Un experiment la scară largă a confirmat posibilitatea restabilirii alimentării cu energie electrică a unei părți a districtului energetic central Yakutia pe cheltuiala IPS din est. Un experiment la scară largă a confirmat posibilitatea restabilirii alimentării cu energie electrică a unei părți a districtului energetic central din Yakutia într-un

O nouă versiune a sistemului centralizat de control al situațiilor de urgență (CSPA) al Sistemului Energetic Unit al Estului a fost pusă în funcțiune comercială la Sucursala SA SO UES „Controlul Unificat de Dispecerat al Sistemelor Energetice din Est” (ODU of the East) cu conectarea la acesta a automatizării de control de urgență a CHE Bureyskaya.

Modernizarea TsSPA și conectarea prevenției locale automate a încălcării stabilității (LAPNU) a CHE Bureyskaya ca dispozitiv din aval va permite reducerea la minimum a cantității de acțiuni de control în sistemul de alimentare pentru a opri consumatorii în caz de urgență la instalațiile de energie electrică.

CSPA a IPS din Est a fost pusă în funcțiune comercială în 2014. Inițial, ca dispozitive în aval au fost utilizate LAPNU al HC Zeya și LAPNU al GRES Primorskaya. După modernizarea bazei hardware și software a LAPNU efectuată de filiala PJSC RusHydro - Bureyskaya HPP, a devenit posibilă și conectarea acesteia la TsSPA.

„Punerea în funcțiune cu succes a LAPNU a CHE Bureyskaya ca parte a TsSPA a UES din Est a făcut posibilă aducerea controlului automat de urgență în interconectarea electrică la un nivel calitativ nou. Numărul declanșatorilor a crescut de la 16 la 81, TsSPA a acoperit două treimi din secțiunile controlate din UES din Est, volumul acțiunilor de control pentru deconectarea consumatorilor în cazul unor accidente în sistemul de alimentare a fost redus semnificativ, ” a declarat Natalya Kuznetsova, director pentru controlul modului - dispecer șef al ODS din Est.

Pentru a conecta complexul de automatizare de urgență al CHE Bureyskaya, în 2017–2018, specialiștii din ODU din Est au efectuat un set de măsuri, care au inclus pregătirea și amenajarea locului de testare al TsSPA, înființarea acestuia. interacțiunea în rețea cu LAPNU a CHE Bureyskaya. Conform programului dezvoltat de ODU Vostok și coordonat cu Bureyskaya HPP, o filială a PJSC RusHydro, au fost efectuate teste pentru funcționarea LAPNU ca dispozitiv de bază al CSPA, precum și monitorizarea și analiza modelelor de calcul, monitorizarea canale de comunicare și schimb de informații între CSPA și LAPNU, stabilirea interacțiunii în rețea și a software-ului.

TsSPA UES din Est aparține familiei de sisteme centralizate de automatizare de urgență de a treia generație. În comparație cu generațiile anterioare, acestea au funcționalitate extinsă, inclusiv un algoritm mai avansat pentru calcularea stabilității statice a sistemului de alimentare și un algoritm pentru selectarea acțiunilor de control în funcție de condițiile pentru asigurarea nu numai a stabilității statice, ci și dinamice - stabilitatea sistemului. sistem de alimentare în proces de perturbări de urgență. De asemenea, noile DSP funcționează pe baza unui nou algoritm de evaluare a stării regimului de energie electrică a sistemului de alimentare. Fiecare TsSPA are o structură pe două niveluri: sistemele software și hardware de nivel superior sunt instalate în centrele de control ale ODU, iar dispozitivele inferioare sunt instalate la unitățile de dispecerizare.

Pe lângă IPS din Est, DSPA de a treia generație funcționează cu succes în IPS din Nord-Vest și IPS din Sud. Sistemele din UES din Volga Mijlociu, Urali și din sistemul energetic Tyumen sunt în funcțiune de probă.

Rostekhnadzor a emis un Act de investigare cu privire la cauzele unui accident sistemic care s-a produs la 1 august 2017 în Sistemul Energetic Unit al Estului (IPS of the East), accident care a lăsat fără electricitate peste 1,7 milioane de oameni în mai multe regiuni ale Extremului. Districtul Federal de Est deodată.

Actul enumeră toți principalii participanți la evenimente, zeci de semne de accident, circumstanțe tehnice, deficiențe organizatorice, cazuri de neîndeplinire a comenzii dispecerului și fapte de funcționare necorespunzătoare a echipamentului, erori de proiectare și încălcări ale cerințelor de reglementare. acte juridice, arată că principalul și, de fapt, singurul motiv pentru ceea ce s-a întâmplat au fost elemente de funcționare inconsecventă ale sistemului de putere. Același motiv stă la baza majorității blocărilor de sistem.

Linia de 500 kV de lângă Khabarovsk era în reparație, la 1 august la ora locală 22 a avut loc o întrerupere (scurtcircuit la trecerea mărfurilor supradimensionate pe sub fire) a liniei de 220 kV a Federal Grid Company (FGC). Apoi a doua linie de transport de 220 kV a fost oprită. Motivul este setarea incorectă a protecției și automatizării releului (RPA), nu a ținut cont de posibilitatea de a opera linii electrice cu o astfel de sarcină. Oprirea celei de-a doua linii de transport de 220 kV a condus la împărțirea IPS din Est în două părți. După aceea, controlul automat al puterii la centrala RusHydro nu a funcționat corect, ceea ce a provocat dezvoltarea în continuare a accidentului și a amplorii acestuia. Rezultatul este oprirea mai multor linii electrice, inclusiv a celor care duc în China.

- Protecția, automatele de urgență au funcționat, o serie de instalații electrice au eșuat. Parametrii de funcționare a șase stații s-au modificat. Rețelele de distribuție au avut de suferit, - a declarat pentru RG Olga Amelchenko, reprezentant al Companiei de rețea de distribuție din Orientul Îndepărtat JSC.

