Натурный эксперимент подтвердил возможность восстановления электроснабжения части центрального энергорайона якутии за счет оэс востока. Натурный эксперимент подтвердил возможность восстановления электроснабжения части центрального энергорайона якутии за с
В Филиале ОАО «СО ЕЭС» «Объединенное диспетчерское управление энергосистемами Востока» (ОДУ Востока) введена в промышленную эксплуатацию новая версия централизованной системы противоаварийной автоматики (ЦСПА) Объединенной энергосистемы Востока с подключением к ней противоаварийной автоматики Бурейской ГЭС.
Модернизация ЦСПА и подключение в качестве ее низового устройства локальной автоматики предотвращения нарушения устойчивости (ЛАПНУ) Бурейской ГЭС позволят минимизировать объем управляющих воздействий в энергосистеме на отключение потребителей в случае возникновения аварийных ситуаций на объектах электроэнергетики.
ЦСПА ОЭС Востока введена в промышленную эксплуатацию в 2014 году. Первоначально в качестве низовых устройств для нее использовались ЛАПНУ Зейской ГЭС и ЛАПНУ Приморской ГРЭС. После проведенной филиалом ПАО «РусГидро» – «Бурейская ГЭС» модернизации аппаратной и программной базы ЛАПНУ ее подключение к ЦСПА также стало возможным.
«Успешный ввод в эксплуатацию ЛАПНУ Бурейской ГЭС в составе ЦСПА ОЭС Востока позволил вывести автоматическое противоаварийное управление в энергообъединении на качественно новый уровень. Число пусковых органов увеличилось с 16 до 81, ЦСПА охватила две трети контролируемых сечений в ОЭС Востока, существенно минимизирован объем управляющих воздействий на отключение потребителей в случае возникновения аварий в энергосистеме», – отметила директор по управлению режимами – главный диспетчер ОДУ Востока Наталья Кузнецова.
Для подключения комплекса противоаварийной автоматики Бурейской ГЭС специалистами ОДУ Востока в 2017–2018 годах выполнен комплекс мероприятий, включавший в себя подготовку и настройку испытательного полигона ЦСПА, настройку его сетевого взаимодействия с ЛАПНУ Бурейской ГЭС. По разработанной ОДУ Востока и согласованной с Филиалом ПАО «РусГидро» – «Бурейская ГЭС» программе проведены испытания работы ЛАПНУ в качестве низового устройства ЦСПА, а также мониторинг и анализ расчетных моделей, мониторинг каналов связи и обмена информацией между ЦСПА и ЛАПНУ, настройка сетевого взаимодействия и программного обеспечения.
ЦСПА ОЭС Востока относится к семейству централизованных систем противоаварийной автоматики третьего поколения. По сравнению с предшествующими поколениями они обладают расширенным функционалом, включающим более совершенный алгоритм расчета статической устойчивости энергосистемы и алгоритм выбора управляющих воздействий по условиям обеспечения не только статической, но и динамической устойчивости – устойчивости энергосистемы в процессе аварийных возмущений. Также новые ЦСПА функционируют на основе нового алгоритма оценки состояния электроэнергетического режима энергосистемы. Каждая ЦСПА имеет двухуровневую структуру: программно-аппаратные комплексы верхнего уровня устанавливаются в диспетчерских центрах ОДУ, а низовые устройства – на объектах диспетчеризации.
Кроме ОЭС Востока ЦСПА третьего поколения успешно функционируют в ОЭС Северо-Запада и ОЭС Юга. В опытной эксплуатации находятся системы в ОЭС Средней Волги, Урала и в Тюменской энергосистеме.
Ростехнадзор выпустил Акт расследования причин системной аварии, произошедшей 1 августа 2017 года в Объединенной энергосистеме Востока (ОЭС Востока), аварии, оставившей без электричества свыше 1,7 миллиона человек сразу в нескольких регионах Дальневосточного федерального округа.
В Акте перечислены все основные участники событий, десятки признаков аварии, технических обстоятельств, организационных недостатков, случаев невыполнения команды диспетчера и фактов ненадлежащей эксплуатации оборудования, ошибок проектирования и нарушений требований нормативных правовых актов, показывает, что главной и по сути единственной причиной произошедшего стало несогласованное функционирование элементов энергосистемы . Эта же причина лежит в основе большинства системных аварий.
Линия 500 кВ под Хабаровском была в ремонте, 1 августа в 22 по местному времени произошло отключение на негабарит (замыкание при прохождении негабаритного груза под проводами) линии 220 кВ Федеральной сетевой компании (ФСК). Затем произошло отключение второй ЛЭП 220 кВ. Причина - неправильная настройка релейной защиты и автоматики (РЗА), она не учитывала возможность работы ЛЭП с такой нагрузкой. Отключение второй ЛЭП 220 кВ привело к разделению ОЭС Востока на две части. После этого некорректно сработала автоматика регулирования мощности на электростанции «РусГидро», что спровоцировало дальнейшее развитие аварии и ее масштаб. Итог - отключения нескольких ЛЭП, в том числе и тех, которые ведут в Китай.
