Създаването на контролирана връзка на енергийните системи за повишаване на надеждността и ефективността на тяхната работа е препоръчително, на първо място, в онези места, където има трудности при осигуряването на надеждна паралелна работа. Това са междудържавни електропреносни линии, където по правило има нужда от разделяне на енергийните системи по честота, както и „слаби“ междусистемни електропреноси, които значително ограничават възможностите за обмен на електроенергия между паралелно работещи енергийни системи, напр. , 220 kV електропроводи за свързване на енергийните системи на Сибир и Далечния изток, преминаващи по Байкалско-Амурската (северен транзит) и Транссибирската (южен транзит) железопътни линии с дължина до 2000 км всяка. Без специални мерки обаче паралелната работа на енергийните системи по северния и южния транзит е невъзможна. Затова се обмисля взаимно свързване, което е вариант на паралелна несинхронна работа на електроенергийните системи по южния двуверижен транзит (на следващите етапи на взаимното свързване е възможно и несинхронно затваряне на северния транзит). Неотложността на проблема е, че е необходимо да се намерят технически решения за осигуряване на работата на електропреноса 220 kV Чита-Сковородино, захранващ тяговите подстанции Забайкалская железопътна линияи в същото време е единствената електрическа връзка между UPS на Сибир и Изтока. Към днешна дата тази междуградска връзка няма необходимия капацитет, а също така не отговаря на изискванията за поддържане в допустимите граници. Работи в режим на отворен цикъл и има точка на разделяне на участъка VL-220 Холбон-Ерофей Павлович. Всичко това води до недостатъчна надеждност на мрежата 220 kV, което е причина за многократни прекъсвания на електрозахранването на тяговите подстанции и неизправности в работата на устройствата за сигнализация, блокировките и разписанията на влаковете. Един от възможните варианти за несинхронно комбиниране е използването на т. нар. асинхронизиран електромеханичен честотен преобразувател (AS EMFC), който представлява сглобка от две машини променлив токс еднаква мощност с твърдо свързани валове, единият от които е проектиран като асинхронна синхронна машина (ASM), а другият като ASM (AS EMFC тип ASM+ASM) или като синхронна машина (AS EMFC тип ASM+SM) . Последният вариант е структурно по-опростен, но синхронната машина е свързана към енергийна система с по-строги изисквания. Първата машина по посока на предаване на мощността през AS EMFC работи в двигателен режим, втората - в генераторен режим. Системата за възбуждане на всеки AFM съдържа директно свързан честотен преобразувател, който захранва трифазна възбудителна намотка върху ламиниран ротор.
Преди това във VNIIElektromash и Elektrotyazhmash (Харков) бяха завършени предварителни и технически проекти за вертикални (водороден генератор) и хоризонтални (турбогенератор) ACM с мощност от 100 до 500 MW за EMFC AS. В допълнение, Изследователският институт и заводът Електротяжмаш разработиха и създадоха серия от три пилотни промишлени проби на AS EMPCH-1 от два ASM с мощност 1 MW (т.е. за пропускателна мощност от 1 MW), изчерпателно тествани при тестовата площадка LVVISU (Санкт Петербург). Преобразувателят на два AFM има четири степени на свобода, т.е. четири параметъра на режима на устройството могат да се регулират едновременно и независимо. Въпреки това, както показват теоретични и експериментални проучвания, всички възможни режими на високоговорителите EMFC от типа ASM+ASM могат да бъдат реализирани на високоговорителите EMFC от типа ASM+ASM, включително режимите на консумация реактивна мощности от двете коли. Допустимата разлика в честотите на системите за комбинирано захранване, както и управляемостта на EMFC AS, се определят от „таванната“ стойност на възбуждането на машините. Изборът на място за инсталиране на EMFC AS на разглеждания маршрут се определя от следните фактори. 1. Според OJSC Energosetproekt Institute, през зимния максимум на 2005 г., потокът на енергия през Могоча ще бъде приблизително 200 MW в посока от подстанция Холбон на изток към подстанция Сковородино. Големината на този поток определя инсталирания капацитет на блока (или блоковете) AS EMPCH-200.
2. Комплексът с АС ЕМПЧ-200 е предназначен за доставка до ключ с напълно автоматично управление. Но от контролния център на подстанция Могоча и от контролния център на Амуренерго могат да се променят настройките за величината и посоката на потоците на активна мощност.
3. Мястото за инсталиране (подстанция Могоча) се намира приблизително по средата между подстанция Холбон и мощната подстанция Сковородино, особено след като Kharanorskaya GRES може да осигури необходимите нива на напрежение в подстанция Холбон до определеното време (т.е. до 2005 г.) . В същото време включването на AS EMFC-200 в прекъсването на електропровода на подстанция Могоча на практика ще раздели връзката на два независими участъка с приблизително наполовина намалени съпротивления и независими ЕМП на агрегатните машини от всяка страна, което ще позволи приблизително един и половина до два пъти да се увеличи пропускателната способност на всички двуверижни електропроводи - 220 kV. В бъдеще, ако има нужда от увеличаване на обменната мощност, е възможно да се обмисли инсталирането на втори блок AS EMPCH-200 паралелно с първия.

Това ще даде възможност за значително забавяне на изграждането -500 kV и времето на възможното разширяване на Kharanorskaya GRES. Според предварителните оценки, при паралелна работа на енергийните системи на Сибир и Далечния изток само по южния транзит, максималните статични стабилни обменни потоци на мощност в участъка Могоча-Аячи са без EMFC AS: в източна посока - до 160 MW, в западна посока - до 230 MW.

След инсталирането на AS EMFC, проблемът със статичната стабилност се отстранява автоматично и потоците, съответно, могат да възлизат на 200-250 MW и 300-400 MW при контролиране на максималните потоци според термичното ограничение на отделните, например, главни секции на електропроводи. Въпросът за увеличаване на обменните потоци става особено актуален с въвеждането в експлоатация на Бурейская.

Предвижда се, както е посочено, да се монтира EMPCH-200 AS в рязането на въздушна линия 220 kV в подстанция Могоча на главната двуконтурна междусистемна връзка с многобройни междинни отводи.

При такава междусистемна връзка са възможни аварии със загуба на електрическа връзка с мощна електроенергийна система и образуване на енергиен район с електрозахранване чрез EMPCH-200 AS, т.е. с работата на EMPCH-200 AS на натоварване на конзолата. В такива режими AS EMFC-200 не може и по принцип не трябва да поддържа предварително аварийната стойност на предаваната мощност, определена от контролера.

В същото време той трябва да поддържа способността за регулиране на собствените си гуми и скоростта на въртене на вала на агрегата. Системата за адаптивно регулиране, разработена за AS EMFC, изисква телеинформация за изключване и включване на превключватели на съседни участъци от електропроводи. Въз основа на тази телеинформация, той прехвърля ASM на блока от страната на неаварийния участък на трасето за управление чрез честота на въртене на вала и от страната на конзолата ASM поема натоварването на енергийния район.

Ако това натоварване е по-голямо от инсталираната мощност на ASM, тогава AS EMFC се шунтира и машините се превключват в компенсаторен режим. Важно е също така, че предаването на телеинформация за вектора зад отворения превключвател позволява, без да се улавя синхрон, незабавно да се включи EMPCH-200 AS в нормална работа без удар след включване на превключвателя, който е бил изключен.

Дългосрочни теоретични и експериментални изследвания, проведени за комплекс от контролирано свързване на енергийните системи на Северен Кавказ и Закавказието на електропровода 220 kV Сочи-Бзиби Краснодаренерго въз основа на проекта на AS EMCh-200, потвърдиха очакваното и известни възможности на АС ЕМЧ за регулиране на активното и напрежението на машините и скоростта на ротора.блок.

