АТ "Системний оператор Єдиної енергетичної системи", ПАТ "Якутськенерго" та Філія ПАТ "ФСК ЄЕС" МЕС Сходу успішно провели натурний експеримент, що доказав можливість відновлення електропостачання споживачів Центрального енергорайону (ЦЕР) енергосистеми Республіки Саха (Якутія) від Об'єднаної енергосистеми (ОЕС) шляхом перенесення точки поділу між ними.

Експеримент проводився з ініціативи ПАТ "Якутськенерго" за погодженням з АТ "СО ЄЕС" та за рішенням Штабу щодо забезпечення безпеки електропостачання Республіки Саха (Якутія). Метою експерименту стало відпрацювання дій диспетчерського та оперативного персоналу при відновленні електропостачання розташованих на правому березі річки Олени Улусів (районів) у Центральному енергорайоні Якутської енергосистеми від ОЕС Сходу по кабельно-повітряній лінії (КВЛ) 220 кВ Нижній Куранах – Майя.

Спеціалістами філій АТ "СО ЄЕС" Об'єднане управління енергосистеми Сходу (ОДУ Сходу), Регіональне диспетчерське управління енергосистеми Амурської області (Амурське РДУ) за участю фахівців філії АТ "СО ЄЕС" Регіональне диспетчерське управління Республіки Саха (Якутія) (Якутське РДУ) Якутськенерго" розроблено Програму, визначено вимоги до параметрів електроенергетичного режиму ОЕС Сходу та ЦЕР Якутської енергосистеми та створено схемно-режимні умови для живлення навантаження ЦЕР від ОЕС Сходу. Управління перемиканнями здійснювалося за командами диспетчерського персоналу Амурського РДУ та Департаменту технологічного управління ПАТ "Якутськенерго".

У ході експерименту, що тривав понад 21 годину, точка розділу між ОЕС Сходу і ЦЕР енергосистеми Республіки Саха (Якутія) була успішно перенесена в глибину Центрального енергорайону, внаслідок чого частина споживачів Якутії отримала електроенергію від ОЕС Сходу. Максимальне миттєве значення величини перетікання потужності досягло 70 МВт, всього споживачам у центральній частині Якутії було передано понад мільйон кВт/год електроенергії.

"Отримані результати підтвердили можливість відновлення електропостачання зарічних улусів у Центральному енергорайоні Якутської енергосистеми від ОЕС Сходу у разі аварій на генеруючому обладнанні цього енергорайону. Також у ході експерименту були отримані дані, аналіз яких дозволить розробити заходи щодо оптимізації процесу перемикань та скорочення часу перерви в електропостачанні. при перенесенні точки розділу між ЦЕР та ОЕС Сходу", – зазначила директор з управління режимами – головний диспетчер ОДУ Сходу Наталія Кузнєцова.

В даний час Західний та Центральний енергорайони енергосистеми Республіки Саха (Якутія) із сумарною встановленою потужністю електростанцій 1,5 ГВт функціонують ізольовано від ЄЕС Росії та оперативно-диспетчерське управління на їх території здійснює ПАТ "Якутськенерго". У 2016 році в рамках підготовки до здійснення оперативно-диспетчерського управління енергосистемою Республіки Саха (Якутія) у складі Західного та Центрального енергорайонів та організації приєднання цих енергорайонів до 2-ї синхронної зони ЄЕС Росії – ОЕС Сходу – було створено Філію АТ "З ЄЕС" Якутське РДУ. Прийняття ним функцій оперативно-диспетчерського управління біля Західного і Центрального енергорайонів Якутської енергосистеми буде здійснено після внесення Урядом РФ відповідних змін у нормативно-правові документи та виключення Якутської енергосистеми з переліку ізольованих.

Минулого літа на сході країни відбулася яскрава подія, яку з повним правом можна назвати значущою для всієї галузі. Без особливої ​​помпи, зате вперше за всю історію Об'єднана енергосистема Сходу була включена на паралельну синхронну роботу з Об'єднаною енергосистемою Сибіру, ​​а значить, і з усією західною частиною Єдиної енергосистеми Росії.
Слід пояснити, що ЄЕС Росії включає дві синхронні зони. У першу входять шість паралельно працюючих об'єднаних енергосистем (ОЕС) - Північного Заходу, Центру, Півдня, Середньої Волги, Уралу та Сибіру. По-друге - лише одна-єдина ОЕС Сходу. Вона об'єднує енергосистеми Амурської області, Приморського краю, Хабаровського краю та ЄАО, а також Південно-Якутський енергорайон. Електричні зв'язки між енергосистемами Сибіру та Далекого Сходу існують ще з середини 1980-х років – це три лінії 220 кВ вздовж Транссибірської та Байкало-Амурської магістралей (першою, нехай і з дуже невеликим випередженням, з'явився зв'язок вздовж БАМу). Проте сам факт існування ліній – це одне, а тривала паралельна робота з них – зовсім інше. Остання просто неможлива через недостатню пропускну спроможність ліній, які будувалися не як міжсистемні зв'язки, а лише для електропостачання залізниці та прилеглих населених пунктів. Таким чином, ОЕС Сходу працює ізольовано від першої синхронної зони ЄЕС Росії – сполучні лінії розімкнуті на одній із підстанцій на території Забайкальського краю. На схід від цієї точки поділу споживачі (насамперед Забайкальська залізниця) отримують харчування від ОЕС Сходу, а на захід - від ОЕС Сибіру.

