajanja između IPS Istoka i Centralnog energetskog sistema energetskog sistema Republike Saha (Jakutija) uspešno je pomerena duboko u Centralnu energetsku oblast, kao rezultat koji su neki od potrošača Jakutije dobijali struju od IPS-a Istoka. Maksimalna trenutna vrijednost protoka energije dostigla je ukupno 70 MW, preko milion kWh električne energije prebačeno je potrošačima u centralnom dijelu Jakutije.

"Dobijeni rezultati su potvrdili mogućnost ponovnog snabdijevanja ulusima preko rijeke u Centralnom energetskom distriktu Jakutskog energetskog sistema sa IPS Istoka u slučaju havarija na proizvodnoj opremi ovog energetskog regiona. Takođe, tokom eksperimenta , dobijeni su podaci čija će analiza omogućiti da razvijemo mjere za optimizaciju procesa prebacivanja i smanjenje vremena prekida napajanja potrošača pri pomjeranju razdjelnice između Centralnog elektroenergetskog područja i UPS-a Istok“, istakla je Natalija Kuznjecova, direktorka upravljanja režimom i glavni dispečer UPS Istoka.

Trenutno zapadni i centralni energetski regioni elektroenergetskog sistema Republike Saha (Jakutija) sa ukupnim instaliranim kapacitetom elektrana od 1,5 GW rade izolovano od Jedinstvenog energetskog sistema Rusije i na njihovoj teritoriji se vrši operativna dispečerska kontrola. od strane PJSC Yakutskenergo. U 2016. godini, u sklopu priprema za implementaciju operativne dispečerske kontrole energetskog sistema Republike Saha (Jakutija) u sklopu Zapadnog i Centralnog energetskog okruga i organizovanje povezivanja ovih energetskih okruga sa 2. sinhronom zonom UES Rusije - UES Istoka - Ogranak Yakutskoye SO UES dd je osnovan RDU. Preuzeće funkcije operativne dispečerske kontrole na teritoriji Zapadnog i Centralnog energetskog okruga Jakutskog energetskog sistema, a vršiće se nakon što Vlada Ruske Federacije unese odgovarajuće izmene u regulatorna dokumenta i isključi Jakutski energetski sistem iz spisak izolovanih.

OJSC „Sistemski operater Jedinstvenog energetskog sistema“ uspešno je sproveo testove kako bi omogućio paralelni sinhroni rad Ujedinjenih energetskih sistema (UPS) Istoka i Sibira. Rezultati ispitivanja potvrdili su mogućnost stabilnog kratkotrajnog zajedničkog rada elektroenergetskih interkonekcija, što će omogućiti pomicanje razdjelne točke između njih bez prekida napajanja potrošača.

Svrha testova je utvrđivanje glavnih karakteristika, pokazatelja i uslova rada paralelnog rada integrisanih elektroenergetskih sistema Istoka i Sibira, kao i verifikacija modela za proračun stacionarnih stanja i statičke stabilnosti, prelaznih i dinamičkih stanja. stabilnost. Paralelni rad je organizovan sinhronizacijom ujedinjenih elektroenergetskih sistema Sibira i Istoka na sekcijskom prekidaču trafostanice 220 kV Mogoča.

Za provođenje ispitivanja na TS 220 kV Mogoča i TS 220 kV Skovorodino, instalirani su registratori sistema za praćenje tranzijenta (SMPR), dizajnirani za prikupljanje informacija u realnom vremenu o parametrima elektroenergetskog režima elektroenergetskog sistema. Takođe tokom testiranja, SMPR snimači instalirani na .

Tokom ispitivanja izvedena su tri eksperimenta u paralelnom sinhronom režimu rada UES Istok i UES Sibira sa regulacijom toka aktivne snage u kontrolisanoj deonici „Skovorodino - Erofej Pavlovič Trakcija“ od 20 do 100 MW u pravac UES Sibira. Parametri elektroenergetskog režima tokom eksperimenata su snimani SMPR snimačima i sredstvima operativnog informacionog kompleksa (OIC), projektovanog za prijem, obradu, skladištenje i prenos telemetrijskih informacija o režimu rada energetskih objekata u realnom vremenu.

Kontrola elektroenergetskog režima tokom paralelnog rada IPS Istok sa IPS Sibira vršena je regulacijom toka aktivne snage pomoću Centralnog sistema automatske kontrole frekvencija i tokova snaga (CS ARFM) IPS Istoka, na koji su priključene Zeyskaya HE i Bureyskaya HE, kao i dispečersko osoblje ODU Istoka.

U sklopu ispitivanja osiguran je kratkoročni paralelni sinhroni rad IPS-a Sibira i IPS-a Istoka. Istovremeno, eksperimentalno su određeni konfiguracijski parametri CS ARFM UES Istoka, koji radi u režimu automatske kontrole toka snage sa korekcijom frekvencije duž dionice „Skovorodino - Erofey Pavlovič/t“, čime je osigurana stabilna paralelni rad UES Istoka i UPS Sibira.