Ca urmare, sistemul energetic unificat din sudul Orientului Îndepărtat a fost împărțit în două părți izolate: exces și deficit. Au avut loc întreruperi în ambele. În exces, protecția echipamentelor de generare și rețea a funcționat, iar în deficit, descărcarea automată în frecvență.

Cauza oficială a incidentului a fost „funcționarea necoordonată a elementelor sistemului de alimentare”.

Potrivit raportului de investigație al Rostekhnadzor, principalele cauze ale accidentului sunt „funcționarea excesivă a dispozitivelor de protecție cu relee, funcționarea incorectă a sistemelor automate de control pentru echipamente de generare, deficiențe în algoritmul utilizat de dezvoltator pentru funcționarea automatizării de urgență într-un 220. Rețeaua kV, deficiențe în funcționarea echipamentelor rețelei electrice.”

Ceea ce s-a întâmplat pe 1 august nu a fost nici măcar un accident, ci o serie de accidente. În 2012, au fost 78 de accidente sistemice, în opt luni din 2017 - doar 29. Accidentele majore au scăzut, dar, din păcate, au devenit mai mari. În 2017, au existat cinci astfel de accidente cu consecințe pe scară largă - împărțirea sistemului de alimentare în părți izolate, oprirea unei cantități mari de producție și o întrerupere masivă a energiei electrice.

Principala problemă este că industria nu are cerințe obligatorii pentru parametrii echipamentelor și funcționarea coordonată a acestora ca parte a Sistemului Energetic Național Unificat. S-a acumulat o anumită masă critică, ceea ce a dus la cele mai recente accidente de amploare.

O problemă minoră care ar fi putut fi rezolvată într-o perioadă scurtă de timp a escaladat într-un incident major cu repercusiuni la nivelul întregului sistem. La fiecare etapă, situația a fost agravată de acțiuni incorecte de automatizare proiectate și configurate de oameni. Ea a reactionat incorect.

Una dintre principalele cauze ale accidentelor în sistemul energetic al Rusiei, ministrul adjunct al Energiei al Federației Ruse, Andrey Cherezov, a numit funcționarea inconsecventă a echipamentelor, activitatea nu s-a bazat de fapt pe niciun cadru de reglementare, ca urmare, s-a dovedit că echipamente diferite din sistemul energetic funcționează adesea inconsecvent.

Un nou „cod” de funcționare al industriei de energie electrică nu a fost creat niciodată după finalizarea reformei industriei. Odată cu plecarea RAO „UES din Rusia” de pe arenă și transferul interacțiunii dintre subiecții industriei energiei electrice către relațiile de piață, majoritatea actelor de reglementare de natură tehnologică și-au pierdut legitimitatea, deoarece au fost oficializate prin ordine ale RAO. .

Cerințele obligatorii pentru echipamente, prescrise în documentele erei sovietice, și-au pierdut de mult statutul juridic, în plus, multe dintre ele sunt depășite din punct de vedere moral și nu corespund dezvoltării moderne a tehnologiilor.

Între timp, „entitățile energetice au introdus masiv noi dispozitive din 2002 - au fost instalate în mod activ echipamente noi în cadrul CSA, au fost implementate programe de investiții la scară largă, au fost construite un număr mare de instalații energetice. Ca rezultat, s-a dovedit că echipamente diferite din sistemul de alimentare adesea funcționează inconsecvent”, a spus Andrey Cherezov.

„Avem o mulțime de entități de energie electrică, iar interacțiunea dintre ele ar trebui reglementată, dar se dovedește că aceștia acționează independent”, a declarat Andrei Cherezov, ministrul adjunct al Energiei al Federației Ruse, imediat după accident.

Doar reglementarea normativă a activității tehnologice este capabilă să asigure funcționarea coordonată a elementelor sistemului energetic. Și pentru aceasta este necesar să se creeze un sistem transparent și corect din punct de vedere tehnic de cerințe general obligatorii pentru elementele sistemului energetic și acțiunile entităților din industrie.

„Nu ar trebui să existe funcționare autonomă, pentru că lucrăm într-un singur sistem energetic, respectiv, Ministerul Rusiei de Energie intenționează să reglementeze totul prin acte normative de reglementare”, a subliniat Andrey Cherezov.

- Este necesar să se creeze condiții clare, de înțeles - cine este responsabil pentru sistem, automatizarea de urgență, pentru funcționalitatea acestuia, instalații.

Ministerul a început lucrările de perfecţionare a regulilor de investigare a accidentelor în ceea ce priveşte o sistematizare cuprinzătoare a cauzelor, creând mecanisme de determinare şi implementare a măsurilor de prevenire a acestora. „Aceste reguli definesc doar cerințele tehnice pentru echipament, fără a limita libertatea de a alege un producător. De asemenea, acest document nu specifică termenii pentru reconfigurarea sau înlocuirea echipamentelor”, a spus Andrey Cherezov.

Ministerul Energiei al Rusiei a organizat lucrări pentru restabilirea sistemului de cerințe obligatorii în industrie, care nu a fost dezvoltat corespunzător în cursul reformei sectorului energetic. A fost adoptată Legea federală nr. 196-FZ din 23 iunie 2016, care stabilește competențele Guvernului Federației Ruse sau ale organului executiv federal autorizat de acesta să stabilească cerințe obligatorii pentru asigurarea fiabilității și siguranței sistemelor electrice și electrice. instalații electrice.

În prezent, zeci de acte normative și documente tehnice și de reglementare la nivel de industrie sunt în curs de elaborare și sunt pregătite pentru adoptare în conformitate cu planurile aprobate la nivelul Guvernului Rusiei.