— Сработала защита, противоаварийная автоматика, ряд энергообъектов вышел из строя. Изменились параметры работы шести станций. Распределительные сети пострадали, - рассказала «РГ» представитель АО «ДВ распределительная сетевая компания» Ольга Амельченко.
В результате единая энергетическая система юга Дальнего Востока разделилась на две изолированные части: избыточную и дефицитную. Отключения произошло и в той, и в другой. В избыточной сработала защита генерирующего и электросетевого оборудования, а в дефицитной - автоматическая частотная разгрузка.
Официальной причиной инцидента стало «несогласованное функционирование элементов энергосистемы».
Согласно акту расследования Ростехнадзора основные причины аварии - «излишняя работа устройств релейной защиты, некорректная работа систем автоматического регулирования генерирующего оборудования, недостатки использованного разработчиком алгоритма функционирования противоаварийной автоматики в сети 220 кВ, недостатки эксплуатации электросетевого оборудования».
Случившееся 1 августа было даже не аварией, а чередой аварий. В 2012 году было 78 системных аварий, за восемь месяцев 2017 года — всего 29. Крупных аварий стало меньше, но, к сожалению, они стали масштабнее. В 2017 году произошло пять таких аварий с масштабными последствиями — разделением энергосистемы на изолированные части, отключением большого объема генерации и массовым прекращением электроснабжения.
Основная проблема в том, что в отрасли нет обязательных требований к параметрам оборудования и их согласованной работе в составе Единой национальной энергосистемы. Накопилась некая критическая масса, которая и привела к последним масштабным авариям.
Незначительная неполадка, которая могла быть устранена в кратчайшие сроки, переросла в крупный инцидент с общесистемными последствиями. На каждом этапе ситуация усугублялась неверными действиями автоматики, спроектированной и настроенной людьми. Она реагировала некорректно.
Одной из основных причин аварий в энергосистеме России зам.министра энергетики РФ Андрей Черезов назвал несогласованную работу оборудования, деятельность фактически ни на какую нормативную базу не опиралась, в итоге оказалось, что разное оборудование в энергосистеме зачастую работает несогласованно.
Новый «кодекс» работы электроэнергетики так и не был создан после завершения реформы отрасли. С уходом с арены РАО «ЕЭС России» и переводом взаимодействия субъектов электроэнергетики на рыночные отношения большая часть нормативных актов технологического характера потеряла легитимность, поскольку они были оформлены приказами РАО.
Обязательные требования к оборудованию, прописанные в документах советской эпохи, давно лишились своего законного статуса, к тому же многие из них устарели морально и не соответствуют современному развитию технологий.
Между тем «субъекты энергетики с 2002 года массово вводили новые устройства - активно устанавливалось новое оборудование в рамках ДПМ, реализовывались масштабные инвестпрограммы, было построено большое количество энергообъектов. В итоге оказалось, что разное оборудование в энергосистеме зачастую работает несогласованно», — отметил Андрей Черезов.
— У нас очень много субъектов электроэнергии, и взаимодействие между ними должно быть регламентировано, а они, получается, действуют самостоятельно, — заявил сразу после аварии замминистра энергетики РФ Андрей Черезов.
Обеспечить согласованную работу элементов энергосистемы способна только нормативная регламентация технологической деятельности. А для этого необходимо создать прозрачную и технически корректную систему общеобязательныx требований к элементам энергосистемы и действиям субъектов отрасли.
— Автономного функционирования быть не должно, потому что мы работаем в единой энергосистеме, соответственно, Минэнерго России намерено все урегулировать через нормативно-правовые акты, - подчеркнул Андрей Черезов.
— Необходимо создать четкие, понятные условия - кто отвечает за системную, противоаварийную автоматику, за ее функционал, установки.
В министерстве начата работа по совершенствованию правил расследования аварий в части комплексной систематизации причин, создания механизмов определения и реализации мероприятий по их предотвращению. «Эти правила определяют исключительно технические требования к оборудованию, не ограничивая свободу в выборе производителя. Также в этом документе не прописаны сроки на перенастройку или замену оборудования», - сказал Андрей Черезов.
Министерство энергетики России организовало работу по восстановлению в отрасли системы обязательных требований, которая не была должным образом разработана в ходе реформирования энергетики. Принят Федеральный закон от 23.06.2016 № 196-ФЗ, которым закреплены полномочия Правительства РФ или уполномоченного им федерального органа исполнительной власти на установление обязательных требований к обеспечению надежности и безопасности электроэнергетических систем и объектов электроэнергетики.
В настоящее время разрабатываются и готовятся к принятию десятки нормативных правовых актов и общеотраслевых нормативно-технических документов в соответствии с утвержденными на уровне Правительства России планами.
Президент страны в августе поручил минэнерго представить предложения по недопущению массовых отключений электроснабжения. Одним из первоочередных шагов должно стать принятие важнейшего системного документа - Правил функционирования электроэнергетических систем. Его проект уже поступил на рассмотрение в правительство РФ. Эти общеобязательные к исполнению правила зададут рамки нормативна-технического регулирования - установят ключевые технологические требования к работе энергосистемы и входящих в нее объектов. Кроме этого, требуется принятия множества конкретизирующих нормативно-технических документов уже на уровне минэнерго.