Всъщност, в границите на проектните възможности на АС ЕМФК, това е абсолютно управляем елемент за комбиниране на енергийни системи, който има и демпфиращи способности, дължащи се на кинетичната енергия на маховите маси на роторите на машините на блока, които статично липсват конвертори. Системата за управление, заедно със системата за автоматично управление на машини със системи за самовъзбуждане и пускане, след подаване на командата „Старт“ осигурява автоматично тестване на състоянието на елементите на целия комплекс, последвано от автоматично свързване към мрежа в необходимата последователност без участието на персонал или спиране на уреда след подаване на команда „Стоп“. Предвидени са и ръчно свързване към мрежата и ръчна настройка на настройките, аварийно изключване и автоматично повторно включване. При пускане в експлоатация на EMPCH-200 AS е достатъчно да се осигури плавно включване на плъзгането в предписания диапазон и настройки, които осигуряват работа по електропроводите, преди да отворите шунтовите превключватели. Като цяло, управлението на AS EMFC-200 по междусистемна комуникация трябва да се подхожда от позицията, че регулаторната структура трябва да реализира необходимия контрол на работата на блока в стабилен и нестационарен режим и да осигури изпълнението на следните основни функции: в електрически системи.

1. Поддържане на стойностите на напрежението (реактивни мощности) в съответствие с настройките в нормални режими. Така, например, всяка от машините AS EMF е способна, в ограничени граници номинални токове, генерира необходимата стойност на реактивната мощност или осигурява потреблението й без загуба на стабилност. 2. Контролирайте в нормални и аварийни режими величината и посоката на потока на активната мощност в съответствие със зададената точка при синхронна и несинхронна работа на части от електроенергийните системи, което от своя страна спомага за увеличаване на капацитета на междусистемните връзки. 2.1. Регулиране на потока с помощта на AS EMPCH-200 съгласно график, предварително договорен между взаимосвързаните енергийни системи, като се вземат предвид ежедневните и сезонни промени в натоварването. 2.2. Оперативно регулиране на междусистемния поток до реверс с едновременно гасене на неравномерни трептения. Ако трябва бързо да промените посоката на предаване на активна мощност през устройството, тогава чрез последователна промяна на настройките на активната мощност на първата и втората машина можете да промените потока на активна мощност при почти постоянна скорост на въртене, преодолявайки само електромагнитната инерция на веригите на намотките на машината. При подходящи „тавани“ на възбуждане, обръщането на мощността ще се случи доста бързо. По този начин за EMFC AS, състоящ се от два ASM-200, времето за пълно обръщане от +200 MW до -200 MW, както показват изчисленията, е 0,24 s (по принцип то е ограничено само от стойността на T" (f) 2.3 Използване на AS EMFC-200 като оперативен източник за поддържане на честотата, както и за потискане на електромеханични трептения след големи смущения в една от енергийните системи или в конзолен енергиен район 3. Работа за специализиран ( конзолни) захранващ район на потребителите, осигуряващ необходимото ниво на честота и напрежение. благодарение на способността на EMFC AS да променя честотата на въртене, тоест кинетичната енергия на единицата, в определени граници, е възможно интензивно затихване
колебания и за определено време, смущението, което възниква в една част от електроенергийната система, няма да бъде предадено на друга. И така, с късо съединение или автоматично повторно включване в една от енергийните системи, блокът ще ускори или забави, но стойността на активната мощност на ASM, свързан към друга енергийна система, ще остане непроменена с подходящ контрол. 5. При необходимост преведете и двете машини на блока в режим на работа на синхронен компенсатор. Цената на изграждане на преобразувателна подстанция с AS EMPCH-200 се определя от състава на оборудването и всъщност не се различава от обичайно изгражданите подстанции със синхронни компенсатори. Площадката за изграждане на устройството трябва да осигури лесно транспортиране на оборудването, компактен монтаж и връзка със съществуващо енергийно оборудване на подстанция Могоча. За да се опрости цялата система на подстанцията, е необходима опция без отделяне на EMPCH-200 AS в отделна подстанция. За свързване към енергийните системи на блок, чиито машини са проектирани за пълна мощност = 200/0,95 = 210,5 MVA (според JSC Elektrosila, Санкт Петербург и), са необходими два трансформатора от 220/15,75 kV. Извършено е технико-икономическо сравнение на AS EMFC със статични преобразуватели за предавана мощност от 200 MW. Сравнените параметри са показани в таблицата. Поставете постоянен ток(VPT) - класическа версия. Таблицата показва, че мощността, предавана през VAC, е 355 MW, което съответства на един блок от подстанция Vyborg. B показва единичната цена на VAC (включително оборудване на подстанция), която е показана в таблицата. Ефективността на подстанцията VPT (като се вземат предвид синхронните компенсатори, силови трансформатори и филтри) е 0,96.
VAC на заключващи се (с двойна работа) превключватели с PWM и паралелно свързани обратни диоди. Известно е, че вътрешните загуби на заключени ключове са 1,5-2 пъти по-големи от тези на конвенционалните тиристори, следователно ефективността на такъв VAC със специални силови трансформаторикато се вземат предвид филтрите с висока честота на превключване, това е 0,95. Въпросът за разходите не е ясно дефиниран. Въпреки това, специфичната цена на VAC, базирана на STATCOM, е 165 долара/kW и по-висока.
За ВАЦ тип Directlink с двустепенно формиране на кривата на мощността специфичната себестойност е по-висока и възлиза на $190/kW. Таблицата показва данни както за опциите, базирани на STATCOM, така и за Directlink.

Според JSC Elektrosila, EMCh-200 AS от два ASM = 98,3% (98,42% всеки) има специфична цена за инсталиран капацитет от $40/kW. Тогава цената на самия преобразувател ще бъде $16 млн. В съответствие с базовата цена на подстанция 220 kV AC с два трансформатора е $4 млн., а специфичната цена на конвертора с подстанцията ще бъде =(16+4) 10 6 /400 10 3 = 50 долара/kW Като се вземат предвид трансформаторите, общата ефективност ще бъде = 0,983 2 0,997 2 = 0,96.
Наред с горните опции е необходимо да се разгледа опцията за преобразуване, използваща синхронни компенсатори от типа KSVBM с водородно охлаждане на външна инсталация, работеща в енергийни системи. Трябва да се отбележи, че в AS EMFC тип ASM+SM, синхронният компенсатор KSVBM 160-15U1 може да се използва като синхронна машина без модификации във всички режими, при спазване на условията за статорния ток. Например при = 1 мощност P = ±160 MW; при = 0,95 (както в проекта на АД "Електросила") P = 152 MW, Q = ±50 MV A и EMF E = 2,5<Еном =3 отн.ед.

Според разработчика OJSC Uralelectrotyazhmash, синхронният компенсатор KSVBM 160-15U1 струва $3,64 10 6. Ако роторът със същите размери е направен с неизпъкнала полюсна обшивка (конструкцията на SC позволява това), тогава цената ще се увеличи с 1,5 пъти и възлизат на 5 .46 10 6 долара и тогава общата цена на преобразувател от типа ASM + SM (т.е. от серийни и преобразувани синхронни компенсатори) ще бъде 9 10 6 долара (виж таблицата). Тук трябва да се отбележи, че
GOST 13109-97 за качеството на електрическата енергия (Резолюция на Държавния комитет по стандартизация и сертификация на Руската федерация, 1998 г.) позволява следните отклонения на честотата: нормално ±0,2 Hz за 95% от времето, максимално ±0,4 Hz за 5 % от времето на деня. Като се има предвид, че AFC ще продължи да работи, може да се твърди, че таванната стойност на възбуждащото напрежение за приплъзване с честота ± 2 Hz, включена в AFM, ще осигури надеждна работа на AS EMFC при други големи системни смущения. При номинален ток на статора загубите в СК са 1800 kW и тогава КПД е = 0,988. Приемайки коефициента на полезно действие на ASM, преобразуван от SK, като в проекта на JSC Elektrosila, като се вземат предвид трансформаторите, получаваме: = 0,988 0,983 0,997 2 = 0,966.
Таблицата показва данни за два паралелни блока тип ASM+SM, което позволява да се покрие очакваното увеличение на транзитния капацитет при инсталиране на конвертор в подстанция Могоча. В същото време специфичната цена е по-ниска и ефективността е по-висока от всички останали опции. Трябва също да се подчертае, че очевидното предимство е, че KSVBM компенсаторите са предназначени за външен монтаж при температури на околната среда от -45 до +45 o C (т.е. цялата технология вече е доказана), така че не е необходимо да се изгражда машинно помещение за единици AS EMFC, но е необходим само корпус за спомагателни устройства с площ, както се изисква от строителните норми, две шест метра ширина и шест шест метра дължина, тоест 432 m 2. Топлинни изчисления на компенсатори
се изпълняват както за водородно охлаждане, така и за въздушно охлаждане. Следователно споменатият двублок EMFC AS може да работи продължително време на въздушно охлаждане при товар 70% от номиналния товар, осигурявайки необходимия поток от 200 MW.
В допълнение, институтът Energosetproekt разработи оригинален стандартен проект за инсталиране на SC 160 MVA с реверсивно безчетково възбуждане, което може значително да намали обема на строителните работи, да ускори монтажа и пускането в експлоатация на SC и значително да намали разходите за тяхната инсталация.