În august, președintele țării a instruit Ministerul Energiei să prezinte propuneri pentru a preveni întreruperile masive de curent. Unul dintre pașii prioritari ar trebui să fie adoptarea celui mai important document sistemic - Regulile de funcționare a sistemelor de energie electrică. Proiectul său a fost deja înaintat guvernului Federației Ruse spre examinare. Aceste reguli obligatorii vor stabili cadrul pentru reglementarea normativă și tehnică - ele vor stabili cerințe tehnologice cheie pentru funcționarea sistemului energetic și a instalațiilor sale constitutive. În plus, necesită adoptarea multor documente de reglementare și tehnice specifice deja la nivelul Ministerului Energiei.

Multe dintre ele au fost redactate și au fost discutate public. O serie de evenimente de urgență din ultimii ani în UES din Rusia îi face pe inginerii energetici să se grăbească.

„Una dintre sarcinile cheie astăzi este să direcționăm investițiile în optimizarea sistemului energetic existent și nu în construirea sistemului energetic ca un activ care nu este încă posibil să funcționeze optim”, a declarat Evgeny Grabchak, directorul Departamentului pentru Control Operațional. și Management în Industria Electrică al Ministerului Rus al Energiei, la Forumul Internațional pentru Eficiența Energetică și Dezvoltarea Energetică „Săptămâna Energiei Ruse” (Moscova, Sankt Petersburg, 5 - 7.10.2017)

— Luând ca bază un singur sistem de coordonate, definind fără ambiguitate toate subiectele și obiectele, descriind interacțiunea acestora și învățând să comunice într-o singură limbă, vom fi capabili să asigurăm nu numai integrarea orizontală și verticală a tuturor fluxurilor de informații care gravitează în industria energetică, dar și leagă managementul centrelor descentralizate cu o singură logică pentru ca autoritatea de reglementare să ia deciziile corective necesare. Astfel, într-un mod evolutiv, vor fi create instrumente pentru modelarea realizării stării principale a industriei de energie electrică a viitorului și o vedem în costul optim al unei unități de energie electrică - un kilowatt la un anumit nivel de siguranță. și fiabilitate, - a explicat Evgeny Grabchak.

În opinia sa, în paralel, va fi posibil să se obțină beneficii suplimentare nu numai pentru reglementare și facilități individuale, ci și pentru companiile afiliate și statul în ansamblu.

- Dintre aceste avantaje, aș dori să remarc, în primul rând, crearea de noi piețe pentru servicii, acestea sunt: ​​modelarea predictivă a stării sistemului energetic și a elementelor sale individuale; Evaluarea ciclului de viață; analiza controlului optim al proceselor tehnologice; analitice asupra funcționării sistemului și a elementelor sale individuale; analiză pentru dezvoltarea de noi tehnologii și testarea celor existente; formarea unei comenzi industriale pentru industrie și evaluarea rentabilității creării de instalații de producție pentru produse electrice și conexe; dezvoltarea de servicii de logistică, servicii de optimizare a managementului activelor și multe altele. Totuși, pentru a implementa aceste modificări, pe lângă definirea unui singur sistem de coordonate, este necesară inversarea tendinței de introducere a tehnologiilor avansate, dar unice și neintegrabile.

P. S.

La 2 octombrie, Vitaly Sungurov, care a deținut anterior postul de consilier al directorului pentru managementul dezvoltării al UES al SO UES JSC, și înainte de aceasta a condus un număr de departamente regionale de dispecer al operatorului de sistem.

Din 2014 până în 2017, Vitaly Leonidovich Sungurov a fost directorul filialelor Udmurt RDU și Perm RDU. În această perioadă, Vitaly Sungurov a participat activ la procesul de optimizare structurală a operatorului de sistem. Sub conducerea sa, a fost implementat cu succes un proiect de extindere a zonei de operare a Biroului Regional de Dispecerat din Perm, care și-a asumat funcțiile de control operațional al dispecerului al regimului de energie electrică al UES al Rusiei în Republica Udmurt și Regiunea Kirov.

Pe baza rezultatelor inspecției anuale, care a avut loc în perioada 24 octombrie - 26 octombrie, Filiala SA „SO UES” „Oficiul Comun de Dispecerat al Sistemului Energetic din Est” (ODU din Est) a primit un certificat de pregătire pentru munca in perioada toamna-iarna (OZP) 2017/2018.

Rezultatele instruirii pentru situații de urgență au confirmat disponibilitatea personalului de dispecerat al Operatorului de Sistem de a interacționa eficient cu personalul operațional al entităților din industria energiei electrice în caz de accidente, precum și de a asigura funcționarea fiabilă a Sistemului Energetic Unificat al Estului. in perioada toamna-iarna 2017/2018.

Una dintre principalele condiții pentru obținerea unui pașaport de pregătire pentru muncă în OZP este primirea pașapoartelor de pregătire de către toate birourile regionale de dispecerizare (RDO) din zona de operare a filialei SO UES SA ODU. În cursul lunii octombrie, toate RDO din zona de operare a ODU din Est au trecut cu succes inspecțiile și au primit pașapoarte de pregătire pentru muncă în perioada în aer liber 2017/2018. Obținerea pașapoartelor de pregătire de către sucursalele SO UES JSC ODU și RDO este o condiție prealabilă pentru eliberarea unui pașaport de pregătire operatorului de sistem pentru muncă în următoarea perioadă de sezon deschis

JSC „Operatorul de sistem al sistemului energetic unificat” a efectuat cu succes teste pentru pornirea funcționării sincrone paralele a United Energy Systems (IPS) din Est și Siberia. Rezultatele testelor au confirmat posibilitatea unei funcționări comune stabile pe termen scurt a interconexiunilor de energie, ceea ce va permite transferul punctului de împărțire între ele fără întreruperea alimentării cu energie a consumatorilor.