Проекты многих из них разработаны и прошли общественное обсуждение. Череда аварийных событий последних лет в ЕЭС России заставляет энергетиков торопиться.
«Одна из ключевых задач сегодня — направить инвестиции в оптимизацию существующей энергосистемы, а не в наращивание энергосистемы как актива, который пока нет возможности эксплуатировать оптимально», — заявил директор Департамента оперативного контроля и управления в электроэнергетике Министерства энергетики России Евгений Грабчак на Международном форуме по энергоэффективности и развитию энергетики «Российская энергетическая неделя» (Москва, Санкт-Петербург, 5 - 7.10.2017)
— Взяв за основу единую систему координат, однозначно определив все субъекты и объекты, описав их взаимодействие, а также научившись общаться на одном языке, мы сможем обеспечить не только горизонтальную и вертикальную интеграцию всех информационных потоков, которые вращаются в электроэнергетике, но и увязать децентрализованные центры управления с единой логикой принятия регулятором необходимых корректирующих решений. Таким образом, эволюционным путем будет создан инструментарий для моделирования достижения основного состояния электроэнергетики будущего, а оно видится нам в оптимальной себестоимости единицы электроэнергии - киловатта при заданном уровне безопасности и надежности, — пояснил Евгений Грабчак.
По его мнению, параллельно удастся достичь дополнительных преимуществ не только для регулятора и отдельных объектов, но и для смежных компаний и государства в целом.
— Среди данных преимуществ отмечу, прежде всего, создание новых рынков сервисных услуг, это: прогностическое моделирование состояния энергосистемы и отдельных ее элементов; оценка жизненного цикла; аналитика оптимального управления технологическими процессами; аналитика по работе системы и ее отдельных элементов; аналитика для разработки новых технологий и опробования существующих; формирование отраслевого заказа для промышленности и оценка рентабельности создания производств электротехнической и сопутствующей продукции; развитие логистических услуг, услуг по оптимизации управления активами, и многое другое. Однако для реализации данных изменения, помимо определения единой системы координат, необходимо переломить тенденцию внедрения передовых, но уникальных и неинтегрируемых друг с другом технологий.
P . S .
2 октября на должность генерального директора Филиала АО «СО ЕЭС» «Объединенное диспетчерское управление энергосистемы Востока» (ОДУ Востока) назначен Виталий Сунгуров, ранее занимавший пост советника директора по управлению развитием ЕЭС АО «СО ЕЭС», а до этого возглавлявший ряд региональных диспетчерских управлений Системного оператора.
С 2014 по 2017 год Виталий Леонидович Сунгуров был директором филиалов Удмуртское РДУ и Пермское РДУ. В этот период Виталий Сунгуров принимал активное участие в процессе структурной оптимизации Системного оператора. Под его руководством был успешно реализован проект укрупнения операционной зоны Пермского РДУ, принявшего функции оперативно-диспетчерского управления электроэнергетическим режимом ЕЭС России на территории Удмуртской Республики и Кировской области.
По итогам ежегодной проверки, проходившей с 24 по 26 октября, Филиал АО «СО ЕЭС» «Объединенное диспетчерское управление энергосистемы Востока» (ОДУ Востока) получил паспорт готовности к работе в осенне-зимний период (ОЗП) 2017/2018 года.
Результаты противоаварийной тренировки подтвердили готовность диспетчерского персонала Системного оператора к эффективному взаимодействию с оперативным персоналом субъектов электроэнергетики при ликвидации аварий, а также обеспечению надежного функционирования Объединенной энергосистемы Востока в осенне-зимний период 2017/2018 года.
Одним из основных условий получения паспорта готовности к работе в ОЗП является получение паспортов готовности всеми региональными диспетчерскими управлениями (РДУ) операционной зоны филиала АО «СО ЕЭС» ОДУ. Все РДУ операционной зоны ОДУ Востока в течение октября успешно прошли проверки и получили паспорта готовности к работе в ОЗП 2017/2018 года. Получение паспортов готовности филиалами АО «СО ЕЭС» ОДУ и РДУ является обязательным условием выдачи Системному оператору паспорта готовности к работе в предстоящем ОЗП
ОАО «Системный оператор Единой энергетической системы» успешно провел испытания по включению на параллельную синхронную работу объединенных энергосистем (ОЭС) Востока и Сибири. Итоги испытаний подтвердили возможность устойчивой кратковременной совместной работы энергообъединений, что позволит переносить точку раздела между ними без перерыва электроснабжения потребителей.
Цель испытаний – определения основных характеристик, показателей и режимных условий параллельной работы объединенных энергосистем Востока и Сибири, а также верификации моделей для расчета установившихся режимов и статической устойчивости, переходных режимов и динамической устойчивости. Параллельная работа была организована путем синхронизации объединенных энергосистем Сибири и Востока на секционном выключателе ПС 220 кВ Могоча.
Для проведения испытаний на ПС 220 кВ Могоча и ПС 220 кВ Сковородино были установлены регистраторы системы мониторинга переходных режимов (СМПР), предназначенные для сбора в реальном времени информации о параметрах электроэнергетического режима энергосистемы. Также во время испытаний были задействованы регистраторы СМПР, установленные на .