ИЗВОДИ
1. Несинхронното паралелно свързване на UPS на Сибир и Далечния изток през южния двуверижен транзит от 220 kV с помощта на асинхронизиран електромеханичен честотен преобразувател (AS EMFC) е за предпочитане по отношение на технически и икономически показатели в сравнение с добре- известен VAC базиран на STATKOM и DIRECTLINK.
2. Много години теоретични и експериментални изследвания и завършени проекти показаха възможностите на EMFC AS да регулира активни и реактивни мощности, машинни напрежения и скорост на ротора на блока. Чрез инсталирането на преобразувател в подстанция Могоча транзитът Холбон - Сковородино практически се разделя наполовина, така че пропускателната способност на този транзит ще се увеличи 1,5-2 пъти, което ще позволи да се отложи изграждането на електропровод 500 kV и разширяването на Kharanorskaya GRES.
3. Предварителното технико-икономическо сравнение на преобразувателите показа, че изграждането на подстанция с VAC на заключващи се ключове с PWM за предавана мощност от 200 MW въз основа на проекта Directlink струва 76 милиона долара, а въз основа на проекта STATKOM - 66 милиона долара. В същото време AC EMPCH-200 тип ASM + ASM, според JSC Elektrosila и Научноизследователския институт Elektrotyazhmash (Харков), струва $20 милиона.
4. За AS EMFC тип ASM+SM на базата на серийно произведени синхронни компенсатори с водородно и въздушно охлаждане от OJSC "Uralelektrotyazhmash" и експлоатирани в енергийни системи за открит монтаж на KSVBM 160 MV A, специфичната цена на инсталираната мощност на AS EMPC с пълното оборудване на подстанцията е $40/ kW и в същото време ефективността не е по-ниска от другите видове преобразуватели. Като се има предвид малкият обем на строително-монтажните работи, ниската единична цена и високата ефективност, точно такава подстанция с AS EMFC изцяло на местно оборудване може да се препоръча за несинхронна интеграция на IPS на Сибир и Далечния изток.

Ростехнадзор издаде акт за разследване на причините за системна авария, възникнала на 1 август 2017 г. в Обединената енергийна система на Изтока (UES Vostok), авария, която остави над 1,7 милиона души без електричество в няколко региона на Далечния изток Федерален окръг.

Докладът изброява всички основни участници в събитията, десетки признаци на авария, технически обстоятелства, организационни недостатъци, случаи на неизпълнение на командата на диспечера и факти за неправилна работа на оборудването, грешки при проектирането и нарушения на нормативните правни актове, което показва, че основната и всъщност единствената причина за случилото се е несъгласуваната работа на елементите на енергийната система. Същата причина е в основата на повечето системни аварии.

Линията 500 kV близо до Хабаровск беше в ремонт; на 1 август в 22 часа местно време имаше извънгабаритно спиране (късо съединение, когато извънгабаритно натоварване преминава под проводниците) на линията 220 kV на Федералната мрежова компания (FGC). Тогава беше изключен вторият далекопровод 220 kV. Причината е неправилна конфигурация на релейната защита и автоматизация (RPA), не е взела предвид възможността електропроводите да работят с такъв товар. Изключването на втория далекопровод 220 kV доведе до разделянето на ОПС Изток на две части. След това автоматичната система за управление на мощността в електроцентралата RusHydro не работи правилно, което провокира по-нататъшното развитие на аварията и нейния мащаб. Резултатът е спирането на няколко електропровода, включително тези, водещи към Китай.

— Сработиха системите за защита и аварийна автоматика, а редица енергийни съоръжения излязоха от строя. Променени са работните параметри на шест станции. Разпределителните мрежи бяха повредени“, каза за RG Олга Амелченко, представител на Far Eastern Distribution Network Company JSC.

В резултат на това единната енергийна система на юг от Далечния изток беше разделена на две изолирани части: излишък и дефицит. И в двата се случиха спирания. В превишено състояние се задейства защитата на генераторното и мрежовото оборудване, а в неизправно състояние се задейства автоматично честотно разтоварване.

Официалната причина за инцидента е "неправилно функциониране на елементите на електроенергийната система".

Според доклада за разследване на Ростехнадзор основните причини за аварията са „прекомерна работа на устройствата за релейна защита, неправилна работа на системите за автоматично управление на генераторното оборудване, недостатъци на алгоритъма, използван от разработчика за функциониране на аварийната автоматика в 220 kV мрежа, недостатъци в работата на електрическото мрежово оборудване.“

Това, което се случи на 1 август, дори не беше инцидент, а поредица от инциденти. През 2012 г. системните аварии са 78, а през първите осем месеца на 2017 г. те са само 29. Големите аварии са по-малко, но за съжаление те стават по-мащабни. През 2017 г. имаше пет такива аварии с мащабни последици - разделяне на енергийната система на изолирани части, спиране на голям обем производство и масово прекъсване на електрозахранването.

Основният проблем е, че отрасълът няма задължителни изисквания за параметрите на съоръженията и тяхната координирана работа като част от Единната национална енергийна система. Натрупа се известна критична маса, която доведе до последните мащабни аварии.

Малък проблем, който можеше да бъде отстранен бързо, прерасна в голям инцидент с последици за цялата система. На всеки етап ситуацията се влошаваше от неправилни действия на автоматизацията, проектирана и конфигурирана от хора. Тя реагира неправилно.

Заместник-министърът на енергетиката на Руската федерация Андрей Черезов посочи некоординираната работа на оборудването като една от основните причини за аварии в руската енергийна система; дейността не се основава на никаква нормативна рамка; в крайна сметка се оказа, че различното оборудване в енергийната система често работи некоординирано.

Нов „кодекс” за функциониране на електроенергетиката така и не беше създаден след приключване на реформата в индустрията. С напускането на RAO UES на Русия от арената и прехвърлянето на взаимодействието между субектите на електроенергийната индустрия към пазарни отношения, повечето от технологичните разпоредби загубиха своята легитимност, тъй като бяха формализирани със заповеди на RAO.

Задължителните изисквания за оборудването, предписани в документи от съветската епоха, отдавна са загубили своя правен статут, освен това много от тях са морално остарели и не съответстват на съвременното развитие на технологиите.

Междувременно „от 2002 г. насам предприятията от енергийния сектор масово въвеждат нови устройства - активно се инсталира ново оборудване в рамките на CSA, изпълняват се мащабни инвестиционни програми и се изграждат голям брой енергийни съоръжения. В резултат на това се оказа, че различното оборудване в електроенергийната система често работи несъгласувано“, отбеляза Андрей Черезов.

„Имаме много електроенергийни предприятия и взаимодействието между тях трябва да се регулира, но се оказва, че те действат независимо“, каза заместник-министърът на енергетиката на Руската федерация Андрей Черезов веднага след аварията.

Само нормативното регулиране на технологичните дейности може да осигури координирана работа на елементите на енергийната система. А за това е необходимо да се създаде прозрачна и технически правилна система от общозадължителни изисквания към елементите на енергийната система и действията на субектите от индустрията.

„Не трябва да има автономно функциониране, защото ние работим в единна енергийна система, съответно Министерството на енергетиката на Русия възнамерява да регулира всичко чрез разпоредби“, подчерта Андрей Черезов.

— Необходимо е да се създадат ясни, разбираеми условия — кой е отговорен за системата, аварийна автоматизация, за нейната функционалност, настройки.