Диспетчерський пункт ОДУ Сходу. Останні приготування до першого досвіду паралельної роботи обох синхронних зон ЄЕС Росії

Крапка розділу між синхронними зонами не статична. Десятки щорічно вона переноситься з однієї тягової підстанції в іншу - від Холбона до Сковородине. Робиться це переважно забезпечення ремонтів - як планових, і аварійних - ліній, підстанцій тощо. Насправді перенесення точки розділу пов'язані з необхідністю короткочасного відключення запитаних від міжсистемних ліній споживачів і, звісно, ​​завдає незручності. Найнеприємніший ефект - вимушена перерва у русі поїздів забайкальською ділянкою Транссибірської магістралі на перегонах між кількома тяговими підстанціями. Тривалість його зазвичай становить від 30 хвилин до двох годин. І якщо при планових переносах точки розділу зазвичай страждає лише вантажне сполучення, то при аварійних переносах, трапляється, зупиняються і пасажирські потяги.
Наприкінці липня і в серпні Системний оператор (ВАТ «СО ЄЕС»), чиєю основною функцією є здійснення централізованого оперативно-диспетчерського управління в ЄЕС Росії, спільно з Федеральною мережевою компанією (ПАТ «ФСК ЄЕС») провів випробування щодо перенесення точки розділу без погашення навантаження. Для цього на нетривалий час організовувалась паралельна синхронна (тобто з єдиною частотою електричного струму) робота ОЕС Сходу та ОЕС Сибіру.

Робоче місце диспетчера

Насамперед, випробування повинні були підтвердити саму можливість короткочасної паралельної роботи енергосистем за протяжними – понад 1300 кілометрами – лініями 220 кВ, які ніколи для таких цілей не призначалися і тому не оснащені відповідним обладнанням: системами режимної та протиаварійної автоматики. Складність поставленого завдання визначалася тим, що такі випробування проводилися у Росії вперше; висловлюючись пишномовною мовою, то був крок у незвідане.
Точкою синхронізації обох ОЕС у процесі випробувань стала підстанція 220 кВ Могоча, секційні вимикачі якої в ході нещодавньої реконструкції були оснащені пристроями уловлювання та контролю синхронізму (а конкретніше - АПВ УС (КС). Для завдання їх уставок фахівцями Системного оператора було визначено допустимий кут син і допустима різниця частот в ОЕС Сходу та ОЕС Сибіру.. Також були розраховані межі за статичною та динамічною стійкістю.Окрім того, оскільки лінії не оснащені автоматикою ліквідації асинхронного режиму (АЛАР), було організовано тимчасове струмове відсічення на підстанції Могоча. режимів (СМПР) на Харанорській ГРЕС у Забайкальському краї, додатково такі пристрої були встановлені на підстанціях Могоча та Сковородине, і поясню: реєстратори СМПР призначені для збору в реальному часі інформації про параметри електроенергетичного режиму енергосистеми.
Справа в тому, що саме собою паралельне включення являло собою більш просте завдання, ніж забезпечення подальшої паралельної роботи. Згаданий секційний вимикач включався автоматично по команді від пристрою синхронізації, коли різниця частот і кут між векторами напруги ОЕС Сходу і ОЕС Сибіру виявлялися в допустимому діапазоні. А ось підтримувати новий режим спільної роботи двох величезних енергооб'єднань, щоб вони аварійно не розділилися, було складніше. У ході серії дослідів управління режимом здійснювалося шляхом регулювання перетікання активної потужності між ОЕС Сходу та ОЕС Сибіру на величину від 20 до 120 МВт. Регулювання величини перетікання та частоти в сполучених енергосистемах проводилося за допомогою централізованої системи автоматичного регулювання частоти та перетікань потужності (ЦС АРЧМ) ОЕС Сходу, до якої підключені Зейська та Бурейська ГЕС, а також диспетчерським персоналом ОДУ Сходу (філія Системного оператора) з диспетчерів . Найцінніша інформація, необхідна визначення характеристик і режимних умов паралельної роботи ОЕС Сходу і ОЕС Сибіру, ​​як реального часу фіксувалася реєстраторами СМПР і засобами оперативно-інформаційного комплексу ВАТ «СО ЄЕС».
Загальна тривалість часу спільної роботи енергооб'єднань у дев'яти дослідах перевищила три години. Успішно проведені випробування не лише довели можливість короткочасної паралельної роботи Об'єднаних енергосистем Сходу та Сибіру, ​​а й дозволили експериментально визначити оптимальні параметри налаштування ЦС АРЧМ ОЕС Сходу, а також надали дані для розробки заходу щодо підвищення надійності роботи енергосистем.