Scopul testelor este de a determina principalele caracteristici, indicatori și condiții de regim pentru funcționarea în paralel a sistemelor de putere combinate din Est și Siberia, precum și de a verifica modele de calcul a condițiilor de echilibru și a stabilității statice, condiții tranzitorii și stabilitate dinamică. Funcționarea în paralel a fost organizată prin sincronizarea sistemelor electrice combinate din Siberia și Est la comutatorul secțional al stației de 220 kV Mogocha.

Pentru a efectua teste la stația de 220 kV Mogocha și la stația de 220 kV Skovorodino, au fost instalate înregistratoare de sistem de monitorizare tranzitorie (TMRS) pentru a colecta informații în timp real despre parametrii regimului de putere electrică a sistemului de alimentare. Tot în timpul testelor, registratorii SMPR au instalat pe.

În timpul testelor, au fost efectuate trei experimente în modul de funcționare sincronă paralelă a UES din Est și UES din Siberia cu reglarea fluxului de putere activă în secțiunea controlată „Tracțiunea Skovorodino - Erofei Pavlovich” de la 20 la 100 MW. în direcţia UES a Siberiei. Parametrii regimului de energie electrică în timpul experimentelor au fost înregistrați de către înregistratoarele SMPR și mijloacele complexului informațional operațional (OIC), concepute pentru a primi, procesa, stoca și transmite informații telemetrice despre modul de funcționare a instalațiilor energetice în timp real.

Gestionarea regimului de energie electrică în timpul funcționării paralele a IPS din Est cu IPS din Siberia a fost realizată prin reglarea fluxului de putere activă utilizând Sistemul de control central automat al frecvenței și al fluxului de putere (CS ARCHM) al IPS din Est, la care sunt conectate CHE Zeya și CHE Bureyskaya, precum și de către personalul dispecer al ODS din Est.

În cadrul testelor, a fost asigurată funcționarea sincronă paralelă pe termen scurt a IPS din Siberia și IPS din Est. În același timp, au fost determinați experimental parametrii de reglare ai CA ARCHM al IPS din Est, care a funcționat în modul de control automat al fluxului de putere cu corecție de frecvență de-a lungul secțiunii „Skovorodino - Erofei Pavlovich / t”, asigurând o stabilitate stabilă. funcționarea paralelă a IPS din Est și IPS din Siberia.

„Rezultatele obținute au confirmat posibilitatea funcționării în paralel pe termen scurt a IPS din Est și IPS din Siberia atunci când punctul de separare dintre interconexiunile de putere este transferat de la stația de 220 kV Mogocha. Când toate stațiile de tranzit de 220 kV Erofey Pavlovich - Mogocha - Kholbon sunt echipate cu mijloace de sincronizare, va fi posibil să se transfere punctul de divizare între IPS din Siberia și IPS din Est fără o scurtă întrerupere a alimentării cu energie a consumatorilor de la orice substație de tranzit, care va crește semnificativ fiabilitatea alimentării cu energie electrică a secțiunii Trans-Baikal a Căii Ferate Transsiberiane, - a remarcat Natalya Kuznetsova, dispeceratul șef al ODU din Est.

Pe baza rezultatelor testelor, se va efectua o analiză a datelor obținute și se vor elabora măsuri pentru îmbunătățirea fiabilității sistemului de alimentare în condițiile tranziției la funcționarea sincronă paralelă pe termen scurt a IPS din Siberia și IPS din Siberia. Est.

SA „Operatorul de sistem al sistemului energetic unificat”, PJSC „Yakutskenergo” și Filiala PJSC „FGC UES” MES din Est au efectuat cu succes un experiment la scară largă care a demonstrat posibilitatea restabilirii alimentării cu energie electrică a consumatorilor din Districtul Energetic Central (CER) al sistemului energetic al Republicii Sakha (Yakutia) din Sistemul Energetic Unit (IPS) al Estului prin mutarea punctului de despărțire între ele.

Experimentul a fost realizat la inițiativa PJSC „Yakutskenergo” în acord cu SA „SO UES” și prin decizie a sediului central pentru asigurarea siguranței alimentării cu energie electrică a Republicii Sakha (Yakutia). Scopul experimentului a fost să elaboreze acțiunile personalului de dispecer și operațional la restabilirea alimentării cu energie a uluselor (districtelor) situate pe malul drept al râului Lena în districtul energetic central al sistemului energetic Yakutsk de la IPS din spre est prin cablul de 220 kV (LEA) Nizhny Kuranakh - Maya.

Specialiști ai filialelor SA „SO UES” Direcția comună a Sistemului Energetic al Estului (ODU din Est), Biroul Regional de Dispecerat al Sistemului Energetic al Regiunii Amur (Amur RDO), cu participarea specialiștilor filialei Oficiul Regional de Dispecerat al JSC „SO UES” al Republicii Sakha (Yakutia) (Yakutsk RDU) și PJSC „Yakutskenergo” au dezvoltat programul, au determinat cerințele pentru parametrii modului de alimentare electrică a IPS din Est și CER din sistemul energetic Yakutsk și a creat condiții de circuit pentru alimentarea sarcinii CER de la IPS din Est. Controlul comutării a fost efectuat în conformitate cu comenzile personalului de dispecerizare al Oficiului Regional de Dispecerat Amur și al Departamentului de Management Tehnologic al PJSC Yakutskenergo.

În timpul experimentului, care a durat peste 21 de ore, punctul de despărțire dintre IPS din Est și CER al sistemului energetic al Republicii Sakha (Yakutia) a fost transferat cu succes în adâncurile Districtului Energetic Central, ca urmare a care parte dintre consumatorii din Yakutia primeau energie electrică de la IPS din Est. Valoarea maximă instantanee a fluxului de putere a ajuns la 70 MW; în total, peste un milion de kWh de energie electrică a fost transferat consumatorilor din partea centrală a Yakutiei.

