Общие сведения. Оэс востокаОЭС Востока – 50Единый ВостокРешение о создании Объединенной энергетической системы Востока на базе энергосистем Амурской области, Приморского и Хабаровского края и Еврейской автономной области (со временем в ОЭС Востока влилась энергосистема южной части Якутии) было принято Министерством энергетики СССР. Тем же приказом за номером 55А было создано Оперативно-диспетчерское управление (ОДУ) Востока, теперь являющееся филиалом АО «Системный оператор ЕЭС». Путь от решения до создания ОЭС занял два года – 15 мая 1970 года были объединены Амурская и Хабаровская энергосистемы. И хотя в ДФО и по сей день сохранились изолированные энергосистемы (на севере Якутии, в Магаданской и Сахалинской областях, на Камчатке и Чукотке, а также Николаевский энергорайон Хабаровского края), с тех пор ОЭС Востока стала важнейшей частью энергетики региона. В нее входят электростанции суммарной установленной мощностью 9,5 ГВт (по состоянию на 1 января 2018 года). ОЭС Востока была связана с ОЭС Сибири тремя ЛЭП 220 кВ, и в 2015 году они были впервые включены на параллельную синхронную работу.
По словам одного из прежних руководителей ОДУ Востока Сергея Другова, развитие ОЭС Востока далеко не всегда шло гладко – в частности, мешали местечковые интересы. «Например, руководство Амурской области в свое время не было заинтересованно в строительстве ЛЭП в Хабаровском крае, так как на ее территории появился мощный источник – Зейская ГЭС. Руководство Хабаровского края негативно относилось к строительству Бурейской ГЭС, считая необходимым строить энергообъекты только на территории края и только те, которые замыкаются на собственного потребителя», – вспоминает Сергей Другов. | ||||
По данным ОАО «Электросила», у АС ЭМПЧ-200 из двух АСМ
= 98,3 % (по [4] — 98,42 %) удельная стоимость установленной мощности cоставляет 40 долл./кВт. Тогда стоимость собственно агрегата преобразователя составит 16 млн долл. В соответствии с [7] 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 [13]. 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 
= 0,988. 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 компенсатороввыполняются 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 [13] 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.| Последнюю неделю в Объединенной энергосистеме Востока (она включает в себя Хабаровский край, ЕАО, Приморский край, Амурскую область, а также южную часть Якутии) происходят чрезвычайно интересные события. Практически каждый день обновлялись исторические максимумы потребления электрической мощности – как в ОЭС Востока в целом, так и в Приморской энергосистеме и Южно-Якутском энергорайоне (где это произошло впервые с 1991 года). Таким образом, практически во всех региональных энергосистемах юга Дальнего Востока произошло превышение максимальных показателей последних лет существования СССР, для которых была характерна полная загрузка промышленности. Примечательно, что впервые за долгое время рост потребления электрической мощности связан не с низкими температурами, а с увеличением потребления со стороны предприятий! Отстающей осталась одна только энергосистема Хабаровского края и ЕАО, но этот регион в советское время являлся крупнейшим промышленным узлом Дальнего Востока, поэтому в относительных величинах особенно сильно «просел» после развала Союза.Еще один рекорд – в ОЭС Востока зафиксирована также рекордная величина генерации электрической мощности (тут надо понимать, что моменты прохождения исторических максимумов потребления и генерации мощности могут не совпадать из-за экспорта электроэнергии в КНР и перетока в Сибирь). Итог последних дней: исторический максимум потребления электрической мощности в ОЭС Востока зафиксирован 13 декабря в часы вечернего максимума нагрузки при среднесуточной температуре наружного воздуха -16,8 ºС на отметке 5506 МВт. Исторический максимум генерации электрической мощности в ОЭС Востока составил 6215 МВт. Рекорд потребления в Приморской энергосистеме был отмечен тогда же и равен 2289 МВт. В Южно-Якутском энергорайоне максимум потребления электрической мощности достиг 316 МВт. Все это оперативные данные Объединенного диспетчерского управления энергосистемы Востока – филиала АО «Системный оператор ЕЭС».