Історичний момент - на диспетчерському щиті вперше відображається перетікання потужності між ОЕС Сходу та ОЕС Сибіру через включений вимикач на підстанції 220 кВ Могоча

Отримані результати та позитивний досвід дають можливість у майбутньому суттєво підвищити надійність електропостачання споживачів шляхом короткочасного включення на паралельну роботу ОЕС Сходу та ОЕС Сибіру при кожному перенесенні точок розділу. У цьому випадку живлення всіх споживачів, підключених до міжсистемних ліній електропередачі вздовж Транссибірської магістралі у східній частині Забайкальського краю, не буде перериватися — споживачі навіть не помітять момент перемикань.
Проте успіх випробувань зовсім не означає миттєвого, як за помахом чарівної палички, зміни ситуації з короткочасним погашенням споживачів. Для цього ще належить обладнати пристроями синхронізації секційні вимикачі на двадцяти двох підстанціях 220 кВ тягового транзиту, що належать РЗ, Єрофій Павлович - Могоча - Холбон. Питання необхідності проведення таких робіт було порушено на засіданні урядової комісії із забезпечення безпеки електропостачання в ДФО, проведеній 5 вересня у Владивостоку. У результаті РЖД було отримано доручення виконати розробку та затвердити план заходів, що включає установку пристроїв синхронізації на секційних вимикачах для здійснення перенесення точки розділу між ОЕС Сходу і ЄЕС Росії без погашення навантаження.

Технологи стежать за перебігом випробувань. Ліворуч – керівник випробувань директор з управління режимами – головний диспетчер ОДУ Сходу Наталія Кузнєцова. На робочих місцях диспетчерів – старший диспетчер Сергій Солом'яний та диспетчер Олег Стеценко

Так чи інакше, минулого літа Системним оператором і ФСК не тільки було проведено унікальний експеримент з паралельної роботи обох синхронних зон ЄЕС Росії, а й створено практичні передумови для кардинального підвищення надійності електропостачання Транссибірської залізничної магістралі та інших споживачів у східній частині Забайкальського краю.

Створення керованого зв'язку енергосистем підвищення надійності та економічності їх роботи доцільно, передусім, у місцях, де є складнощі у забезпеченні надійної паралельної роботи. Це міждержавні лінії електропередачі, де, як правило, виникає необхідність поділу енергосистем за частотою, а також «слабкі» міжсистемні електропередачі, що суттєво обмежують можливості обмінів потужністю між паралельно працюючими енергосистемами, наприклад, лінії електропередачі 220 кВ для зв'язку енергосистем Сибіру та Далекого Сходу, що проходять вздовж Байкало-Амурської (північний транзит) та Транссибірської (південний транзит) залізничних магістралей довжиною до 2000 км кожна. Однак без спеціальних заходів паралельна робота енергосистем по північному та південному транзитам неможлива. Тому розглядається об'єднання, що є варіантом паралельної несинхронної роботи енергосистем по південному дволанцюговому транзиту (на наступних етапах об'єднання можливе також несинхронне замикання і північного транзиту). Актуальність проблеми полягає в тому, що необхідно знайти технічні рішення щодо забезпечення роботи електропередачі 220 кВ Чита-Сковородино, що живить тягові підстанції Забайкальської залізниці і одночасно є єдиним електричним зв'язком між ОЕС Сибіру та Сходу. На сьогоднішній день цей протяжний зв'язок не має необхідної пропускної здатності, а також не відповідає вимогам щодо підтримки в діапазонах допустимих значень. Вона працює в розімкнутому режимі та має точку поділу на ділянці ПЛ-220 Холбон-Єрофей Павлович. Все це обумовлює недостатню надійність мережі 220 кВ, що є причиною неодноразових порушень електропостачання тягових підстанцій та збоїв роботи пристроїв сигналізації, блокування та графіка руху поїздів. Одним з можливих варіантів несинхронного об'єднання є використання так званого асинхронізованого електромеханічного перетворювача частоти (АС ЕМПЧ), що є агрегатом з двох машин змінного струму однакової потужності з жорстко з'єднаними валами, одна з яких виконана як асинхронізована синхронна машина (АСМ), а інша - як АСМ (АС ЕМПЛ типу АСМ+АСМ) або як синхронна машина (АС ЕМПЛ типу АСМ+СМ). Останній варіант конструктивно простіше, але синхронна машина підключається до енергосистеми з жорсткішими вимогами до . Перша за напрямом передачі потужності через АС ЕМПЧ машина працює в режимі двигуна, друга - в режимі генератора. Система збудження кожної АСМ містить перетворювач частоти з безпосереднім зв'язком, що живить трифазну обмотку збудження на шихтованому роторі.
Раніше у ВНДІЕлектромаші та Електроважмаші (м. Харків) для АС ЕМПЛ були виконані ескізні та технічні проекти АСМ вертикального (гідрогенераторного) та горизонтального (турбогенераторного) виконання потужністю від 100 до 500 МВт. Крім того, НДІ та заводом «Електроважмаш» було розроблено та створено серію з трьох дослідно-промислових зразків АС ЕМПЧ-1 з двох АСМ потужністю 1 МВт (тобто на прохідну потужність 1 МВт), всебічно випробуваних на полігоні ЛВВІСУ (м. Санкт- Петербург). У перетворювача з двох АСМ чотири ступені свободи, тобто одночасно незалежно можуть регулюватися чотири параметри режиму агрегату. Однак, як показали теоретичні та експериментальні дослідження, на АС ЕМПЛ типу АСМ+СМ реалізовані всі режими, можливі на АС ЕМПЛ типу АСМ+АСМ, у тому числі режими споживання реактивної потужності з боку обох машин. Допустима різниця частот енергосистем, що об'єднуються, а також керованість АС ЕМПЧ визначаються «стелевою» величиною збудження машин. Вибір місця встановлення АС ЕМПЧ на трасі, що розглядається, обумовлений наступними факторами. 1. За даними ВАТ «Інститут Енергомережпроект», у режимі зимового максимуму 2005 р. перетікання потужності через Могоча становитиме приблизно 200 МВт у напрямку від підстанції Холбон у східну сторону до підстанції Сковородине. Саме величиною цього перетікання і визначається встановлена ​​потужність агрегату АС ЕМПЧ-200 (або агрегатів).
2. Комплекс з АС ЕМПЧ-200 розрахований на здачу «під ключ» із повністю автоматичним керуванням. Але з диспетчерського пункту підстанції Могоча та з ОДУ Амуренерго можуть змінюватися уставки за величиною та напрямком перетоків активної потужності.
3. Місце встановлення (підстанція Могоча) знаходиться приблизно в середині між підстанцією Холбон і потужною підстанцією Сковородине, тим більше, що Харанорська ГРЕС може до зазначеного часу (тобто до 2005 р.) забезпечити необхідні рівні напруги на підстанції Холбон. При цьому включення АС ЕМПЧ-200 у розсічення лінії електропередачі на підстанції Могоча практично розділить зв'язок на дві незалежні ділянки зі зменшеними приблизно вдвічі опорами та незалежними ЕРС машин агрегату з кожного боку, що дозволить приблизно в півтора-два рази збільшити пропускну здатність усієї дволанцюгової. ЛЕП-220 кВ. Надалі при режимній необхідності збільшення обмінної потужності можна розглянути установку другого агрегату АС ЕМПЧ-200 паралельно першому.