Министерството започна работа за усъвършенстване на правилата за разследване на произшествия по отношение на цялостна систематизация на причините, създаване на механизми за определяне и прилагане на мерки за предотвратяването им. „Тези правила определят изключително технически изисквания към оборудването, без да ограничават свободата на избор на производител. Освен това този документ не посочва сроковете за преконфигуриране или подмяна на оборудването“, каза Андрей Черезов.

Руското министерство на енергетиката организира работа за възстановяване на системата от задължителни изисквания в индустрията, която не беше добре развита по време на енергийната реформа. Приет е Федерален закон № 196-FZ от 23 юни 2016 г., който консолидира правомощията на правителството на Руската федерация или упълномощения от него федерален изпълнителен орган за установяване на задължителни изисквания за осигуряване на надеждността и безопасността на електроенергийните системи и електрическите енергийни съоръжения.

В момента се разработват и подготвят за приемане десетки регулаторни правни актове и регулаторни и технически документи за цялата индустрия в съответствие с плановете, одобрени на ниво руско правителство.

През август президентът на страната възложи на Министерството на енергетиката да представи предложения за предотвратяване на масови прекъсвания на тока. Една от първите стъпки трябва да бъде приемането на най-важния системен документ - Правилата за експлоатация на електроенергийните системи. Проектът му вече е внесен за разглеждане в руското правителство. Тези общозадължителни правила ще поставят рамката за регулаторно и техническо регулиране – те ще определят ключови технологични изисквания за работата на енергийната система и съставните й съоръжения. Освен това е необходимо приемането на много конкретни нормативни и технически документи на ниво Министерство на енергетиката.

За много от тях има разработени проекти, които са преминали обществено обсъждане. Поредица от извънредни ситуации през последните години в UES на Русия принуждава енергетиците да бързат.

„Една от ключовите задачи днес е насочването на инвестициите към оптимизиране на съществуващата енергийна система, а не към изграждането на енергийната система като актив, който все още не може да работи оптимално“, каза Евгений Грабчак, директор на отдел „Оперативен контрол“ и управление в електроенергетиката на Министерството на енергетиката на Руската федерация, на Международния форум за енергийна ефективност и енергийно развитие „Руска енергийна седмица“ (Москва, Санкт Петербург, 5 - 7.10.2017 г.)

„Като вземем за основа единна координатна система, недвусмислено дефинирайки всички субекти и обекти, описвайки тяхното взаимодействие, а също и научавайки се да общуваме на един и същи език, ние ще можем да осигурим не само хоризонтална и вертикална интеграция на всички информационни потоци, които циркулират в електроенергийната индустрия, но също така свързва управлението на децентрализираните центрове с единна логика, за да може регулаторът да взема необходимите коригиращи решения. Така по еволюционен път ще се създадат инструменти за моделиране на постигането на базовото състояние на електроенергетиката на бъдещето, а ние го виждаме в оптималния разход за единица електроенергия - киловат при дадено ниво на безопасност и надеждност, - обясни Евгений Грабчак.

Според него успоредно с това ще могат да се постигнат допълнителни ползи не само за регулатора и отделните съоръжения, но и за свързаните компании и държавата като цяло.

— Сред тези предимства ще отбележа на първо място създаването на нови пазари за сервизни услуги, това са: прогнозно моделиране на състоянието на енергийната система и нейните отделни елементи; Оценка на жизнения цикъл; анализ на оптимално управление на процесите; анализ на работата на системата и отделните й елементи; анализи за разработване на нови технологии и тестване на съществуващи; формиране на индустриални поръчки за индустрията и оценка на рентабилността на създаването на производство на електрически и свързани продукти; развитие на логистични услуги, услуги за оптимизиране на управлението на активи и много други. Въпреки това, за да се приложат тези промени, в допълнение към дефинирането на единна координатна система, е необходимо да се обърне тенденцията за въвеждане на напреднали, но уникални и неинтегрирани технологии.

П. С.

На 2 октомври Виталий Сунгуров, който преди това заемаше длъжността съветник на директора по управление на развитието на УЕС на СО УЕС АД, а преди това ръководеше редица регионални диспечерски отдели, беше назначен на длъжността генерален директор на клона на SO UES JSC "Обединено диспечерско управление на енергийната система на Изток" (UDE East) Системен оператор.

От 2014 г. до 2017 г. Виталий Леонидович Сунгуров е директор на клоновете на Удмуртския RDU и Пермския RDU. През този период Виталий Сунгуров участва активно в процеса на структурна оптимизация на Системния оператор. Под негово ръководство беше успешно реализиран проект за разширяване на зоната на работа на регионалното диспечерско управление в Перм, което пое функциите на оперативно диспечерско управление на режима на електроенергия на Единната енергийна система на Русия на територията на Удмуртската република и Кировска област.

Въз основа на резултатите от годишната проверка, проведена от 24 до 26 октомври, клонът на SO UES АД „Обединено диспечерско управление на Източната енергийна система“ (UDE East) получи сертификат за готовност за работа през есента-зимата период (ГРП) 2017/2018г.

Резултатите от аварийното обучение потвърдиха готовността на диспечерския персонал на Системния оператор за ефективно взаимодействие с оперативния персонал на предприятията от електроенергийната индустрия по време на аварийно реагиране, както и за осигуряване на надеждна работа на Обединената енергийна система на Изток през есента. -зимен период на 2017/2018г.

Едно от основните условия за получаване на паспорт за готовност за работа в OZP е получаването на паспорти за готовност от всички регионални диспечерски отдели (RDU) на операционната зона на клон ODU на SO UES АД. Всички RDU от оперативната зона на ODU Vostok успешно преминаха проверки през октомври и получиха паспорти за готовност за работа в OZP 2017/2018. Получаването на сертификати за готовност от клоновете на СО УЕС АД ОДУ и РДУ е задължително условие за издаване на сертификат за готовност за работа в предстоящата зимна зона на Системния оператор

UES Изток – 50

Обединен изток

Решението за създаване на Единна енергийна система на Изтока на базата на енергийните системи на Амурска област, Приморски и Хабаровски територии и Еврейската автономна област (с течение на времето енергийната система на южната част на Якутия се присъедини към Единната енергийна система на Изток) е направено от Министерството на енергетиката на СССР. Със същата заповед, номер 55А, се създава Оперативно-диспечерски отдел (ОДД) на Изток, сега клон на Системен оператор на УЕС АД. Пътят от решението до създаването на IPS отне две години - на 15 май 1970 г. Амурската и Хабаровската енергийни системи бяха обединени. И въпреки че в Далечния източен федерален окръг и до днес са запазени изолирани енергийни системи (в северната част на Якутия, в Магаданската и Сахалинската области, в Камчатка и Чукотка, както и в Николаевския енергиен район на Хабаровския край), т.к. след това IPS на Изтока се превърна в най-важната част от енергийния сектор на региона. Включва електроцентрали с обща инсталирана мощност от 9,5 GW (към 1 януари 2018 г.). ОЕС на Изтока беше свързана с ОЕС Сибир с три електропровода 220 kV и през 2015 г. за първи път бяха включени за паралелна синхронна работа.

Издигнете се над енорийските интереси

Според един от бившите лидери на UES of East, Сергей Другов, развитието на UES of East не винаги е вървяло гладко - по-специално местните интереси са пречели. „Например, ръководството на Амурска област по едно време не се интересуваше от изграждането на електропроводи в Хабаровска територия, тъй като на нейна територия се появи мощен източник - водноелектрическата централа Зея. Ръководството на Хабаровския край имаше негативно отношение към изграждането на Бурейската ВЕЦ, считайки за необходимо да се изграждат енергийни съоръжения само на територията на региона и само тези, които са свързани със собствените им потребители“, спомня си Сергей Другов.

Въпреки това, енергийните кризи (Амурска област - 1971-1973 г.; Хабаровска територия - 1981-1986 г.; Приморска територия - 1998-2001 г.) тласнаха регионите и техните лидери да обединят усилията си. Бяха необходими мощни електропроводи между производствените съоръжения и основните центрове на потребление. Първите са съсредоточени в западната част на региона (Зейската и Бурейската водноелектрически централи, Нерюнгринската държавна районна електроцентрала), вторите - на югоизток (в Приморие и Хабаровск).