В ходе испытаний проведены три опыта в режиме параллельной синхронной работы ОЭС Востока и ОЭС Сибири с регулированием перетока активной мощности в контролируемом сечении «Сковородино – Ерофей Павлович тяговая» от 20 до 100 МВт в направлении ОЭС Сибири. Параметры электроэнергетического режима во время проведения опытов фиксировались регистраторами СМПР и средствами оперативно-информационного комплекса (ОИК), предназначенного для приема, обработки, хранения и передачи телеметрической информации о режиме работы энергетических объектов в реальном времени.
Управление электроэнергетическим режимом при параллельной работе ОЭС Востока с ОЭС Сибири осуществлялось путем регулирования перетока активной мощности с помощью Центральной системы автоматического регулирования частоты и перетоков мощности (ЦС АРЧМ) ОЭС Востока, к которой подключены Зейская ГЭС и Бурейская ГЭС, а также диспетчерским персоналом ОДУ Востока.
В рамках испытаний была обеспечена кратковременная параллельная синхронная работа ОЭС Сибири и ОЭС Востока. При этом экспериментально были определены параметры настройки ЦС АРЧМ ОЭС Востока, работавшей в режиме автоматического регулирования перетока мощности с коррекцией по частоте по сечению «Сковородино – Ерофей Павлович/т», обеспечивающие устойчивую параллельную работу ОЭС Востока и ОЭС Сибири.
«Полученные результаты подтвердили возможность кратковременного включения на параллельную работу ОЭС Востока и ОЭС Сибири при переносе точки раздела между энергообъединениями с подстанции 220 кВ Могоча. При оснащении всех ПС 220 кВ транзита Ерофей Павлович – Могоча – Холбон средствами синхронизации станет возможным переносить точку раздела между ОЭС Сибири и ОЭС Востока без кратковременного перерыва в электроснабжении потребителей с любой подстанции транзита, что существенно повысит надежность электроснабжения забайкальского участка Транссибирской железнодорожной магистрали», – отметила Наталья Кузнецова, главный диспетчер ОДУ Востока.
По итогам испытаний будет проведен анализ полученных данных и разработаны мероприятия по повышению надежности работы энергосистемы в условиях перехода на кратковременную параллельную синхронную работу ОЭС Сибири и ОЭС Востока.
АО "Системный оператор Единой энергетической системы", ПАО "Якутскэнерго" и Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" МЭС Востока успешно провели натурный эксперимент, доказавший возможность восстановления электроснабжения потребителей Центрального энергорайона (ЦЭР) энергосистемы Республики Саха (Якутия) от Объединенной энергосистемы (ОЭС) Востока путем переноса точки раздела между ними.
Эксперимент проводился по инициативе ПАО "Якутскэнерго" по согласованию с АО "СО ЕЭС" и по решению Штаба по обеспечению безопасности электроснабжения Республики Саха (Якутия). Целью эксперимента стала отработка действий диспетчерского и оперативного персонала при восстановлении электроснабжения расположенных на правом берегу реки Лены улусов (районов) в Центральном энергорайоне Якутской энергосистемы от ОЭС Востока по кабельно-воздушной линии (КВЛ) 220 кВ Нижний Куранах – Майя.
Специалистами филиалов АО "СО ЕЭС" Объединенное управление энергосистемы Востока (ОДУ Востока), Региональное диспетчерское управление энергосистемы Амурской области (Амурское РДУ) при участии специалистов филиала АО "СО ЕЭС" Региональное диспетчерское управление Республики Саха (Якутия) (Якутское РДУ) и ПАО "Якутскэнерго" разработана Программа, определены требования к параметрам электроэнергетического режима ОЭС Востока и ЦЭР Якутской энергосистемы и созданы схемно-режимные условия для питания нагрузки ЦЭР от ОЭС Востока. Управление переключениями осуществлялось по командам диспетчерского персонала Амурского РДУ и Департамента технологического управления ПАО "Якутскэнерго".
В ходе длившегося свыше 21 часа эксперимента точка раздела между ОЭС Востока и ЦЭР энергосистемы Республики Саха (Якутия) была успешно перенесена в глубину Центрального энергорайона, вследствие чего часть потребителей Якутии получила электроэнергию от ОЭС Востока. Максимальное мгновенное значение величины перетока мощности достигло 70 МВт, всего потребителям в центральной части Якутии было передано свыше миллиона кВт.ч электроэнергии.
"Полученные результаты подтвердили возможность восстановления электроснабжения заречных улусов в Центральном энергорайоне Якутской энергосистемы от ОЭС Востока в случае аварий на генерирующем оборудовании этого энергорайона. Также в ходе эксперимента были получены данные, анализ которых позволит разработать мероприятия по оптимизации процесса переключений и сокращения времени перерыва в электроснабжении потребителей при переносе точки раздела между ЦЭР и ОЭС Востока", – отметила директор по управлению режимами – главный диспетчер ОДУ Востока Наталья Кузнецова.