По меркам мощных энергосистем западной части России эти цифры могут показаться смехотворными, но, как говорится, все познается в сравнении. Чуть порассуждаю о структуре потребления. Надо сказать, бытовая нагрузка сейчас вообще особенно не растет, разве что в период очень уж больших холодов. Состав бытовой техники в домохозяйствах, на мой взгляд, уже достаточно устоялся, близок к отметке насыщения, а обновление техники не приводит к росту энергопотребления, так как современные устройства имеют тенденцию к снижению энергоемкости. Кроме того, постепенно снижается численность населения Дальнего Востока. Так что локомотивом обновления рекордов стали именно предприятия. Собственно, значительный вклад в рост потребления внесли тяговые подстанции Дальневосточной и Забайкальской железных дорог, объекты магистрального нефтепровода Восточная Сибирь – Тихий океан (ВСТО), Кимкано-Сунтарский ГОК, золотодобывающие предприятия и т.д. Иными словами, развиваются добыча полезных ископаемых и обслуживающая ее транспортная инфраструктура. В Приморье, где крупных промышленных предприятий немного, тем более новых, рост потребления связан с увеличением активности малых предприятий – сегмента малого и среднего бизнеса. Выделить их потребление крайне сложно, чаще всего, это получается только по косвенным показателям.Так или иначе, а картина вырисовывается любопытная: пусть и не во всех сегментах, однако промышленность объективно не просто оживает, но и бьет «канонические» показатели времен позднего СССР. Потребление электрической мощности – вообще достаточно объективный показатель, хоть косвенно, но все-таки много говорящий об экономике |
dkphoto.livejournal.com
| Я не так уж часто затрагиваю в своем блоге вопросы электроэнергетики, однако минувшим летом на востоке страны произошло яркое событие, которое с полным правом можно назвать значимым для всей отрасли. Без особой помпы, но зато впервые за всю историю Объединенная энергосистема Востока была включена на параллельную синхронную работу с Объединенной энергосистемой Сибири, а значит, и со всей западной частью Единой энергосистемы России.Следует разъяснить, что ЕЭС России включает в себя две синхронные зоны. В первую входят шесть параллельно работающих объединенных энергосистем (ОЭС) – Северо-Запада, Центра, Юга, Средней Волги, Урала и Сибири. Во вторую – лишь одна-единственная ОЭС Востока. Она объединяет энергосистемы Амурской области, Приморского края, Хабаровского края и ЕАО, а также Южно-Якутский энергорайон. Электрические связи между энергосистемами Сибири и Дальнего Востока существуют еще с середины 1980-х годов – это три линии 220 кВ вдоль Транссибирской и Байкало-Амурской магистралей (первой, пусть и с очень небольшим опережением, появилась связь вдоль БАМа). Однако сам факт существования линий – это одно, а длительная параллельная работа по ним – совсем другое. Последняя просто невозможна из-за недостаточной пропускной способности линий, которые строились не как межсистемные связи, а только для электроснабжения железной дороги и близлежащих населенных пунктов. Таким образом, ОЭС Востока работает изолированно от первой синхронной зоны ЕЭС России – связующие линии разомкнуты на одной из подстанций на территории Забайкальского края. К востоку от этой точки раздела потребители (в первую очередь, Забайкальская железная дорога) получают питание от ОЭС Востока, а к западу – от ОЭС Сибири. Диспетчерский пункт ОДУ Востока. Последние приготовления к первому опыту параллельной работы обеих синхронных зон ЕЭС России Точка раздела между синхронными зонами не статична. Десятки раз в год она переносится с одной тяговой подстанции на другую – от Холбона до Сковородино. Делается это главным образом для обеспечения ремонтов – как плановых, так и аварийных – линий, подстанций и т.