Освен това

През последните години потреблението на електроенергия от Обединената енергийна система на Изтока и енергийните системи на съставните единици на федерацията нараства значително, като от време на време актуализира исторически максимуми. UES of East има резервен капацитет, който позволява например износ на електроенергия към съседен Китай, но за да се избегнат проблеми в много близко бъдеще, са необходими нови производствени съоръжения и по-нататъшно развитие на мрежите.

В тази посока се прави много. Вторият етап на Благовещенската ТЕЦ вече работи (допълнителна инсталирана електрическа мощност е 120 MW, топлинна мощност е 188 Gcal/h). Пускането на ТЕЦ "Восточная" във Владивосток е планирано за третото тримесечие на 2018 г. (инсталираната електрическа мощност ще бъде 139,5 MW, топлинна мощност - 421 Gcal / h; станцията ще осигурява топлина и топла вода на повече от 300 хиляди потребители в града ). През следващата година нова топлоелектрическа централа в град Советская Гавань трябва да произвежда електроенергия (инсталирана електрическа мощност ще бъде 120 MW, топлинна мощност - 200 Gcal/h).

Миналото лято в източната част на страната се случи забележително събитие, което с право може да се нарече значимо за цялата индустрия. Без много шум, но за първи път в историята Обединената енергийна система на Изтока беше включена за паралелна синхронна работа с Обединената енергийна система на Сибир, а следователно и с цялата западна част на Единната енергийна система на Русия.
Трябва да се уточни, че УЕП на Русия включва две синхронни зони. Първата включва шест паралелно работещи интегрирани енергийни системи (ИЕС) - Северозапад, Център, Юг, Средна Волга, Урал и Сибир. Във втория има само един UPS на Изтока. Той обединява енергийните системи на Амурска област, Приморски край, Хабаровски край и Еврейски автономен окръг, както и Южноякутския енергиен район. Електрическите връзки между енергийните системи на Сибир и Далечния изток съществуват от средата на 80-те години - това са три линии 220 kV по Транссибирската и Байкалско-Амурската магистрала (първата връзка, макар и с много малък напредък, се появи по BAM). Самото съществуване на линии обаче е едно, а дългосрочната паралелна работа по тях е съвсем друго. Последното е просто невъзможно поради недостатъчния капацитет на линиите, които не са изградени като междусистемни връзки, а само за захранване на железницата и близките населени места. По този начин UES of East работи изолирано от първата синхронна зона на UES на Русия - свързващите линии са отворени на една от подстанциите в Забайкалския край. На изток от тази точка на разделяне потребителите (предимно Трансбайкалската железопътна линия) получават енергия от IPS на Изтока, а на запад - от IPS на Сибир.

Контролен център на ОДУ Восток. Последна подготовка за първия опит на паралелна работа на двете синхронни зони на UES на Русия

Точката на разделяне между синхронните зони не е статична. Десетки пъти в годината се прехвърля от една тягова подстанция в друга - от Холбон до Сковородино. Това се прави основно за осигуряване на ремонти – планови и аварийни – на линии, трафопостове и др. На практика преместването на точката на разделяне включва необходимостта от краткотрайно изключване на потребителите, захранвани от междусистемни линии и, разбира се, причинява неудобство. Най-неприятният ефект е принудителното прекъсване на движението на влаковете по Трансбайкалския участък на Транссибирската железница на участъци между няколко тягови подстанции. Продължителността му обикновено варира от 30 минути до два часа. И ако при планирани прехвърляния на разделителната точка обикновено страда само товарен трафик, то при извънредни прехвърляния се случва и пътнически влакове да спрат.
В края на юли и през август Системният оператор (АО СО УЕС), чиято основна функция е да осъществява централизирано оперативно диспечерско управление в УЕС на Русия, съвместно с Федералната мрежова компания (ПАО ФСК УЕС) проведе тестове за прехвърляне на точка на прекъсване без натоварвания за погасяване. За тази цел за кратко време беше организирана паралелна синхронна (т.е. с една честота на електрически ток) работа на УЕС на Изток и УЕС на Сибир.

Работно място на диспечер

На първо място, тестовете трябваше да потвърдят самата възможност за краткотрайна паралелна работа на енергийни системи по дълги - повече от 1300 километра - линии 220 kV, които никога не са били предназначени за такива цели и следователно не са оборудвани с подходящо оборудване : оперативни и аварийни автоматични системи. Сложността на задачата се определя от факта, че такива тестове се провеждат за първи път в Русия; казано на помпозен език, това беше стъпка в неизвестното.
Точката на синхронизиране на двете IPS по време на тестването беше подстанция 220 kV Могоча, чиито секционни превключватели, по време на скорошната реконструкция, бяха оборудвани с устройства за улавяне и наблюдение на синхронизма (по-конкретно, автоматично повторно затваряне US (KS). За да зададете техните настройки, специалистите на Системния оператор определиха допустимия ъгъл на синхронно превключване и допустимата разлика в честотите в IPS на Изтока и IPS на Сибир.Бяха изчислени и границите за статична и динамична устойчивост.Освен това, тъй като линиите не са оборудвани с автоматично премахване на асинхронен режим (ALAR), в подстанция Могоча е организирано временно прекъсване на тока Използвани са записващи устройства на системата за мониторинг на преходни режими (SMPR) в Kharanorskaya GRES в Забайкалския край, допълнително такива устройства бяха монтирани в подстанции Могоча и Сковородино Нека поясня малко: SMPR регистраторите са предназначени за събиране на информация в реално време за параметрите на електроенергийния режим на електроенергийната система.
Факт е, че паралелното превключване само по себе си беше по-проста задача от осигуряването на последваща паралелна работа. Този секционен превключвател се включваше автоматично по команда от синхронизиращото устройство, когато разликата в честотите и ъгълът между векторите на напрежението на UPS на Изтока и UPS на Сибир бяха в рамките на допустимия диапазон. Но поддържането на новия режим на съвместна работа на два огромни енергийни басейна, така че да не се разделят случайно, беше по-трудно. По време на серия от експерименти режимът беше контролиран чрез регулиране на потока на активна мощност между IPS на Изток и IPS на Сибир със стойност от 20 до 120 MW. Регулирането на потока и честотата в свързаните енергийни системи се извършва с помощта на централизирана система за автоматично управление на честотата и потоците мощност (CS APFM) на UES of East, към която са свързани ВЕЦ Zeyskaya и Bureyskaya, както и от диспечерския персонал на ODU на Изток (клон на системния оператор) от диспечерския център в Хабаровск. Най-ценната информация, необходима за определяне на характеристиките и условията на работа на паралелната работа на ИПС на Изтока и ИПС на Сибир, беше записана в реално време от регистраторите на SMPR и средствата на оперативно-информационния комплекс на СО ЕЕС OJSC.
Общата продължителност на времето за съвместна работа на електрически басейни в девет експеримента надхвърли три часа. Успешно проведените тестове не само доказаха възможността за краткосрочна паралелна работа на Обединените енергийни системи на Изтока и Сибир, но също така позволиха експериментално да се определят оптималните параметри за настройка на CS AFCM на UES на Изтока, и също предостави данни за разработване на мерки за подобряване на надеждността на работата на енергийните системи.

Исторически момент - контролният панел показва за първи път потока на мощността между ОЕС на Изтока и ОЕС на Сибир през включен ключ на подстанция 220 kV Могоча

Получените резултати и положителният опит позволяват в бъдеще значително да се повиши надеждността на електрозахранването на потребителите чрез кратковременно включване на паралелна работа на IPS на Изтока и IPS на Сибир при всяко преместване на точките на разделяне. В този случай захранването на всички потребители, свързани към междусистемни електропроводи по Транссибирската железопътна линия в източната част на Забайкалския край, няма да бъде прекъснато - потребителите дори няма да забележат момента на превключване.
Успехът на тестовете обаче съвсем не означава мигновена, сякаш с магия, промяна в ситуацията с краткосрочни потребителски изплащания. За да се постигне това, все още е необходимо да се оборудват секционни превключватели с устройства за синхронизация на двадесет и две подстанции на 220 kV тягов транзит Ерофей Павлович - Могоча - Холбон, собственост на Руските железници. Въпросът за необходимостта от извършване на такава работа беше повдигнат на заседание на правителствената комисия за осигуряване на безопасността на електроснабдяването в Далекоизточния федерален окръг, проведено на 5 септември във Владивосток. В резултат на това Руските железници получиха заповед да разработят и одобрят план за действие, включително инсталирането на устройства за синхронизация на секционни стрелки за прехвърляне на точката на разделяне между UES на Изтока и UES на Русия без разтоварване.