Це дозволить суттєво відсунути споруду -500 кВ та терміни можливого розширення Харанорської ДРЕС. За попередньою оцінкою при паралельній роботі енергосистем Сибіру та Далекого Сходу тільки по південному транзиту граничні за статичною стійкістю обмінні потоки потужності у перерізі Могоча-Аячі становлять без АС ЕМПЛ: у східному напрямку – до 160 МВт, у західному напрямку – до 230 МВт.

Після установки АС ЕМПЛ проблема статичної стійкості автоматично знімається і потоки відповідно можуть становити 200-250 МВт і 300-400 МВт при контролі граничних перетікань теплового обмеження окремих, наприклад, головних ділянок ЛЕП. Питання збільшення обмінних перетоків стає особливо актуальним із введенням в експлуатацію Бурейської.

Передбачається, як вказувалося, встановлення АС ЕМПЧ-200 у розсічення ПЛ 220 кВ на підстанції Могоча магістрального дволанцюгового міжсистемного зв'язку з численними проміжними відборами потужності.

На такому міжсистемному зв'язку можливі аварії із втратою електричного зв'язку з потужною енергосистемою та утворенням енергорайону з живленням через АС ЕМПЧ-200, тобто з роботою АС ЕМПЧ-200 на консольне навантаження. У таких режимах АС ЕМПЧ-200 не може і не повинен підтримувати в загальному випадку задане задатчиком доаварійне значення потужності, що передається.

У той же час він повинен зберегти здатність регулювання на власних шинах та частоту обертання валу агрегату. Розроблена для АС ЕМПЛ адаптивна система регулювання вимагає телеінформації про відключення та включення вимикачів прилеглих ділянок ЛЕП. На підставі цієї телеінформації вона переводить АСМ агрегату з боку неаварійної ділянки траси на управління по частоті обертання валу та з боку консолі АСМ перебирає навантаження енергорайону.

Якщо це навантаження більше встановленої потужності АСМ, то АС ЕМПЧ шунтується з переведенням машин у компенсаторний режим. Важливо також, що передача телеінформації про вектор за розімкненим вимикачем дозволяє без уловлювання синхронізму відразу ж включити АС ЕМПЧ-200 в нормальну роботу ненаголошено після включення вимикача, що відключився.

Багаторічними теоретичними та експериментальними дослідженнями, виконаними для комплексу керованого з'єднання енергосистем Північного Кавказу та Закавказзя на електропередачі 220 кВ Сочі-Бзибі Краснодаренерго на основі проекту АС ЕМПЧ-200 , підтверджені очікувані та відомі можливості АС ЕМПЧ агрегату.

По суті, у межах конструктивно закладених можливостей АС ЕМПЧ є абсолютно керованим елементом для об'єднання енергосистем, що володіють до того ж демпфуючими можливостями за рахунок кінетичної енергії махових мас роторів машин агрегату, чого позбавлені статичні перетворювачі. Система управління спільно з АРВ машин із системами самозбудження та пуску після подачі команди «Пуск» забезпечує автоматичне тестування стану елементів всього комплексу з наступним автоматичним включенням до мережі в необхідній послідовності без участі персоналу або зупинки агрегату після подачі команди «Зупин». Передбачено також ручне включення в мережу та ручне регулювання уставок, аварійне відключення та АПВ. При запуску АС ЕМПЧ-200 в роботу достатньо для спокійного включення забезпечити ковзання в передбаченому діапазоні та уставки, що забезпечують режим ЛЕП до розмикання шунтуючих вимикачів. Взагалі до управління АС ЕМПЧ-200 на міжсистемному зв'язку потрібно підходити з тієї позиції, що структура регулювання повинна здійснити необхідне управління роботою агрегату в режимах, що встановилися і невстановлені, і забезпечити виконання наступних основних функцій в електричних системах.