„Rezultatele obținute au confirmat posibilitatea restabilirii alimentării cu energie a uluselor de pe malul râului din regiunea energetică Centrală a sistemului energetic Yakutsk de la IPS din Est în cazul producerii unor accidente la echipamentele de generare a acestei regiuni energetice. Tot în timpul experimentului, au fost obținute date, a căror analiză va permite elaborarea unor măsuri de optimizare a procesului de comutare și de reducere a timpului de întrerupere a alimentării cu energie electrică a consumatorilor la transferul punctului de divizare dintre CER și IPS din Est”, a declarat Natalia Kuznetsova, director. pentru Mode Management - Dispecer șef al ODU din Est.

În prezent, districtele energetice de Vest și Central ale sistemului energetic al Republicii Sakha (Yakutia), cu o capacitate totală instalată a centralelor electrice de 1,5 GW, funcționează izolat de UES al Rusiei și se efectuează controlul operațional și al expedierii pe teritoriul lor. scos de PJSC Yakutskenergo. În 2016, ca parte a pregătirilor pentru punerea în aplicare a controlului operațional de expediere a sistemului energetic al Republicii Sakha (Yakutia) ca parte a regiunilor energetice de Vest și Central și organizarea conexiunii acestor regiuni energetice la a doua sincronă zona UES din Rusia - UES din Est, o filială a SA „SO UES” Yakutskoe RDU. Acesta își va asuma funcțiile de control operațional al dispecerelor pe teritoriul regiunilor energetice de vest și central ale sistemului energetic Iakutsk va fi efectuat după ce Guvernul Federației Ruse va face modificările corespunzătoare în documentele de reglementare și va exclude sistemul energetic Iakutsk din lista celor izolate.

Crearea unei conexiuni controlate a sistemelor de alimentare pentru a îmbunătăți fiabilitatea și eficiența muncii lor este oportună, în primul rând, în acele locuri în care există dificultăți în asigurarea funcționării paralele fiabile. Acestea sunt linii de transmisie interstatale, în care, de regulă, este nevoie de separarea sistemelor de alimentare în funcție de frecvență, precum și a transmisiilor de putere intersistem „slabe”, care limitează semnificativ posibilitatea schimburilor de energie între sistemele de putere de operare paralelă, de exemplu, Linii electrice de 220 kV pentru conectarea sistemelor electrice ale Siberiei și Orientului Îndepărtat, care trec de-a lungul liniilor de cale ferată Baikal-Amur (tranzit nordic) și transsiberiană (tranzit sud) cu lungimea de până la 2000 km fiecare. Cu toate acestea, fără măsuri speciale, funcționarea paralelă a sistemelor de energie de-a lungul tranzitelor de nord și de sud este imposibilă. Prin urmare, se ia în considerare o fuziune, care este o variantă de funcționare paralelă nesincronă a sistemelor de energie de-a lungul tranzitului sudic cu dublu circuit (în etapele ulterioare ale fuziunii, este posibilă și o închidere nesincronă a tranzitului nordic). Urgența problemei constă în faptul că este necesar să se găsească soluții tehnice care să asigure funcționarea transportului de putere de 220 kV Chita-Skovorodino, care alimentează stațiile de tracțiune ale Căii Ferate Trans-Baikal și, în același timp, este singura legătura electrică între IPS-ul Siberiei și Est. Până în prezent, această conexiune extinsă nu are lățimea de bandă necesară și, de asemenea, nu îndeplinește cerințele în ceea ce privește menținerea în intervalele de valori acceptabile. Funcționează în modul deschis și are un punct de despărțire pe secțiunea VL-220 Holbon-Erofey Pavlovich. Toate acestea conduc la o fiabilitate insuficientă a rețelei de 220 kV, ceea ce este cauza întreruperilor repetate ale alimentării cu energie electrică a stațiilor de tracțiune și a defecțiunilor în funcționarea dispozitivelor de semnalizare, blocaj și orare de tren. Una dintre opțiunile posibile pentru combinarea nesincronă este utilizarea așa-numitului convertor de frecvență electromecanic asincron (AS EMFC), care este o unitate de două mașini de curent alternativ de aceeași putere cu arbori conectați rigid, dintre care unul este proiectat ca o mașină sincronă asincronă (ASM), iar cealaltă ca ASM (AS EMFC tip ASM+ASM) sau ca o mașină sincronă (AS EMFC tip ASM+SM). Ultima opțiune este structural mai simplă, dar mașina sincronă este conectată la sistemul de alimentare cu cerințe mai stricte pentru. Prima mașină în direcția de transmisie a puterii prin AS EMFC funcționează în modul motor, a doua în modul generator. Sistemul de excitare al fiecărui ACM conține un convertor de frecvență cuplat direct care alimentează o înfășurare de excitație trifazată pe un rotor laminat.
Anterior, în VNIIElectromash și Electrotyazhmash (Kharkov) pentru AS EMFC, au fost finalizate proiectele și proiectele tehnice ale AFM-urilor verticale (hidro-generator) și orizontale (turbo-generator) cu o capacitate de 100 până la 500 MW. În plus, Institutul de Cercetare și uzina Electrotyazhmash au dezvoltat și creat o serie de trei mostre pilot de AS EMFC-1 din două AFM-uri cu o putere de 1 MW (adică pentru o putere de transfer de 1 MW), testate cuprinzător la Locul de testare LVVISU (Sankt Petersburg). Traductorul a două AFM-uri are patru grade de libertate, adică patru parametri ai modului unității pot fi ajustați simultan și independent. Totuși, după cum arată studiile teoretice și experimentale, toate modurile posibile pe AS EMFC de tip ASM+ASM sunt implementate pe AS EMFC de tip ASM + SM, inclusiv modurile de consum de putere reactivă de la ambele mașini. Diferența de frecvență admisă a sistemelor de putere combinate, precum și controlabilitatea AS EMFC, sunt determinate de valoarea „plafonului” a excitației mașinilor. Alegerea locului de instalare pentru AS EMFC pe traseul luat în considerare se datorează următorilor factori. 1. Potrivit SA „Institute Energosetproekt”, în regimul maxim de iarnă din 2005, debitul de putere prin Mogocha va fi de aproximativ 200 MW în direcția de la stația Kholbon spre est spre stația Skovorodino. Valoarea acestui debit este cea care determină capacitatea instalată a unității (sau a unităților) AS EMFC-200.
2. Complexul cu AS EMCH-200 este proiectat pentru livrare la cheie cu control complet automat. Dar din camera de control a substației Mogocha și din ODU din Amurergo, setările pentru mărimea și direcția fluxurilor de putere activă pot fi modificate.
3. Locul de instalare (substația Mogocha) se află aproximativ la mijloc între stația Kholbon și puternica substație Skovorodino, mai ales că Kharanorskaya GRES poate furniza nivelurile de tensiune necesare la substația Kholbon până la ora specificată (adică până în 2005) . În același timp, includerea AS EMFC-200 în tăierea liniei de alimentare la substația Mogocha va împărți practic conexiunea în două secțiuni independente cu rezistență redusă de aproximativ două ori și EMF independentă a mașinilor unității pe fiecare parte. , ceea ce va crește debitul întregului sistem cu dublu circuit de aproximativ o dată și jumătate până la două ori.Linie de transport de putere-220 kV. În viitor, dacă există o nevoie de regim de creștere a puterii de schimb, este posibil să se ia în considerare instalarea celei de-a doua unități AS EMFC-200 în paralel cu prima.