В настоящее время Западный и Центральный энергорайоны энергосистемы Республики Саха (Якутия) с суммарной установленной мощностью электростанций 1,5 ГВт функционируют изолированно от ЕЭС России и оперативно-диспетчерское управление на их территории осуществляет ПАО "Якутскэнерго". В 2016 году в рамках подготовки к осуществлению оперативно-диспетчерского управления энергосистемой Республики Саха (Якутия) в составе Западного и Центрального энергорайонов и организации присоединения этих энергорайонов к 2-й синхронной зоне ЕЭС России – ОЭС Востока – был создан Филиал АО "СО ЕЭС" Якутское РДУ. Принятие им функций оперативно-диспетчерского управления на территории Западного и Центрального энергорайонов Якутской энергосистемы будет осуществлено после внесения Правительством РФ соответствующих изменений в нормативно-правовые документы и исключения Якутской энергосистемы из перечня изолированных.
Создание управляемой связи энергосистем для повышения надежности и экономичности их работы целесообразно, прежде всего, в тех местах, где имеются сложности в обеспечении надежной параллельной работы. Это межгосударственные линии электропередачи, где, как правило, возникает необходимость разделения энергосистем по частоте, а также «слабые» межсистемные электропередачи, существенно ограничивающие возможности обменов мощностью между параллельно работающими энергосистемами, например, линии электропередачи 220 кВ для связи энергосистем Сибири и Дальнего Востока, проходящие вдоль Байкало-Амурской (северный транзит) и Транссибирской (южный транзит) железнодорожных магистралей протяженностью до 2000 км каждая. Однако без специальных мероприятий параллельная работа энергосистем по северному и южному транзитам невозможна. Поэтому рассматривается объединение, представляющее собой вариант параллельной несинхронной работы энергосистем по южному двухцепному транзиту (на последующих этапах объединения возможно также несинхронное замыкание и северного транзита). Актуальность проблемы состоит в том, что необходимо найти технические решения по обеспечению работы электропередачи 220 кВ Чита-Сковородино, питающей тяговые подстанции Забайкальской железной дороги и одновременно являющейся единственной электрической связью между ОЭС Сибири и Востока. На сегодняшний день эта протяженная связь не обладает требуемой пропускной способностью, а также не отвечает требованиям в части поддержания в диапазонах допустимых значений. Она работает в разомкнутом режиме и имеет точку деления на участке ВЛ-220 Холбон-Ерофей Павлович. Все это обусловливает недостаточную надежность сети 220 кВ, что является причиной неоднократных нарушений электроснабжения тяговых подстанций и сбоев работы устройств сигнализации, блокировок и графика движения поездов. Одним из возможных вариантов несинхронного объединения является использование так называемого асинхронизированного электромеханического преобразователя частоты (АС ЭМПЧ), представляющего собой агрегат из двух машин переменного тока одинаковой мощности с жестко соединенными валами, одна из которых выполнена как асинхронизированная синхронная машина (АСМ), а другая - как АСМ (АС ЭМПЧ типа АСМ+АСМ) или как синхронная машина (АС ЭМПЧ типа АСМ+СМ). Последний вариант конструктивно проще, но синхронная машина подключается к энергосистеме с более жесткими требованиями к . Первая по направлению передачи мощности через АС ЭМПЧ машина работает в режиме двигателя, вторая - в режиме генератора . Система возбуждения каждой АСМ содержит преобразователь частоты с непосредственной связью, питающий трехфазную обмотку возбуждения на шихтованном роторе.
Ранее во ВНИИЭлектромаше и Электротяжмаше (г. Харьков) для АС ЭМПЧ были выполнены эскизные и технические проекты АСМ вертикального (гидрогенераторного) и горизонтального (турбогенераторного) исполнения мощностью от 100 до 500 МВт. Кроме того, НИИ и заводом «Электротяжмаш» была разработана и создана серия из трех опытно-промышленных образцов АС ЭМПЧ-1 из двух АСМ мощностью 1 МВт (то есть на проходную мощность 1 МВт), всесторонне испытанных на полигоне ЛВВИСУ (г. Санкт-Петербург). У преобразователя из двух АСМ четыре степени свободы, то есть одновременно и независимо могут регулироваться четыре параметра режима агрегата. Однако, как показали теоретические и экспериментальные исследования, на АС ЭМПЧ типа АСМ+СМ реализуемы все режимы, возможные на АС ЭМПЧ типа АСМ+АСМ, в том числе и режимы потребления реактивной мощности со стороны обеих машин. Допустимая разность частот объединяемых энергосистем, а также управляемость АС ЭМПЧ определяются «потолочной» величиной возбуждения машин. Выбор места установки АС ЭМПЧ на рассматриваемой трассе обусловлен следующими факторами. 1. По данным ОАО «Институт Энергосетьпроект», в режиме зимнего максимума 2005 г. переток мощности через Могоча составит примерно 200 МВт в направлении от подстанции Холбон в восточную сторону к подстанции Сковородино. Именно величиной этого перетока и определяется установленная мощность агрегата АС ЭМПЧ-200 (или агрегатов).