Технолозите следят хода на тестовете. Отляво е Наталия Кузнецова, ръководител на тестването, директор на контрола на режима - главен диспечер на ODU на Изток. На работните места на диспечерите - старши диспечер Сергей Соломенни и диспечер Олег Стеценко

По един или друг начин, миналото лято Системният оператор и FSK не само проведоха уникален експеримент за паралелна работа на двете синхронни зони на UES на Русия, но и създадоха практически предпоставки за радикално повишаване на надеждността на електрозахранването на Транссибирската мрежа. Железопътни и други потребители в източната част на Забайкалския край.

2.1. Характеристики на структурата на Единната енергийна система на Русия

Какво е UES на Русия?

Единната енергийна система на Русия е високоавтоматизиран комплекс от електроцентрали, електрически мрежи и енергомрежови съоръжения, развиващи се в цялата страна, обединени от единен технологичен режим и централизирано оперативно диспечерско управление.

UES на Русия е най-голямата в света синхронно работеща електроенергийна система, обхващаща около 7 хиляди км от запад на изток и повече от 3 хиляди км от север на юг.

UES на Русия осигурява надеждно, икономично и висококачествено електроснабдяване на секторите на икономиката и населението на Руската федерация, както и доставки на електроенергия за енергийните системи на чужди държави.

Развитие на UES на Русия и нейната съвременна структура

Развитието на UES на Русия се осъществи чрез постепенно обединяване и организиране на паралелна работа на регионални енергийни системи, формиране на междурегионални интегрирани енергийни системи (IES) и последващото им обединяване като част от Единната енергийна система.

Преходът към тази форма на организация на електроенергийната индустрия се дължи на необходимостта от по-рационално използване на енергийните ресурси, повишаване на ефективността и надеждността на електроснабдяването на страната.

В края на 2005 г. шест интегрирани енергийни системи работят паралелно като част от Единната енергийна система на Русия (виж фиг. 2.1) - Северозапад, Център, Средна Волга, Урал, Юг и Сибир. IPS на Изтока, която включва 4 регионални енергийни системи на Далечния изток, работи отделно от IPS на Сибир. Разделителните точки между тези обединени енергийни системи са разположени на транзитната линия високо напрежение (ВЛ) 220 kV „Читаенерго” – „Амуренерго” и се установяват своевременно в зависимост от възникващия баланс на двете енергийни обединения.

Опитът от повече от 40 години работа на UES на Русия показа, че създаването на интегрална единна система, въпреки относителната слабост на мрежовите връзки от европейската част на Русия - Сибир и Сибир - Далечния изток, осигурява значителни спестявания в разходите за производство на електроенергия поради ефективното управление на потоците електроенергия и допринася за надеждното енергоснабдяване на страната.

IPS на северозапада

IPS на Северозапада включва енергийни съоръжения, разположени на териториите на Санкт Петербург, Мурманск, Калининград, Ленинград, Новгород, Псков, Архангелска област, републиката Карелия и Коми. UES осигурява синхронна паралелна работа на Единната енергийна система на Русия с енергийните системи на балтийските страни и Беларус, както и несинхронна паралелна работа (чрез преобразувател) с електроенергийната система на Финландия и износ на електроенергия за страни включена в скандинавската енергийна система Nordel (Дания, Финландия, Норвегия, Швеция).

Отличителни черти на Северозападния IPS са:

• дълги (до 1000 км) едноверижни транзитни въздушни линии 220 kV (Вологда - Архангелск - Воркута) и 330 kV (Санкт Петербург - Карелия - Мурманск);
• голяма част от електроцентралите, работещи в основен режим (големи атомни електроцентрали и ТЕЦ), осигуряващи около 90% от общото производство на електроенергия в UES. В тази връзка регулирането на неравномерността на дневните и сезонните графици за общо потребление на електроенергия на UES се дължи главно на междусистемните енергийни потоци. Това води до обратно натоварване на вътрешно- и междусистемни транзитни линии 220-750 kV почти до максимално допустимите стойности.

EPS център

UES на Центъра е най-голямата (по отношение на концентрирания в него производствен потенциал) единна енергийна система в UES на Русия. IPS Center включва енергийни съоръжения, разположени на териториите на Москва, Ярославъл, Твер, Смоленск, Москва, Иваново, Владимир, Вологда, Кострома, Нижни Новгород, Рязан, Тамбов, Брянск, Калуга, Тула, Орлов, Курск, Белгород, Воронеж и Липецкая област, а производственият капацитет на електроцентралите на асоциацията е около 25% от общия производствен капацитет на Единната енергийна система на Русия.

Отличителни черти на IPS Center са:

• местоположението му на кръстовището на няколко обединени енергийни системи (Северозапад, Средна Волга, Урал и Юг), както и енергийните системи на Украйна и Беларус;
• най-висок дял на атомните централи в структурата на генериращите мощности в УЕП;
• голям брой големи възли на потребление на енергия, свързани с предприятия от черната металургия, както и големи промишлени градски центрове (Вологда-Череповец, Белгород, Липецк, Нижни Новгород);
• наличието на най-голямата московска енергийна система в Русия, която поставя повишени изисквания за осигуряване на надеждност на режимите на захранване и в момента се характеризира с високи темпове и големи увеличения на потреблението на енергия;
• необходимостта от широко участие на енергийни блокове на топлоелектрически централи в процеса на регулиране на честотата и потоците на мощност за повишаване на гъвкавостта на управлението на режима и надеждността на IPS.

UPS на Средна Волга

IPS на Средна Волга включва енергийни съоръжения, разположени на териториите на Пензенска, Самарска, Саратовска, Уляновска области, Мордовска, Татарска, Чувашка и Марийска република.

IPS се намира в централната част на UES на Русия и граничи с IPS на Центъра и Урал, както и с енергийната система на Казахстан. УЕС осигурява транзитен пренос на електроенергия - до 4300 MW от изток на запад и до 3800 MW от запад на изток, което позволява максимално ефективно използване през деня на генериращите мощности както на самото сдружение, така и на УЕС на Центъра. , Урал и Сибир.

Отличителна черта на IPS на Средна Волга е значителният дял от хидрогенераторните мощности (ВЕЦ на каскадата Волга-Кама), което ви позволява бързо да променяте производството в широк диапазон до 4880 MW, осигурявайки както регулиране на честотата в UES, на Русия и поддържане на стойността на транзитните потоци от IPS на Центъра, Урал и Сибир в определени граници.

UPS на Урал

UES на Урал се формира от енергийни съоръжения, разположени на териториите на Свердловска, Челябинска, Пермска, Оренбургска, Тюменска, Кировска, Курганска области, Удмуртската и Башкирската република. Те са обединени от повече от 106 хиляди километра електропроводи (една четвърт от общата дължина на въздушните линии на UES на Русия) с напрежение 500-110 киловолта, разположени на площ от почти 2,4 милиона квадратни километра. UES на Урал включва 106 електроцентрали, чиято обща инсталирана мощност е над 42 хиляди MW или 21,4% от общата инсталирана мощност на електроцентралите на UES на Русия. IPS се намира в центъра на страната, на кръстопътя на IPS на Сибир, центъра на Средна Волга и Казахстан.