Acest lucru va amâna în mod semnificativ construcția de -500 kV și perioada de timp pentru posibila extindere a Kharanorskaya GRES. Conform unei estimări preliminare, odată cu funcționarea paralelă a sistemelor energetice din Siberia și Orientul Îndepărtat numai de-a lungul tranzitului sudic, fluxurile de putere de schimb de stabilitate statică limitatoare în secțiunea Mogocha-Ayachi sunt fără AS EMFC: în direcția est - în sus până la 160 MW, în direcția de vest - până la 230 MW.

După instalarea AS EMFC, problema stabilității statice este înlăturată automat, iar debitele, respectiv, pot fi de 200-250 MW și, respectiv, 300-400 MW, controlând în același timp debitele limitatoare prin limitarea termică a secțiunilor individuale, de exemplu, de cap de linii de transmisie a energiei electrice. Problema creșterii fluxurilor de schimb devine deosebit de relevantă odată cu punerea în funcțiune a Bureyskaya.

Se presupune, conform indicațiilor, instalarea AS EMCH-200 în tăierea liniei aeriene de 220 kV la substația Mogocha a comunicației intersistemului principal cu dublu circuit cu numeroase prize de putere intermediare.

Pe o astfel de conexiune intersistem, sunt posibile accidente cu pierderea comunicării electrice cu un sistem de alimentare puternic și formarea unui district energetic alimentat de AS EMFC-200, adică cu funcționarea AS EMFC-200 pe o sarcină de consolă. În astfel de moduri, AS EMFC-200 nu poate și nu ar trebui să mențină, în general, valoarea pre-urgență a puterii transmise setată de comandant.

În același timp, trebuie să păstreze capacitatea de a regla pe propriile anvelope și viteza arborelui unității. Sistemul de control adaptiv dezvoltat pentru AS EMFC necesită teleinformații despre oprirea și pornirea comutatoarelor secțiunilor adiacente ale liniilor electrice. Pe baza acestei teleinformații, transferă ACM-ul unității din partea secțiunii non-urgențe a rutei pentru a controla prin frecvența de rotație a arborelui și din partea laterală a consolei ACM preia sarcina districtului de putere.

Dacă această sarcină este mai mare decât puterea instalată a AFM, atunci AS EMFC este manevrat cu transferul mașinilor în modul compensator. De asemenea, este important ca transmisia de teleinformații despre vectorul din spatele comutatorului deschis să permită, fără prinderea sincronismului, pornirea imediată a EMFC-200 în funcționare normală fără șoc după pornirea comutatorului deconectat.

Studiile teoretice și experimentale pe termen lung efectuate pentru complexul de conectare controlată a sistemelor de energie din Caucazul de Nord și Transcaucazia pe transportul de energie electrică de 220 kV Sochi-Bzybi Krasnodarenergo pe baza proiectului AS EMFC-200 au confirmat așteptarea și cunoscuta capabilitățile AS EMFC de a regla tensiunile active și , ale mașinilor și unității de viteză a rotorului.

De fapt, în limita capacităților sale structurale, AS EMFC este un element absolut controlabil pentru combinarea sistemelor de putere, care are și capacități de amortizare datorită energiei cinetice a maselor volante ale rotoarelor mașinilor unității, care sunt statice. lipsesc convertizoarele. Sistemul de control, împreună cu ARV-ul mașinilor cu sisteme de autoexcitare și pornind după ce este dată comanda „Start”, asigură testarea automată a stării elementelor întregului complex, urmată de includerea automată în rețea în intervalul necesar. secvență fără participarea personalului sau oprirea unității după ce este dată comanda „Stop”. De asemenea, sunt furnizate conexiunea manuală la rețea și reglarea manuală a setărilor, oprirea de urgență și reînchiderea automată. Când AS EMFC-200 este pus în funcțiune, este suficient ca o pornire liniștită să ofere o alunecare în intervalul prescris și setări care să asigure modul de-a lungul liniei de alimentare până când comutatoarele de șunt se deschid. În general, controlul AS EMFC-200 asupra comunicațiilor intersistem ar trebui abordat din poziția în care structura de control ar trebui să efectueze controlul necesar al funcționării unității în moduri stabile și non-staționare și să asigure performanța următoarelor elemente de bază. funcții în sistemele electrice.