2. Комплекс с АС ЭМПЧ-200 рассчитан на сдачу «под ключ» с полностью автоматическим управлением. Но с диспетчерского пункта подстанции Могоча и из ОДУ Амурэнерго могут меняться уставки по величине и направлению перетоков активной мощности.
3. Место установки (подстанция Могоча) находится примерно в середине между подстанцией Холбон и мощной подстанцией Сковородино, тем более Харанорская ГРЭС может к указанному времени (то есть к 2005 г.) обеспечить требуемые уровни напряжения на подстанции Холбон. При этом включение АС ЭМПЧ-200 в рассечку линии электропередачи на подстанции Могоча практически разделит связь на два независимых участка с уменьшенными примерно в два раза сопротивлениями и независимыми ЭДС машин агрегата с каждой стороны, что позволит примерно в полтора-два раза увеличить пропускную способность всей двухцепной ЛЭП-220 кВ. В дальнейшем при режимной необходимости увеличения обменной мощности можно рассмотреть установку и второго агрегата АС ЭМПЧ-200 параллельно первому.
Это позволит существенно отодвинуть сооружение -500 кВ и сроки возможного расширения Харанорской ГРЭС. По предварительной оценке при параллельной работе энергосистем Сибири и Дальнего Востока только по южному транзиту предельные по статической устойчивости обменные потоки мощности в сечении Могоча-Аячи составляют без АС ЭМПЧ: в восточном направлении - до 160 МВт, в западном направлении - до 230 МВт.
После установки АС ЭМПЧ проблема статической устойчивости автоматически снимается и потоки соответственно могут составить 200-250 МВт и 300-400 МВт при контроле предельных перетоков по тепловому ограничению отдельных, например, головных участков ЛЭП. Вопрос увеличения обменных перетоков становится особенно актуальным с введением в эксплуатацию Бурейской .
Предполагается, как указывалось, установка АС ЭМПЧ-200 в рассечку ВЛ 220 кВ на подстанции Могоча магистральной двухцепной межсистемной связи с многочисленными промежуточными отборами мощности.
На такой межсистемной связи возможны аварии с потерей электрической связи с мощной энергосистемой и образованием энергорайона с питанием через АС ЭМПЧ-200, то есть с работой АС ЭМПЧ-200 на консольную нагрузку. В таких режимах АС ЭМПЧ-200 не может и не должен поддерживать в общем случае заданное задатчиком доаварийное значение передаваемой мощности.
В то же время он должен сохранить способность регулирования на собственных шинах и частоту вращения вала агрегата. Разработанная для АС ЭМПЧ адаптивная система регулирования требует телеинформации об отключении и включении выключателей примыкающих участков ЛЭП. На основании этой телеинформации она переводит АСМ агрегата со стороны неаварийного участка трассы на управление по частоте вращения вала и со стороны консоли АСМ берет на себя нагрузку энергорайона.
Если эта нагрузка больше установленной мощности АСМ, то АС ЭМПЧ шунтируется с переводом машин в компенсаторный режим. Важно также, что передача телеинформации о векторе за разомкнутым выключателем позволяет без улавливания синхронизма сразу же включить АС ЭМПЧ-200 в нормальную работу безударно после включения отключившегося выключателя.
Многолетними теоретическими и экспериментальными исследованиями, выполненными для комплекса управляемого соединения энергосистем Северного Кавказа и Закавказья на электропередаче 220 кВ Сочи-Бзыби Краснодарэнерго на основе проекта АС ЭМПЧ-200 , подтверждены ожидаемые и известные возможности АС ЭМПЧ по регулированию активной и , напряжений машин и частоты вращения ротора агрегата.
По сути, в пределах конструктивно заложенных возможностей АС ЭМПЧ является абсолютно управляемым элементом для объединения энергосистем, обладающим к тому же демпфирующими возможностями за счет кинетической энергии маховых масс роторов машин агрегата, чего лишены статические преобразователи. Система управления совместно с АРВ машин с системами самовозбуждения и пуска после подачи команды «Пуск» обеспечивает автоматическое тестирование состояния элементов всего комплекса с последующим автоматическим включением в сеть в необходимой последовательности без участия персонала или останов агрегата после подачи команды «Останов». Предусмотрено также ручное включение в сеть и ручное регулирование уставок, аварийное отключение и АПВ . При запуске АС ЭМПЧ-200 в работу достаточно для спокойного включения обеспечить скольжение в предусмотренном диапазоне и уставки, обеспечивающие режим по ЛЭП до размыкания шунтирующих выключателей. Вообще к управлению АС ЭМПЧ-200 на межсистемной связи нужно подходить с той позиции, что структура регулирования должна осуществить требуемое управление работой агрегата в установившихся и неустановившихся режимах и обеспечить выполнение следующих основных функций в электрических системах.