1. Підтримка значень напруг (реактивних потужностей) відповідно до уставок у нормальних режимах. Так, наприклад, кожна машина АС ЕМПЧ здатна в межах, обмежених номінальними струмами, генерувати необхідне значення реактивної потужності або забезпечити без втрати стійкості її споживання. 2. Управління в нормальних та аварійних режимах величиною та напрямком перетікання активної потужності відповідно до уставки при синхронній та несинхронній роботі частин енергосистем, що, у свою чергу, сприяє підвищенню пропускної спроможності міжсистемних зв'язків. 2.1. Регулює перетікання за допомогою АС ЕМПЧ-200 за заздалегідь узгодженим між об'єднуваними енергосистемами графіком з урахуванням добових та сезонних змін навантажень. 2.2. Оперативне регулювання міжсистемного перетікання аж до реверсу з одночасним демпфуванням нерегулярних коливань. Якщо потрібно швидко змінити напрямок передачі активної потужності через агрегат, то, змінюючи узгоджено уставки активної потужності на першій і другій машинах, можна практично при постійній частоті обертання змінювати перетік активної потужності, долаючи лише електромагнітну інерційність контурів обмоток машини. При відповідних «стелях» збудження реверс потужності проходитиме досить швидко. Так, для АС ЕМПЛ, що складається з двох АСМ-200, час повного реверсу, від +200 МВт до -200 МВт, як показують розрахунки, становить 0,24 с (у принципі, воно обмежується лише величиною T"(f). 2.3 3. Роботу на виділений (консольний) енергорайон споживачів із забезпеченням необхідного рівня частоти та напруги. Демпфування коливань в аварійних режимах роботи електричних систем, суттєве зменшення обурень, що передаються з однієї частини електричних систем в іншу.
коливань і протягом певного часу обурення, що виникло в одній частині енергосистеми, не передаватиметься в іншу. Так, за к.з. або АПВ в одній з енергосистем агрегат розганятиметься або гальмуватиметься, однак величина активної потужності АСМ, підключеної до іншої енергосистеми, залишатиметься при відповідному управлінні незмінною. 5. Переведення у разі потреби обох машин агрегату в режим роботи синхронного компенсатора. Вартість споруди перетворювальної підстанції з АС ЕМПЧ-200 обумовлюється складом обладнання і, по суті, нічим не відрізняється від підстанцій, що зазвичай споруджуються, з синхронними компенсаторами. Майданчик для спорудження пристрою повинен забезпечувати зручність підвезення обладнання, компактність монтажу та зв'язку з існуючим силовим обладнанням на підстанції Могоча. Для спрощення системи підстанції необхідний варіант без виділення АС ЕМПЧ-200 в окрему підстанцію. Для приєднання до енергосистем агрегату, машини якого розраховані на повну потужність = 200/0,95 = 210,5 МВА (за даними ВАТ «Електросила», С-Петербург і ), потрібні два трансформатори на 220/15,75 кВ. Техніко-економічне порівняння АС ЕМПЧ зі статичними перетворювачами проведено для потужності, що передається, 200 МВт. Параметри, що порівнюються, наведені в таблиці. Вставка постійного струму (ТВП) – класичний варіант. У таблиці вказана передана через ТВП потужність 355 МВт, що відповідає одному блоку Виборзької підстанції. Вказана питома вартість ТВП (з урахуванням підстанційного обладнання), яка наведена у таблиці. ККД підстанції ТВП (з урахуванням синхронних компенсаторів, силових трансформаторів та фільтрів) на рівні 0,96.
ТВП на замиканих (двоопераційних) ключах з ШІМ і паралельно включеними зворотними діодами. Відомо, що внутрішні втрати ключів, що замикаються, в 1,5-2 рази більше, ніж у звичайних тиристорів, тому ККД такого ТВП зі спеціальними силовими трансформаторами з урахуванням фільтрів високої частоти комутацій становить 0,95. Питання вартості чітко не визначене. Проте вказується питома вартість ТВП на основі STATCOM 165 дол./кВт і вище.
Для ТВП на кшталт Directlink з дворівневим формуванням кривої вихідного питома вартість вища і становить 190 дол./кВт. У таблиці наведені дані як варіанта STATCOM, так варіанта з урахуванням Directlink.