Отличителни черти на UES на Урал са:

• сложна многопръстенова мрежа 500 kV, в която ежедневно се изключват от две до осем въздушни линии 500 kV за планови или аварийни ремонти, както и резерв на напрежение;
• значителни дневни колебания в потреблението на енергия с вечерен спад (скорост до 1200 MW час) и сутрешен ръст (скорост до 1400 MW час), причинени от високия дял на промишлеността в потреблението на Урал;
• голям дял на високо маневрено блоково оборудване на топлоелектрически централи (58% от инсталираната мощност), което позволява ежедневни промени в общото натоварване на електроцентралите на Единната енергийна система на Урал в диапазона от 5000 до 7000 MW и превключване изключете два до десет енергоблока с обща мощност от 500 до 7000 MW в резерв през уикендите и празниците 2000 MW. Това позволява да се регулират междусистемните потоци от IPS на Центъра, Средна Волга, Сибир и Казахстан и да се осигури надеждно електроснабдяване на потребителите в Урал.

ИПС Юг

IPS на Юга включва енергийни съоръжения, разположени в Краснодарски, Ставрополски територии, Волгоградска, Астраханска, Ростовска области, Чеченска, Ингушска, Дагестанска, Кабардино-Балкария, Калмик, Северна Осетия и Карачаево-Черкеска република. UES осигурява паралелна работа на UES на Русия с енергийните системи на Украйна, Азербайджан и Грузия.

Отличителни черти на IPS South са:

исторически установената схема на електрическата мрежа, базирана на въздушни линии 330-500 kV, простиращи се от северозапад на югоизток по хребета на Кавказ в райони с интензивно образуване на лед, особено в подножието;

неравномерен поток на реките на Северен Кавказ (Дон, Кубан, Терек, Сулак), което оказва значително влияние върху баланса на електроенергията, което води до недостиг на електроенергия през зимата, със съответно натоварване на електрическата мрежа на запад -източно направление и излишък през лятото, с натоварване в обратна посока;

най-големият (в сравнение с други IPS) дял на комуналното натоварване в структурата на потреблението на електроенергия, което води до резки скокове в потреблението на електроенергия с температурни промени.

UPS на Сибир

UES of Siberi е най-обширното териториално обединение в UES на Русия, обхващащо територията от Омска област в Западен Сибир до Читинска област в Източен Сибир. UES включва енергийни съоръжения, разположени в териториите Алтай и Красноярск, областите Омск, Томск, Новосибирск, Кемерово, Иркутск, Чита, републиките Хакасия, Бурятия и Тива. Таймиренерго работи изолирано. UES обединява около 87 хиляди километра въздушни линии с напрежение 1150–110 киловолта и повече от 46 GW генериращ капацитет на електроцентрали, повече от 50% от които са водноелектрически централи.

Единната енергийна система на Сибир е създадена от нулата за кратък исторически период. Едновременно с изграждането на мощни и ефективни каскади от водноелектрически централи и изграждането на големи държавни районни електроцентрали, базирани на евтини открити кафяви въглища, бяха създадени големи териториално-промишлени комплекси (Братск, Уст-Илимск, Саян, Канск-Ачинск). горивно-енергиен комплекс - КАТЕК). Следващата стъпка беше изграждането на електропроводи с високо напрежение, създаването на регионални енергийни системи чрез взаимно свързване на мощни електроцентрали и след това формирането на Единната енергийна система на Сибир.

Отличителни черти на IPS на Сибир са:

уникална структура на генериращи мощности, повече от 50% от които са водноелектрически централи с резервоари за дългосрочно регулиране и резерви от около 30 милиарда kWh за периоди на продължителна ниска вода. В същото време сибирските водноелектрически централи произвеждат почти 10% от електроенергията, генерирана от всички електроцентрали на Единната енергийна система на Русия;

значителни естествени колебания в годишния отток на реките в басейна на Ангара-Енисей, чийто енергиен потенциал варира от 70 до 120 милиарда kWh, с лоша предвидимост на речното водно съдържание дори в краткосрочен план;

използването на пиковата мощност на сибирските водноелектрически централи за регулиране на натоварването на европейската част на UES и регулиране на годишната неравномерност на производството на енергия от водноелектрическите централи по протежение на водния поток от резервите на топлоелектрическите централи на Урал и Център. За тази цел беше извършено изграждането на въздушни линии 500 kV и 1150 kV по транзита Сибир - Казахстан - Урал - Център на Средна Волга с планирано реверсиране на мощността до 3–6 милиона kW.

UPS на Далечния изток

В Далечния изток и Далечния север има енергийни съоръжения, разположени в Приморския, Хабаровския край, Амурската, Камчатската, Магаданската, Сахалинската области и Република Саха (Якутия). От тях енергийните съоръжения, разположени на

териториите на Амурска област, Хабаровски и Приморски територии и Южният Якутски енергиен район на Република Саха (Якутия) са обединени от междусистемни електропреносни линии от 500 и 220 kV, имат един режим на работа и образуват Единната енергийна система на Изток.

UES of the East работи изолирано от UES на Русия и неговите отличителни черти са:

преобладаването в структурата на производствените мощности на топлоелектрическите централи (повече от 70% от инсталираната мощност), които имат ограничен обхват на регулиране;

ограничени възможности за използване на регулаторните диапазони на водноелектрическите централи Зея и Бурейская поради необходимостта да се осигури навигация по реките Зея и Амур;

разполагане на основните генериращи източници в северозападната част, а основните потребителски зони в югоизточната част на УЕС;

един от най-високите дялове на комуналното натоварване в потреблението на електроенергия в UES на Русия (почти 21%);

дълги електропроводи.

Връзки между UES на Русия и енергийните системи на чужди страни

В края на 2005 г. паралелно с UES на Русия работят енергийните системи на Беларус, Естония, Латвия, Литва, Грузия, Азербайджан, Казахстан, Украйна, Молдова и Монголия. Чрез енергийната система на Казахстан, паралелно с Единната енергийна система на Русия, функционираха енергийните системи на Централна Азия - Узбекистан, Киргизстан и Таджикистан.

Структурата на вътрешните и външните отношения на UES на Русия е представена на фиг. 2.2.

Паралелната работа на UES на Русия с енергийните системи на съседните страни осигурява реални предимства, свързани с комбинацията от графици на електрическо натоварване и резерви на мощност, и позволява взаимен обмен (износ/импорт) на електроенергия между тези енергийни системи (виж раздел 3.4 ).

Освен това финландската енергийна система, която е част от Асоциацията на скандинавските енергийни системи, работи съвместно с Единната енергийна система на Русия чрез устройствата на Виборгския преобразувателен комплекс. Електричеството също се доставя в избрани райони на Норвегия и Китай от руски електрически мрежи.

2.2. Оперативен диспечерски контрол в UES на Русия

OJSC "SO-TsDU UES" е най-висшият орган за оперативно изпращане

Управлението на такова голямо синхронно работещо обединение като Единната енергийна система на Русия е сложна инженерна задача, която няма аналози в света.

За да се реши този проблем, в Русия е създадена многостепенна йерархична система за оперативен диспечерски контрол (виж раздел 1.1), включваща: Системен оператор - Централен диспечерски контрол (наричан по-нататък SO-CDC UES); седем териториални обединени диспечерски управления (ОДУ или СО-ОДУ) – във всяка от седемте УЕС; регионални отдели за диспечерски контрол (РДУ или СО-РДУ); пунктове за управление на електроцентрали и предприятия за електрически мрежи; оперативни теренни екипи.

Задачи и функции на OJSC SO-TsDU UES

OJSC SO-CDU UES осъществява централизирано оперативно и технологично управление на Единната енергийна система на Русия.

Основните цели на OJSC SO-TsDU UES са:

• осигуряване на надеждност на системата в условията на развитие на конкурентни отношения в електроенергетиката;
• осигуряване на съответствие с установените технологични параметри за функциониране на електроенергетиката и нормативни показатели за качеството на електрическата енергия;
• създаване на условия за ефективно функциониране на пазара на електрическа енергия (капацитет) и осигуряване на изпълнението на задълженията на субектите на електроенергийната промишленост по договори, сключени на пазара на електроенергия на едро и пазарите на дребно. OJSC SO-CDU UES изпълнява следните функции в UES на Русия:
• прогнозиране и осигуряване на баланс на производството и потреблението на електроенергия;
• планиране и предприемане на мерки за осигуряване на необходимия резерв от мощност за зареждане и разтоварване на електроцентрали;
• оперативно управление на текущите режими, осъществявано от диспечерския персонал;
• използване на автоматичен контрол на нормални и аварийни режими;
• прилагане на безопасна експлоатация, предотвратяване на развитието и отстраняване на извънредни ситуации в енергийните системи и UES на Русия като цяло.