1. Menținerea valorilor tensiunii (puteri reactive) în conformitate cu setările în modurile normale. Deci, de exemplu, fiecare dintre mașinile AS EMFC este capabilă, în limitele limitate de curenții nominali, să genereze valoarea necesară a puterii reactive sau să asigure consumul acesteia fără pierderea stabilității. 2. Controlul în mod normal și de urgență al mărimii și direcției fluxului de putere activă în conformitate cu setarea pentru funcționarea sincronă și nesincronă a părților sistemelor de alimentare, care, la rândul său, contribuie la creșterea debitului de comunicații intersistem. 2.1. Reglarea debitului folosind AS EMCH-200 conform unui program convenit în prealabil între sistemele energetice combinate, ținând cont de schimbările zilnice și sezoniere ale sarcinilor. 2.2. Reglarea operațională a debitului intersistem până la invers, cu amortizarea simultană a oscilațiilor neregulate. Dacă este necesară schimbarea rapidă a direcției de transmitere a puterii active prin unitate, atunci prin modificarea setărilor pentru puterea activă pe prima și a doua mașină într-un mod coordonat, este posibil să se schimbe fluxul de putere activă practic la o constantă. viteza, depășind doar inerția electromagnetică a circuitelor de înfășurare a mașinii. Cu „plafoanele” corespunzătoare ale excitației, inversarea puterii va avea loc destul de repede. Deci, pentru AS EMFC, constând din două ASM-200, timpul complet invers, de la +200 MW la -200 MW, după cum arată calculele, este de 0,24 s (în principiu, este limitat doar de valoarea T "(f) 2.3 Utilizarea AS EMFC-200 ca sursă operațională pentru menținerea frecvenței, precum și pentru suprimarea oscilațiilor electromecanice după perturbări mari într-unul dintre sistemele de alimentare sau în districtul energetic al consolei 3. Lucrați pentru o energie dedicată (consolă). district de consumatori cu nivelul necesar de frecvență și tensiune.Amortizarea vibrațiilor în modurile de funcționare de urgență ale sistemelor electrice, o reducere semnificativă a perturbațiilor transmise de la o parte a sistemelor electrice la alta.În modurile tranzitorii, datorită capacității AS EMFC de a modificați viteza de rotație în limitele specificate, adică energia cinetică a unității, amortizarea intensivă este posibilă
fluctuații și pentru un anumit timp, o perturbare care a apărut într-o parte a sistemului de alimentare nu va fi transmisă către alta. Deci, la scurtcircuit sau reînchidere automată într-unul dintre sistemele de alimentare, unitatea va accelera sau decelera, cu toate acestea, valoarea puterii active a ACM conectat la un alt sistem de alimentare va rămâne neschimbată cu controlul corespunzător. 5. Transferarea, dacă este necesar, a ambelor mașini ale unității în modul de funcționare al compensatorului sincron. Costul construirii unei substații de convertizor cu AS EMFC-200 este determinat de compoziția echipamentului și, de fapt, nu diferă de substațiile construite de obicei cu compensatoare sincrone. Locul de construcție a dispozitivului ar trebui să ofere confort pentru transportul echipamentelor, compactitatea instalării și comunicarea cu echipamentele electrice existente la substația Mogocha. Pentru a simplifica întregul sistem al substației, este necesară o variantă fără a separa AS EMFC-200 într-o substație separată. Pentru a se conecta la sistemele de alimentare ale unei unități ale cărei mașini sunt proiectate pentru putere maximă \u003d 200 / 0,95 \u003d 210,5 MVA (conform JSC Elektrosila, Sankt Petersburg și), sunt necesare două transformatoare de 220 / 15,75 kV. A fost efectuată o comparație tehnică și economică a AS EMFC cu convertoare statice pentru o putere transmisă de 200 MW. Parametrii comparați sunt dați în tabel. Inserția DC (VPT) este o opțiune clasică. Tabelul arată că puterea transmisă prin VPT este de 355 MW, ceea ce corespunde unei unități a substației Vyborg. B indică costul unitar al HCV (inclusiv echipamentul substației), care este prezentat în tabel. Factorul de eficiență al stației VPT (ținând cont de compensatoare sincrone, transformatoare de putere și filtre) este la nivelul de 0,96.
VPT pe chei blocabile (cu două operații) cu PWM și diode inverse conectate în paralel. Se știe că pierderile interne ale comutatoarelor blocabile sunt de 1,5-2 ori mai mari decât ale tiristoarelor obișnuite, prin urmare eficiența unui astfel de VCT cu transformatoare de putere speciale, ținând cont de filtrele de comutare de înaltă frecvență, este de 0,95. Problema costurilor nu este clar definită. Cu toate acestea, costul specific al HCV pe baza STATCOM este de 165 USD/kW și mai mult.
Pentru HCV Directlink cu generare de curbe de ieșire pe două niveluri, costul unitar este mai mare la 190 USD/kW. Tabelul prezintă date atât pentru varianta STATCOM, cât și pentru varianta bazată pe Directlink.