За даними ВАТ «Електросила», у АС ЕМПЧ-200 із двох АСМ = 98,3 % (по - 98,42 %) питома вартість встановленої потужності становить 40 дол./кВт. Тоді вартість власне агрегату перетворювача становитиме 16 млн дол. Відповідно до базової вартості підстанції змінного струму 220 кВ з двома трансформаторами становить 4 млн дол., а питома вартість перетворювача з підстанцією становитиме =(16+4) 10 6 /400 10 3 = 50 дол./кВт. З урахуванням трансформаторів загальний ККД становитиме = 0,983 2 0,997 2 = 0,96.
Поруч із наведеними вище варіантами слід розглянути варіант перетворювача з використанням експлуатованих в енергосистемах синхронних компенсаторів типу КСВБМ з водневим охолодженням зовнішньої установки . Слід зазначити, що в АС ЕМПЛ типу АСМ+СМ як синхронна машина може використовуватися без будь-яких переробок синхронний компенсатор КСВБМ 160-15У1 у всіх режимах при дотриманні умови для статора стака. Наприклад, при = 1 потужність P = ±160 МВт; при = 0,95 (як у проекті ВАТ «Електросила») P = 152 МВт, Q = ±50 МВ А, а ЕРС Е = 2,5<Еном =3 отн.ед.

За даними розробника ВАТ «Уралелектроважмаш», синхронний компенсатор КСВБМ 160-15У1 коштує 3,64 10 6 дол. ,46 10 6 дол. і тоді повна вартість перетворювача типу АСМ +СМ (тобто із серійного та переобладнаного синхронних компенсаторів) становитиме 9 10 6 дол. (див. табл.). Тут слід зазначити, що
ГОСТ 13109-97 на якість електричної енергії (Постанова Держкомітету зі стандартизації та сертифікації РФ, 1998) допускає наступні відхилення частоти: нормальні ±0,2 Гц протягом 95% часу, граничні ±0,4 Гц протягом 5% часу доби . Враховуючи, що далі спрацьовуватиме АЧР, можна стверджувати, що закладене в АСМ стельове значення напруги збудження на ковзання з частотою ±2 Гц забезпечить надійну роботу АС ЕМПЛ і за інших великих системних збурень. При номінальному струмі статора втрати в СК становлять 1800 кВт тоді ККД дорівнює = 0,988. Взявши ККД переобладнаного з СК АСМ таким самим, як у проекті ВАТ «Електросила», з урахуванням трансформаторів отримаємо: = 0,988 0,983 0,997 2 = 0,966.
У таблиці наведено дані для двох агрегатів типу АСМ+СМ паралель, що дозволяє перекрити очікуване збільшення пропускної спроможності транзиту при встановленні перетворювача на підстанції Могоча. При цьому питома вартість менша, а ККД більша, ніж у всіх інших варіантів. Слід також підкреслити очевидну перевагу - компенсатори КСВБМ призначені для зовнішньої установки при температурах навколишнього повітря від -45 до +45 o С (тобто вся технологія вже відпрацьована), тому немає потреби в спорудженні машинного залу для агрегатів АС ЕМПЛ, а потрібен лише корпус допоміжних пристроїв площею, як вимагають будівельні норми, два шестиметрові прольоти завширшки на шість шестиметрових прольотів у довжину, тобто 432 м 2 . Теплові розрахунки компенсаторів
виконуються як для водневого охолодження, так повітряного охолодження. Тому згаданий двоагрегатний АС ЕМПЛ може довго працювати на повітряному охолодженні при навантаженні в 70% від номінальної, забезпечуючи необхідний перетікання 200 МВт.
Крім того, інститутом Енергомережпроект розроблено оригінальний типовий проект установки СК потужністю 160 МВА з реверсивним безщітковим збудженням, який дозволяє суттєво зменшити обсяг будівельних робіт, прискорено здійснити монтаж та введення СК у роботу та значно скоротити вартість їх установки.

ВИСНОВКИ
1. Несинхронне паралельне об'єднання ОЕС Сибіру та Далекого Сходу по південному дволанцюжковому транзиту 220 кВ за допомогою асинхронізованого електромеханічного перетворювача частоти (АС ЕМПЛ) порівняно з відомими ТВП на основі STATKOM та DIRECTLINK за ​​техніко-економічними показниками є кращим.
2. Багаторічні теоретичні та експериментальні дослідження та виконані проекти показали можливості АС ЕМПЛ з регулювання активної та реактивної потужностей, напруг машин та частоти обертання ротора агрегату. Установкою перетворювача на підстанції Могоча транзит Холбон - Сковородине практично поділяється навпіл, тому пропускна спроможність цього транзиту зросте в 1,5-2 рази, що дозволить відсунути терміни будівництва ЛЕП-500 кВ та терміни розширення Харанорської ГРЕС.
3. Попереднє техніко-економічне порівняння перетворювачів показало, що спорудження підстанції з ТВП на ключах з ШІМ, що замикаються, на передану потужність 200 МВт на основі проекту Directlink коштує 76 млн дол., а на основі проекту STATKOM - 66 млн дол. У той же час АС ЕМПЛ-200 типу АСМ+АСМ за даними ВАТ «Електросила» та НДІ «Електроважмаш» (м. Харків) коштує 20 млн дол.
4. У АС ЕМПЛ типу АСМ+СМ на основі серійно випускаються ВАТ «Уралелектроважмаш» та експлуатованих в енергосистемах синхронних компенсаторів з водневим та повітряним охолодженням для зовнішньої установки КСВБМ 160 МВ А питома вартість встановленої потужності АС ЕМПЧ з повним під. кВт і у своїй ККД не нижче інших типів перетворювачів. Враховуючи малий обсяг будівельно-монтажних робіт, низьку питому вартість та високий ККД, саме таку підстанцію з АС ЕМПЛ повністю на вітчизняному устаткуванні можна рекомендувати для несинхронного об'єднання ОЕС Сибіру та Далекого Сходу.