1. Поддержание значений напряжений (реактивных мощностей) в соответствии с уставками в нормальных режимах. Так, например, каждая из машин АС ЭМПЧ способна в пределах, ограниченных номинальными токами, генерировать требуемое значение реактивной мощности или обеспечить без потери устойчивости ее потребление. 2. Управление в нормальных и аварийных режимах величиной и направлением перетока активной мощности в соответствии с уставкой при синхронной и несинхронной работе частей энергосистем, что, в свою очередь, способствует повышению пропускной способности межсистемных связей. 2.1. Регулирование перетока с помощью АС ЭМПЧ-200 по заранее согласованному между объединяемыми энергосистемами графику с учетом суточных и сезонных изменений нагрузок. 2.2. Оперативное регулирование межсистемного перетока вплоть до реверса с одновременным демпфированием нерегулярных колебаний. Если требуется быстро изменить направление передачи активной мощности через агрегат, то, изменяя согласованно уставки по активной мощности на первой и второй машинах, можно практически при постоянной частоте вращения изменять переток активной мощности, преодолевая лишь электромагнитную инерционность контуров обмоток машины. При соответствующих «потолках» возбуждения реверс мощности будет проходить достаточно быстро. Так, для АС ЭМПЧ, состоящего из двух АСМ-200, время полного реверса, от +200 МВт до -200 МВт, как показывают расчеты, составляет 0,24 с (в принципе, оно ограничивается только величиной T"(f). 2.3. Использование АС ЭМПЧ-200 как оперативный источник для поддержания частоты, а также для подавления электромеханических колебаний после больших возмущений в одной из энергосистем или в консольном энергорайоне. 3. Работу на выделенный (консольный) энергорайон потребителей с обеспечением требуемого уровня частоты и напряжения. 4. Демпфирование колебаний в аварийных режимах работы электрических систем, существенное уменьшение возмущений, передаваемых из одной части электрических систем в другую. В переходных режимах благодаря возможности АС ЭМПЧ изменять в заданных пределах частоту вращения, то есть кинетическую энергию агрегата, возможно интенсивное демпфирование
колебаний и в течение определенного времени возмущение, возникшее в одной части энергосистемы, не будет передаваться в другую. Так, при к.з. или АПВ в одной из энергосистем агрегат будет разгоняться или тормозиться, однако величина активной мощности АСМ, подключенной к другой энергосистеме, будет оставаться при соответствующем управлении неизменной. 5. Перевод в случае необходимости обеих машин агрегата в режим работы синхронного компенсатора. Стоимость сооружения преобразовательной подстанции с АС ЭМПЧ-200 обусловливается составом оборудования и, по сути, ничем не отличается от обычно сооружаемых подстанций с синхронными компенсаторами. Площадка для сооружения устройства должна обеспечивать удобства подвоза оборудования, компактность монтажа и связи с существующим силовым оборудованием на подстанции Могоча. Для упрощения всей системы подстанции необходим вариант без выделения АС ЭМПЧ-200 в отдельную подстанцию. Для присоединения к энергосистемам агрегата, машины которого рассчитаны на полную мощность= 200/0,95 = 210,5 МВ А (по данным ОАО «Электросила», С-Петербург и ), требуются два трансформатора на 220/15,75 кВ. Технико-экономическое сравнение АС ЭМПЧ со статическими преобразователями проведено для передаваемой мощности 200 МВт. Сравниваемые параметры приведены в таблице. Вставка постоянного тока (ВПТ) - классический вариант. В таблице указана передаваемая через ВПТ мощность 355 МВт, что соответствует одному блоку Выборгской подстанции. В указана удельная стоимость ВПТ (с учетом подстанционного оборудования), которая приведена в таблице. КПД подстанции ВПТ (с учетом синхронных компенсаторов, силовых трансформаторов и фильтров) на уровне 0,96.
ВПТ на запираемых (двухоперационных) ключах с ШИМ и параллельно включенными обратными диодами . Известно, что внутренние потери запираемых ключей в 1,5-2 раза больше, чем у обычных тиристоров, поэтому КПД такого ВПТ со специальными силовыми трансформаторами с учетом фильтров высокой частоты коммутаций составляет 0,95. Вопрос стоимости четко не определен. Однако в указывается удельная стоимость ВПТ на основе STATCOM 165 долл./кВт и выше.
Для ВПТ по типу Directlink с двухуровневым формированием кривой выходного удельная стоимость выше и составляет 190 долл./кВт. В таблице приведены данные как для варианта STATCOM, так и для варианта на основе Directlink. 
По данным ОАО «Электросила», у АС ЭМПЧ-200 из двух АСМ = 98,3 % (по - 98,42 %) удельная стоимость установленной мощности cоставляет 40 долл./кВт. Тогда стоимость собственно агрегата преобразователя составит 16 млн долл. В соответствии с базовая стоимость подстанции переменного тока 220 кВ с двумя трансформаторами составляет 4 млн долл., а удельная стоимость преобразователя с подстанцией составит =(16+4) 10 6 /400 10 3 = 50 долл./кВт. С учетом трансформаторов общий КПД составит = 0,983 2 0,997 2 = 0,96.
Наряду с приведенными выше вариантами нужно рассмотреть и вариант преобразователя с использованием эксплуатируемых в энергосистемах синхронных компенсаторов типа КСВБМ с водородным охлаждением наружной установки . Следует отметить, что в АС ЭМПЧ типа АСМ+СМ в качестве синхронной машины может использоваться без каких-либо переделок синхронный компенсатор КСВБМ 160-15У1 во всех режимах при соблюдении условия для тока статора. Например, при = 1 мощность P = ±160 МВт; при = 0,95 (как в проекте ОАО «Электросила») P = 152 МВт, Q = ±50 МВ А, а ЭДС Е=2,5<Еном =3 отн.ед.