Potrivit Elektrosila OJSC, din două ASM-uri, AS EMFC-200 are 98,3% (98,42% fiecare), costul unitar al capacității instalate este de 40 USD/kW. Apoi, costul unității de transformare în sine va fi de 16 milioane USD În conformitate cu costul de bază al unei substații de 220 kV AC cu două transformatoare este de 4 milioane USD, iar costul unitar al convertorului cu substația va fi =(16+4) 10 6 /400 10 3 = 50 de dolari/kW. Ținând cont de transformatoare, randamentul global va fi = 0,983 2 0,997 2 = 0,96.
Alături de opțiunile de mai sus, este necesar să se ia în considerare și opțiunea unui convertor care utilizează compensatoare sincrone de tip KSVBM operate în sisteme de alimentare cu răcire cu hidrogen a unei instalații exterioare. Trebuie remarcat faptul că compensatorul sincron KSVBM 160-15U1 poate fi utilizat ca mașină sincronă în AS EMFC tip ASM + SM în toate modurile, sub rezerva condiției pentru curentul statorului. De exemplu, la = 1 putere P = ±160 MW; la = 0,95 (ca în proiectul OAO Elektrosila) P = 152 MW, Q = ±50 MV A și EMF E = 2,5<Еном =3 отн.ед.

Potrivit dezvoltatorului JSC „Uralelektrotyazhmash”, compensatorul sincron KSVBM 160-15U1 costă 3,64 10 6 dolari. ,46 10 6 dolari și apoi costul total al convertorului tip ASM + SM (adică din seria și reechipate sincron compensatorii) va fi de 9 10 6 dolari (vezi tabel). Trebuie remarcat aici că
GOST 13109-97 privind calitatea energiei electrice (Decretul Comitetului de Stat pentru Standardizare și Certificare al Federației Ruse, 1998) permite următoarele abateri de frecvență: normal ±0,2 Hz în 95% din timp, limită ±0,4 Hz în 5 % din timpul zilei. Având în vedere că AFC va continua să funcționeze, se poate argumenta că valoarea plafon a tensiunii de excitație pentru alunecare cu o frecvență de ±2 Hz, care este încorporată în AFM, va asigura funcționarea fiabilă a AS EMFC în alte sisteme mari. tulburări. La curentul nominal al statorului, pierderile în SC sunt de 1800 kW, iar atunci randamentul este = 0,988. Luând randamentul ASM convertit din SC la aceeasi ca in proiectul Electrosila OJSC, tinand cont de transformatoare, obtinem: = 0,988 0,983 0,997 2 = 0,966.
Tabelul prezintă datele pentru două unități ASM+SM în paralel, ceea ce face posibilă acoperirea creșterii așteptate a debitului de tranzit la instalarea convertorului la substația Mogocha. În același timp, costul unitar este mai mic, iar eficiența este mai mare decât cea a tuturor celorlalte opțiuni. Ar trebui subliniat și avantajul evident - compensatoarele KSVBM sunt proiectate pentru instalarea în aer liber la temperaturi ambientale de la -45 la +45 o C (adică întreaga tehnologie a fost deja elaborată), deci nu este nevoie să construiți o cameră de mașini. pentru unitățile AS EMFC, ci doar o carcasă pentru dispozitive auxiliare cu o suprafață, conform codurilor de construcție, două trave de șase metri lățime și șase trave de șase metri lungime, adică 432 m 2. Calcule termice ale compensatoarelor
disponibil atât pentru răcirea cu hidrogen, cât și pentru răcirea cu aer. Așadar, menționatul AS EMFC cu două unități poate funcționa timp îndelungat la răcire cu aer la o sarcină de 70% din nominal, asigurând debitul necesar de 200 MW.
În plus, institutul Energosetproekt a dezvoltat un design standard original pentru o instalație SC de 160 MVA cu excitație reversibilă fără perii, care poate reduce semnificativ volumul lucrărilor de construcție, poate accelera instalarea și punerea în funcțiune a SC-urilor și poate reduce semnificativ costul instalării acestora. .

CONSTATĂRI
1. Interconectarea paralelă nesincronă a IPS din Siberia și Orientul Îndepărtat de-a lungul tranzitului sudic dublu circuit de 220 kV folosind un convertor de frecvență electromecanic asincron (AS EMFC) este de preferat din punct de vedere al indicatorilor tehnici și economici în comparație cu cunoscutul VPT bazat pe pe STATKOM și DIRECTLINK.
2. Studiile teoretice și experimentale pe termen lung și proiectele finalizate au arătat capacitățile AS EMFC de a controla puterea activă și reactivă, tensiunile mașinii și viteza rotorului unității. Prin instalarea unui convertor la substația Mogocha, tranzitul Holbon-Skovorodino este practic împărțit la jumătate, astfel încât debitul acestui tranzit va crește de 1,5-2 ori, ceea ce va face posibilă amânarea construcției unei linii de transport de 500 kV și extinderea Kharanorskaya GRES.
3. Comparația preliminară de fezabilitate a convertoarelor a arătat că construcția unei substații cu VCT pe chei blocabile cu PWM pentru o putere transmisă de 200 MW pe baza proiectului Directlink costă 76 milioane USD, iar pe baza proiectului STATKOM - 66 milioane USD În același timp, AU EMFC-200 tip ASM + ASM conform JSC „Elektrosila” și Institutul de Cercetare „Elektrotyazhmash” (Kharkov) costă 20 de milioane de dolari.
4. Pentru AS EMFC tip ASM + SM bazat pe JSC "Uralelektrotyazhmash" produs în serie și operat în sisteme de alimentare compensatoare sincrone cu hidrogen și răcire cu aer pentru instalarea exterioară KSVBM 160 MV A, costul unitar al capacității instalate a AS EMFC cu substație completă echipamentul este de 40 USD / kW și, în același timp, eficiența nu este mai mică decât alte tipuri de convertoare. Luând în considerare volumul mic de lucrări de construcție și instalare, costul unitar scăzut și eficiența ridicată, o astfel de stație cu AS EMFC complet pe echipamente casnice poate fi recomandată pentru interconectarea nesincronă a IPS din Siberia și Orientul Îndepărtat.