ОЕС Сходу – 50

Єдиний Схід

Рішення про створення Об'єднаної енергетичної системи Сходу на базі енергосистем Амурської області, Приморського та Хабаровського краю та Єврейської автономної області (згодом в ОЕС Сходу влилася енергосистема південної частини Якутії) було ухвалено Міністерством енергетики СРСР. Тим самим наказом за номером 55А було створено Оперативно-диспетчерське управління (ОДУ) Сходу, яке тепер є філією АТ «Системний оператор ЄЕС». Шлях від рішення до створення ОЕС зайняв два роки – 15 травня 1970 були об'єднані Амурська та Хабаровська енергосистеми. І хоча у ДФО і досі збереглися ізольовані енергосистеми (на півночі Якутії, у Магаданській та Сахалінській областях, на Камчатці та Чукотці, а також Миколаївський енергорайон Хабаровського краю), відтоді ОЕС Сходу стала найважливішою частиною енергетики регіону. До неї входять електростанції сумарною встановленою потужністю 9,5 ГВт (станом на 1 січня 2018 року). ОЕС Сходу була пов'язана з ОЕС Сибіру трьома ЛЕП 220 кВ, і у 2015 році вони були вперше включені на паралельну синхронну роботу.

Піднятися над містечковими інтересами

За словами одного з колишніх керівників ОДУ Сходу Сергія Другова, розвиток ОЕС Сходу далеко не завжди йшов гладко – зокрема заважали містечкові інтереси. «Наприклад, керівництво Амурської області свого часу не було зацікавлене у будівництві ЛЕП у Хабаровському краї, тому що на її території з'явилося потужне джерело – Зейська ГЕС. Керівництво Хабаровського краю негативно ставилося до будівництва Бурейської ГЕС, вважаючи за необхідне будувати енергооб'єкти лише на території краю і лише ті, що замикаються на власного споживача», – згадує Сергій Другов.

Проте кризи енергопостачання (Амурська область - 1971-1973 роки; Хабаровський край - 1981-1986 роки; Приморський край - 1998-2001 роки) підштовхнули регіони та їх керівників до об'єднання зусиль. Потрібні були потужні ЛЕП між генеруючими потужностями та основними центрами споживання. Перші зосереджені на заході регіону (Зейська та Бурейська ГЕС, Нерюнгрінська ГРЕС), другі – на південному сході (у Примор'ї та Хабаровську).

Далі більше

Останніми роками споживання електроенергії ОЕС Сходу та енергосистем суб'єктів федерації помітно зростає, іноді оновлюючи історичні максимуми. ОЕС Сходу має заділ за потужністю, що дозволяє, наприклад, експорт електроенергії до сусідньої КНР, але щоб уникнути проблем у найближчому майбутньому, потрібні і нові генеруючі об'єкти, і подальший розвиток мереж.

У цьому напрямі багато робиться. Вже працює друга черга Благовіщенської ТЕЦ (додаткова встановлена ​​електрична потужність – 120 МВт, теплова – 188 Гкал/год). На третій квартал 2018 року намічено пуск у Владивостоці ТЕЦ «Східна» (встановлена ​​електрична потужність складе 139,5 МВт, теплова – 421 Гкал/год; станція забезпечить теплом та гарячою водою понад 300 тисяч споживачів міста). Наступного року має дати струм нова ТЕЦ у м. Радянська Гавань (встановлена ​​електрична потужність становитиме 120 МВт, теплова – 200 Гкал/год).

До 2022 року обсяг попиту на електричну енергію в ОЕС Сходу прогнозується на рівні 42,504 млрд. кВт·год (середньорічний темп приросту за період 2016 – 2022 років – 4,0%) (рис. 2.9).

Прогноз попиту на електричну енергію на період 2016 - 2022 років враховує зміни в територіальній структурі енергозони Сходу - приєднання до ОЕС Сходу ізольованих енергорайонів Республіки Саха (Якутія) - Західного та Центрального, споживання електричної енергії яких становить понад 70% від сумарного споживання Республіки Саха (Якутія). Приєднання ізольованих енергорайонів визначає високу динаміку показників попиту на електричну енергію у період 2016 – 2017 років.