По данным разработчика ОАО «Уралэлектротяжмаш», синхронный компенсатор КСВБМ 160-15У1 стоит 3,64 10 6 долл. Если ротор в тех же габаритах выполнен с неявнополюсной шихтовкой (конструкция СК это позволяет), то стоимость возрастет в 1,5 раза и составит 5,46 10 6 долл. и тогда полная стоимость преобразователя типа АСМ +СМ (то есть из серийного и переоборудованного синхронных компенсаторов) составит 9 10 6 долл. (см. табл.). Здесь следует отметить, что
ГОСТ 13109-97 на качество электрической энергии (Постановление Госкомитета по стандартизации и сертификации РФ, 1998 г.) допускает следующие отклонения частоты: нормальные ±0,2 Гц в течение 95% времени, предельные ±0,4 Гц в течение 5% времени суток. Учитывая, что далее будет срабатывать АЧР, можно утверждать, что заложенное в АСМ потолочное значение напряжения возбуждения на скольжение с частотой ±2 Гц обеспечит надежную работу АС ЭМПЧ и при других больших системных возмущениях. При номинальном токе статора потери в СК составляют 1800 кВт и тогда КПД равен = 0,988. Взяв КПД переоборудованного из СК АСМ таким же, как в проекте ОАО «Электросила», с учетом трансформаторов получим: = 0,988 0,983 0,997 2 = 0,966.
В таблице приведены данные для двух агрегатов типа АСМ+СМ в параллель, что позволяет перекрыть ожидаемое увеличение пропускной способности транзита при установке преобразователя на подстанции Могоча. При этом удельная стоимость меньше, а КПД больше, чем у всех других вариантов. Следует также подчеркнуть очевидное преимущество - компенсаторы КСВБМ предназначены для наружной установки при температурах окружающего воздуха от -45 до +45 o С (то есть вся технология уже отработана), поэтому нет необходимости в сооружении машинного зала для агрегатов АС ЭМПЧ, а нужен лишь корпус для вспомогательных устройств площадью, как требуют строительные нормы, два шестиметровых пролета в ширину на шесть шестиметровых пролетов в длину, то есть 432 м 2 . Тепловые расчеты компенсаторов
выполняются как для водородного охлаждения, так и для воздушного охлаждения. Поэтому упомянутый двухагрегатный АС ЭМПЧ может длительно работать на воздушном охлаждении при нагрузке в 70 % от номинальной, обеспечивая требуемый переток 200 МВт.
Кроме того, институтом Энергосетьпроект разработан оригинальный типовой проект установки СК мощностью 160 МВ А с реверсивным бесщеточным возбуждением, который позволяет существенно уменьшить объем строительных работ, ускоренно осуществить монтаж и ввод СК в работу и значительно сократить стоимость их установки.
ВЫВОДЫ
1. Несинхронное параллельное объединение ОЭС Сибири и Дальнего Востока по южному двухцепному транзиту 220 кВ с помощью асинхронизированного электромеханического преобразователя частоты (АС ЭМПЧ) по сравнению с известными ВПТ на основе STATKOM и DIRECTLINK по технико-экономическим показателям является предпочтительным.
2. Многолетние теоретические и экспериментальные исследования и выполненные проекты показали возможности АС ЭМПЧ по регулированию активной и реактивной мощностей, напряжений машин и частоты вращения ротора агрегата. Установкой преобразователя на подстанции Могоча транзит Холбон - Сковородино практически делится пополам, поэтому пропускная способность этого транзита возрастет в 1,5-2 раза, что позволит отодвинуть сроки строительства ЛЭП-500 кВ и сроки расширения Харанорской ГРЭС.
3. Предварительное технико-экономическое сравнение преобразователей показало, что сооружение подстанции с ВПТ на запираемых ключах с ШИМ на передаваемую мощность 200 МВт на основе проекта Directlink стоит 76 млн долл., а на основе проекта STATKOM - 66 млн долл. В то же время АС ЭМПЧ-200 типа АСМ+АСМ по данным ОАО «Электросила» и НИИ «Электротяжмаш» (г. Харьков) стоит 20 млн долл.
4. У АС ЭМПЧ типа АСМ+СМ на основе серийно выпускаемых ОАО «Уралэлектротяжмаш» и эксплуатируемых в энергосистемах синхронных компенсаторов с водородным и воздушным охлаждением для наружной установки КСВБМ 160 МВ А удельная стоимость установленной мощности АС ЭМПЧ с полным подстанционным оборудованием составляет 40 долл./кВт и при этом КПД не ниже других типов преобразователей. Учитывая малый объем строительно-монтажных работ, низкую удельную стоимость и высокий КПД, именно такую подстанцию с АС ЭМПЧ полностью на отечественном оборудовании можно рекомендовать для несинхронного объединения ОЭС Сибири и Дальнего Востока.