д. На практике перенос точки раздела сопряжен с необходимостью кратковременного отключения запитанных от межсистемных линий потребителей и, конечно, доставляет неудобства. Самый неприятный эффект – вынужденный перерыв в движении поездов по забайкальскому участку Транссибирской магистрали на перегонах между несколькими тяговыми подстанциями. Продолжительность его, как правило, составляет от 30 минут до двух часов. И если при плановых переносах точки раздела обычно страдает только грузовое сообщение, то при аварийных переносах, случается, останавливаются и пассажирские составы.В конце июля и в августе Системный оператор (ОАО «СО ЕЭС»), чьей основной функцией является осуществление централизованного оперативно-диспетчерского управления в ЕЭС России, совместно с Федеральной сетевой компанией (ПАО «ФСК ЕЭС») провел испытания по переносу точки раздела без погашения нагрузки. Для этого на непродолжительное время организовывалась параллельная синхронная (то есть с единой частотой электрического тока) работа ОЭС Востока и ОЭС Сибири.Рабочее место диспетчера В первую очередь, испытания должны были подтвердить саму возможность кратковременной параллельной работы энергосистем по протяженным – более 1300 километров – линиям 220 кВ, которые никогда для таких целей не предназначались и потому не оснащены соответствующим оборудованием: системами режимной и противоаварийной автоматики. Сложность поставленной задачи определялась уже тем, что подобные испытания проводились в России впервые; выражаясь высокопарным языком, то был шаг в неизведанное.Точкой синхронизации обеих ОЭС в процессе испытаний стала подстанция 220 кВ Могоча, секционные выключатели которой в ходе недавней реконструкции были оснащены устройствами улавливания и контроля синхронизма (а конкретнее – АПВ УС (КС). Для задания их уставок специалистами Системного оператора были определены допустимый угол синхронного включения и допустимая разница частот в ОЭС Востока и ОЭС Сибири. Также были рассчитаны пределы по статической и динамической устойчивости. Кроме того, поскольку линии не оснащены автоматикой ликвидации асинхронного режима (АЛАР), была организована временная токовая отсечка на подстанции Могоча. Задействовались регистраторы системы мониторинга переходных режимов (СМПР) на Харанорской ГРЭС в Забайкальском крае, дополнительно такие устройства были установлены на подстанциях Могоча и Сковородино. Чуть разъясню: регистраторы СМПР предназначены для сбора в реальном времени информации о параметрах электроэнергетического режима энергосистемы.Дело в том, что само по себе параллельное включение представляло собой более простую задачу, чем обеспечение последующей параллельной работы. Упомянутый секционный выключатель включался автоматически по команде от устройства синхронизации, когда разница частот и угол между векторами напряжений ОЭС Востока и ОЭС Сибири оказывались в допустимом диапазоне. А вот поддерживать новый режим совместной работы двух огромных энергообъединений, с тем чтобы они аварийно не разделились, было сложнее. В ходе серии опытов управление режимом осуществлялось путем регулирования перетока активной мощности между ОЭС Востока и ОЭС Сибири на величину от 20 до 120 МВт. Регулирование величины перетока и частоты в соединенных энергосистемах производилось с помощью централизованной системы автоматического регулирования частоты и перетоков мощности (ЦС АРЧМ) ОЭС Востока, к которой подключены Зейская и Бурейская ГЭС, а также диспетчерским персоналом ОДУ Востока (филиал Системного оператора) из диспетчерского центра в Хабаровске. Ценнейшая информация, необходимая для определения характеристик и режимных условий параллельной работы ОЭС Востока и ОЭС Сибири, в режиме реального времени фиксировалась регистраторами СМПР и средствами оперативно-информационного комплекса ОАО «СО ЕЭС».