Попит на електричну енергію по ОЕС Сходу без урахування приєднання Центрального та Західного енергорайонів Республіки Саха (Якутія) на рівні 2022 року у розглянутому варіанті оцінюється в обсязі 36,5 млрд. кВт·г із середньорічним приростом за період 2016 – 2022 років 1,8% , за відповідного показника по ЄЕС Росії 0,6%. Випереджаючі темпи зростання попиту електричну енергію в ОЕС Сходу у аналізованої перспективі визначаються економічним розвитком регіону. Зростання попиту електричну енергію пов'язаний, передусім, з подальшим розвитком промислових виробництв з урахуванням реалізації нових масштабних проектів - потенційних резидентів промислово-виробничих зон, у тому числі:

металургійні виробництва, представлені великими інвестиційними проектами – формування гірничо-металургійного кластеру в Приамур'ї на базі рудних родовищ, у тому числі Кімкано-Сутарський ГЗК (введення в експлуатацію з 2016 року), розробка золоторудних родовищ Амурської області – Маломирський, Покровський та Алмазний;

видобуток вугілля на території Южно-Якутського енергорайону – Ельгінське родовище та шахта Чульмаканська, та Хабаровського краю – ВАТ "Ургалвугілля";

виробництва з переробки нафти та газу та створення нових виробництв нафтогазохімічного комплексу, пов'язаних з розвитком систем магістральних нафто- та газопроводів, найбільший із проектів - будівництво нафтохімічного комплексу ВАТ "НК "Роснефть" у Знахідці ЗАТ "ВНХК" (спільний проект з китайською корпорацією ChemChina) , завод з виробництва зрідженого природного газу ТОВ "Газпром СПГ Владивосток" із введенням в експлуатацію першої черги у 2020 році, "Амурський нафтопереробний завод" у селищі Березівка ​​Іванівського району - комплекс з переробки нафти та транспортування нафтопродуктів (потужність переробки до 6 млн. тонн сировини на рік з урахуванням постачання нафтопродуктів на внутрішній ринок та експорту до Китаю);

розвиток суднобудівних підприємств на базі Далекосхідного центру суднобудування та судноремонту, основними напрямками якого є модернізація судноремонтних виробництв та створення нових потужностей для реалізації проектів з випуску сучасної морської техніки – Приморський край;

реалізація проекту "Космодром Східний" у Амурській області;

реалізація проектів на територіях випереджувального розвитку (ТОР), серед них ТОР Надєждінська (створення логістичного центру, технопарку та супутніх виробництв) та ТОР Михайлівська (агропромислова спеціалізація) у Приморському краї.

У частині транспортної інфраструктури розвиток отримають морські порти (транспортно-логістичні майданчики):

у Хабаровському краї - порт Ваніно, де буде створено спеціалізований вугільний перевантажувальний комплекс ВАТ "Мечел", термінал з перевалки вугілля в бухті Мучка ТОВ "Сахатранс", вугільний перевантажувальний термінал у районі мису Бурий ТОВ "Далекосхідний Ванінський порт", у тому числі для обслуговування перевалки вугілля з Елегеського родовища (Республіка Тива);

у Приморському краї - ТОВ "Морський порт "Суходіл" - спеціалізований вантажний порт у районі бухти Суходіл (Шкотівський район), ТОВ "Порт Віра" в районі бухти Беззахисна на території ЗАТО міста Фокіно - морський термінал із супутньою інфраструктурою, ВАТ "Торговий порт Посьєт" в Хасанському районі - модернізація та будівництво спеціалізованого вугільного терміналу зі збільшенням потужності до 12 млн. т на рік.

АТ "АК "Транснефть" веде роботи з розширення першої та другої черг трубопровідної системи "Східний Сибір - Тихий океан": ВСТО-1 до 80 млн. тонн на рік та ЗСТО-2 до 50 млн. тонн до 2020 року. Це визначає будівництво трьох НПС в Амурській області та НПС у Хабаровському краї, а також збільшення потужності на існуючих НПС в Амурській області та Південно-Якутському енергорайоні Республіки Саха (Якутія).

У зв'язку з приєднанням ізольованих енергорайонів змінюється територіальна структура споживання електричної енергії ОЕС Сходу – суттєво зростає частка енергосистеми Республіки Саха (Якутія) – до 19% у 2022 році (5,3% – частка Південно-Якутського енергорайону Республіки Саха (Якутія) в ОЕС Сходу в даний час).

Західний енергорайон Республіки Саха (Якутія) включає Айхало-Удачнінський, Мирнінський, Ленський промислові вузли та групу вілюйських сільськогосподарських районів. Основні профільні виробництва - видобуток та обробка алмазів, що є традиційною спеціалізацією регіону, та нафтовидобуток. Ці енергоємні виробництва визначають специфіку структури споживання електричної енергії як Західного енергорайону Республіки Саха (Якутія) (частка видобувних виробництв не менше 57% у структурі промислового споживання електричної енергії), так і всієї енергосистеми Республіки Саха (Якутія), а саме: високу частку промислового виробництва у сумарній структурі споживання електричної енергії (43% загалом по Якутській енергосистемі, у тому числі 37% припадає на видобуток корисних копалин) на тлі порівняно низької частки, характерної для ОЕС Сходу нині (24% та 6% відповідно). Зростання попиту на електричну енергію на території Західного енергорайону Республіки Саха (Якутія) в даній перспективі визначатиметься розвитком профільних виробництв - нафтовидобутку (освоєння центрального блоку Середньоботуобінського НГКМ) та транспортуванням нафти трубопровідною системою "Східний Сибір - Тихий Океан", вдосконалення технології видобутку, відпрацювання підземних алмазоносних трубок "Айхал", "Інтернаціональна", "Ботуобінська", "Нюрбінська", розвиток ГЗК "Удачнінський", пов'язаний з переходом від кар'єрного до шахтного видобутку з залученням в експлуатацію глибоких горизонтів родовища), виробничої та соціальної інфраструктури.