“Dobijeni rezultati su potvrdili mogućnost kratkotrajnog uključivanja paralelnog rada UES Istoka i UES Sibira prilikom pomjeranja razdjelne tačke između elektroenergetskih interkonekcija iz TS 220 kV Mogoča. Kada sve tranzitne trafostanice 220 kV Erofej Pavlovič – Mogoča – Kholbon budu opremljene sredstvima za sinhronizaciju, biće moguće pomeriti tačku razdvajanja između IPS-a Sibira i IPS-a Istoka bez kratkotrajnog prekida napajanja potrošača iz bilo koju tranzitnu podstanicu, što će značajno povećati pouzdanost napajanja Transbajkalske dionice Trans-Sibirske željeznice“, rekla je Natalija Kuznjecova, glavni dispečer ODU Istok.

Na osnovu rezultata ispitivanja izvršiće se analiza dobijenih podataka i izraditi mere za poboljšanje pouzdanosti elektroenergetskog sistema u kontekstu prelaska na kratkoročni paralelni sinhroni rad IPS Sibira i IPS Istoka.

UES Istok – 50

United East

Odluka da se stvori Jedinstveni energetski sistem Istoka na bazi energetskih sistema Amurske oblasti, Primorskog i Habarovskog teritorija i Jevrejske autonomne oblasti (s vremenom se energetski sistem južnog dela Jakutije pridružio Jedinstvenom energetskom sistemu Istoka) izradilo je Ministarstvo energetike SSSR-a. Istim nalogom, broj 55A, stvoreno je Operativno dispečersko odeljenje (ODD) Istoka, sada ogranak Operator sistema UES dd. Put od odluke do stvaranja IPS-a trajao je dvije godine - 15. maja 1970. ujedinjeni su energetski sistemi Amur i Khabarovsk. I iako su izolovani energetski sistemi očuvani u Dalekoistočnom federalnom okrugu do danas (na severu Jakutije, u oblastima Magadan i Sahalin, na Kamčatki i Čukotki, kao i u Nikolajevskom energetskom okrugu Habarovske teritorije), od tada je IPS Istoka postao najvažniji dio energetskog sektora regije. Uključuje elektrane ukupne instalisane snage 9,5 GW (od 1. januara 2018. godine). IPS Istok je sa IPS Sibira povezan sa tri dalekovoda 220 kV, a 2015. godine prvi put su pušteni u paralelni sinhroni rad.

Izdignite se iznad parohijskih interesa

Prema riječima jednog od bivših čelnika UES Istoka, Sergeja Drugova, razvoj UES Istoka nije uvijek išao glatko – posebno su se na putu ispriječili lokalni interesi. „Na primjer, rukovodstvo regije Amur svojevremeno nije bilo zainteresirano za izgradnju dalekovoda na području Habarovsk, jer se na njegovoj teritoriji pojavio snažan izvor - hidroelektrana Zeya. Rukovodstvo Habarovskog kraja imalo je negativan stav prema izgradnji HE Bureyskaya, smatrajući da je potrebno graditi energetske objekte samo na teritoriji regiona i to samo onih koji su povezani sa sopstvenim potrošačima“, prisjeća se Sergej Drugov.

Međutim, krize snabdijevanja energijom (Amurska oblast - 1971-1973; Habarovska teritorija - 1981-1986; Primorska teritorija - 1998-2001) natjerale su regije i njihove lidere da udruže snage. Bili su potrebni snažni dalekovodi između proizvodnih objekata i glavnih potrošačkih centara. Prvi su koncentrisani na zapadu regije (hidroelektrane Zeyskaya i Bureyskaya, državna okružna elektrana Neryungrinskaya), a drugi - na jugoistoku (u Primorju i Habarovsku).

Dalje više

Posljednjih godina, potrošnja električne energije u Jedinstvenom energetskom sistemu Istoka i elektroenergetskim sistemima konstitutivnih entiteta federacije primjetno raste, s vremena na vrijeme ažurirajući historijske maksimume. UES Istoka ima rezervu kapaciteta koja omogućava, na primjer, izvoz električne energije u susjednu Kinu, ali da bi se izbjegli problemi u vrlo bliskoj budućnosti, potrebni su novi proizvodni kapaciteti i dalji razvoj mreža.

Mnogo se radi u tom pravcu. Druga faza TE Blagoveshchenskaya već radi (dodatni instalirani električni kapacitet je 120 MW, toplotni kapacitet je 188 Gcal/h). Puštanje u rad TE Vostočnaja u Vladivostoku planirano je za treći kvartal 2018. (instalisani električni kapacitet će biti 139,5 MW, toplotni kapacitet - 421 Gcal/h; stanica će obezbediti toplotu i toplu vodu za više od 300 hiljada potrošača u gradu ). Sljedeće godine nova termoelektrana u gradu Sovetskaya Gavan trebala bi proizvoditi električnu energiju (instalirani električni kapacitet će biti 120 MW, toplinski kapacitet - 200 Gcal/h).