Общая продолжительность времени совместной работы энергообъединений в девяти опытах превысила три часа. Успешно проведенные испытания не только доказали возможность кратковременной параллельной работы Объединенных энергосистем Востока и Сибири, но и позволили экспериментально определить оптимальные параметры настройки ЦС АРЧМ ОЭС Востока, а также дали данные для разработки мероприятия по повышению надежности работы энергосистем. Исторический момент – на диспетчерском щите впервые отображается переток мощности между ОЭС Востока и ОЭС Сибири через включенный выключатель на подстанции 220 кВ Могоча Полученные результаты и положительный опыт дают возможность в будущем существенно повысить надежность электроснабжения потребителей путем кратковременного включения на параллельную работу ОЭС Востока и ОЭС Сибири при каждом переносе точек раздела. В этом случае питание всех потребителей, подключенных к межсистемным линиям электропередачи вдоль Транссибирской магистрали в восточной части Забайкальского края, прерываться не будет — потребители даже не заметят момент переключений.Однако успех испытаний вовсе не означает мгновенного, как по мановению волшебной палочки, изменения ситуации с кратковременным погашением потребителей. Для этого еще предстоит оборудовать устройствами синхронизации секционные выключатели на принадлежащих РЖД двадцати двух подстанциях 220 кВ тягового транзита Ерофей Павлович – Могоча – Холбон. Вопрос о необходимости проведения таких работ был поднят на заседании правительственной комиссии по обеспечению безопасности электроснабжения в ДФО, проведенной 5 сентября во Владивостоке. В результате РЖД было получено поручение выполнить разработку и утвердить план мероприятий, включающий в себя установку устройств синхронизации на секционных выключателях для осуществления переноса точки раздела между ОЭС Востока и ЕЭС России без погашения нагрузки. Технологи следят за ходом испытаний. Слева – руководитель испытаний директор по управлению режимами – главный диспетчер ОДУ Востока Наталья Кузнецова. На рабочих местах диспетчеров – старший диспетчер Сергей Соломенный и диспетчер Олег Стеценко Так или иначе, прошедшим летом Системным оператором и ФСК не только был проведен уникальный эксперимент по параллельной работе обеих синхронных зон ЕЭС России, но и созданы практические предпосылки для кардинального повышения надежности электроснабжения Транссибирской железнодорожной магистрали и других потребителей в восточной части Забайкальского края. |
dkphoto.livejournal.com
Общие сведения
Холдинг АО «РАО Энергетические системы Востока» (АО «РАО ЭС Востока») – крупнейший поставщик электрической и тепловой энергии на Дальнем Востоке.
Холдинг создан 1 июля 2008 года для управления энергетическими компаниями, осуществляющими деятельность в Объединенной энергосистеме Востока (Приморье, Хабаровский край, Амурская область, ЕАО и юг Якутии), а также в шести изолированных энергосистемах.
В состав Холдинга входят дальневосточные энергокомпании, такие как: АО «ДРСК», ПАО «ДЭК», АО «ДГК», ПАО «Якутскэнерго», ПАО «Магаданэнерго», ПАО «Камчатскэнерго», ОАО «Сахалинэнерго», а также ПАО «Передвижная энергетика». Основные виды деятельности – производство и передача электрической и тепловой энергии, сбыт, развитие генерирующих мощностей на Дальнем Востоке, развитие альтернативной энергетики.
Генерация. Установленная электрическая мощность – 9 047 МВт. Две трети всей выработки на российском Дальнем Востоке приходится на генкомпании РАО ЭС Востока.
Тепло. Установленная тепловая мощность – 18 206 Гкал/ч. Протяженность тепловых сетей – почти 4 тыс. км. РАО ЭС Востока входит в десятку крупнейших мировых производителей тепла.
Сети. Протяженность электрических сетей наших дочерних обществ превышает 100 тыс. км – это в два с половиной раза больше длины экватора.
Сбыт. Компании Холдинга обслуживают более 73 тыс юридических лиц и более 2,1 млн физических лиц
Альтернативная энергетика. Холдинг активно реализует программу развития генерации на основе возобновляемых источников энергии: первые солнечные батареи и ветродизельные комплексы холдинга уже работают в регионах Дальнего Востока – там, где это действительно нужно и экономически целесообразно. Планируется ввести до 146 МВт мощностей на основе ВИЭ.
На объектах и в структурах управления холдинга трудятся более 50 тысяч человек, что делает АО «РАО ЭС Востока» одним из крупнейших работодателей Дальневосточного федерального округа.
Основным акционером Холдинга с осени 2011 года является ПАО «РусГидро», владеющее большинством акций АО «РАО ЭС Востока».
www.rao-esv.ru