Стратегически цели за оптимизиране на режимите на работа на UES на Русия

Освен това органите за диспечерски контрол с участието на други инфраструктурни организации в електроенергетиката решават стратегически задачи за оптимизиране на режимите на работа на UES на Русия в средносрочен и дългосрочен план, включително:

прогнозиране на потреблението на електроенергия и електроенергия и разработване на енергийни и електроенергийни баланси;

определяне на пропускателната способност на участъци от електрическата мрежа на УЕС;

оптимизиране на използването на енергийните ресурси и извършване на основен ремонт на генераторно оборудване;

осигуряване на извършване на изчисления на електрически режими, статична и динамична стабилност;

централизирано управление на технологичните режими на работа на устройства и системи за релейна защита, автоматика и аварийна автоматика на междусистемни и главни системообразуващи електропроводи, автобуси, трансформатори и автотрансформатори на комуникация на основните класове на напрежение (изчисляване на токове на късо съединение, избор на настройки параметри на устройства за релейна защита и автоматика (RPA) и аварийна автоматика (PA));

разпределение на функциите по оперативен диспечерски контрол на съоръжения и електропроводи, изготвяне на експлоатационна и техническа документация;

разработване на схеми и режими за характерни периоди от годината (есенно-зимен максимум, период на наводнение и др.), както и във връзка с пускането в експлоатация на нови съоръжения и разширяването на състава на паралелно работещи енергийни системи;

съгласуване на графици за ремонт на основно оборудване на електроцентрали, електропроводи, оборудване на подстанции, релейна защита и PA устройства;

решаване на целия набор от въпроси за осигуряване на надеждността на електрозахранването и качеството на електроенергията, въвеждане и подобряване на средствата за диспечерски контрол и системите за автоматично управление на режима.

Автоматизирана система за диспечерски контрол

За решаване на проблемите на планирането, оперативното и автоматичното управление се използва разработена компютърна автоматизирана система за диспечерско управление (ADCS), която представлява йерархична мрежа от центрове за обработка на диспечерски данни SO-TsDU, SO-ODU и SO-RDU, свързани помежду си и към енергийни съоръжения (електроцентрали, подстанции) телемеханика и комуникационни канали. Всеки диспечерски център е оборудван с мощна компютърна система, която осигурява в реално време автоматично събиране, обработка и показване на оперативна информация за параметрите на режима на работа на UES на Русия, състоянието на електрическата мрежа и основното енергийно оборудване, което позволява диспечиране персонал на съответното ниво на управление за извършване на оперативен контрол и управление на работата на UES на Русия, както и решаване на проблемите на планирането и анализа на режимите, наблюдение на участието на електроцентралите в първичното и вторичното регулиране на честотата на електрическата мрежа текущ.

Системата за аварийно управление е най-важното средство за поддържане на надеждността и жизнеспособността на UES на Русия

Най-важното средство за поддържане на надеждността и жизнеспособността на UES на Русия е многостепенна система за аварийна автоматизация, която няма аналози в чуждестранни електрически мрежи. Тази система предотвратява и локализира развитието на системни аварии чрез:

• автоматично предотвратяване на нестабилност;
• автоматично премахване на асинхронен режим;
• автоматично ограничаване на намаляването и увеличаването на честотата;
• автоматично ограничаване на намаляването и увеличаването на напрежението;
• автоматично разтоварване на оборудването.

Устройствата за аварийна и оперативна автоматизация са разположени в енергийните съоръжения (локални комплекси) и в центровете за управление на АД SO-TsDU UES (централизирани системи за аварийна автоматизация, които осигуряват координация на работата на локалните комплекси).

Стъпки за по-нататъшно оптимизиране на системата за оперативно диспечерско управление в UES на Русия в контекста на реформирането на руската електроенергийна индустрия

В условията на реформа и реорганизация на АО Енерго, най-важната задача на АО СО-ЦДУ УЕС е поддържането на функциите на оперативното диспечерско управление, което изисква установяването на нови технологични връзки с новосъздадените компании в индустрията.

За тази цел през 2005 г. беше сключено Споразумение между Системния оператор и JSC FGC UES (Федерална мрежова компания, вижте раздел 1) за временно запазване на съществуващата схема за оперативно диспечерско управление на съоръженията на Единната национална електрическа мрежа (UNEG ) и процедурата за организиране на безопасно извършване на работа при отделяне от регионалните енергийни дружества и прехвърляне на съоръженията на UNEG към службите за ремонт и поддръжка на FSK.

Също така през 2005 г., в процеса на текущата работа по преразпределението на диспечерските функции за мрежите на UES на Русия, съвместно с JSC FGC UES, бяха разработени и съгласувани основните критерии за класифициране на въздушни линии 110 kV и по-високи като обекти на диспечерство.

Изготвена е и се изпълнява програма от организационни и технически мерки за допускане до диспечерско управление или диспечерско управление на ВЛ 220 kV RDU диспечер, оборудване, PA устройства, системи за релейна защита и управление и системи за диспечерско и технологично управление (SDTU ) на мрежи, свързани с UNEG. През 2005 г. Системният оператор прие за диспечерско управление 70 ВЛ 220 kV.

Като част от оптимизацията на системата за оперативно диспечерско управление беше разработен и въведен в действие Целеви организационно-функционален модел на оперативното диспечерско управление на UES на Русия. В съответствие с този модел е разработен пилотен проект за разширяване на работната зона на клона на OJSC SO-CDU UES - Смоленск RDU, който предвижда комплекс от организация

технически мерки за прехвърляне на функциите за оперативен диспечерски контрол на обекти за изпращане на територията на Брянска и Калужка области към клона на OJSC SO-CDU UES - Смоленск RDU.

През 2005 г. беше извършена работа по оптимизиране на схемата за предаване на диспечерски команди към енергийните съоръжения по време на оперативни превключвания. Междинните връзки са изключени от потока на диспечерските команди, което е фактор за повишаване на надеждността на управлението на режимите на UES. Към 31 декември 2005 г. от 1514 въздушни линии от 220 kV и по-високи, разположени в диспечерския контрол на диспечерските центрове на АО СО-ЦДУ УЕС, е внедрена директна схема за предаване на команди „диспечер - енергийно съоръжение“ за управление 756 реда (49,9% от общия им брой).

2.3. Основни показатели за дейността на UES на Русия през 2005 г

Максимално натоварване на електроцентралите и максимална консумация на енергия в UES на Русия и Руската федерация

Годишното максимално натоварване на електроцентралите на Единната енергийна система на Русия беше регистрирано в 18:00 часа на 27 декември 2005 г. и възлиза на 137,4 хиляди MW при честота на електрически ток 50,002 Hz. Годишното максимално натоварване на електроцентралите в Руската федерация достигна 143,5 хиляди MW.

Участието на различни видове генериращи мощности в покриването на графика на натоварването през периода на максимални натоварвания е представено на фиг. 2.3 за декемврийските дни на 2004 и 2005 г.

Максималното потребление на електроенергия в Руската федерация през 2005 г. е 141,6 милиона kW (увеличение от 1,4% спрямо 2004 г.), за UES на Русия - 134,7 милиона kW (+1,7%), за UES на Центъра - 36,2 милиона kW (+0,7%), за IPS на Средна Волга – 12,9 милиона kW (+0,7%), за IPS на Урал – 33,4 милиона kW (+3,1%), за IPS на Северозапада - 13,3 милиона kW (+1,2%), за IPS на Юга - 11,9 милиона kW (-0,6%), за IPS на Сибир - 29,5 милиона kW (+0,7%), за UES на Изтока - 4,8 милиона kW (- 0,3%).

Индикатори за действителната честота на електрически ток в UES на Русия

Единната енергийна система на Русия през 2005 г. работи 100% от календарното време със стандартната честота на електрическия ток, определена от GOST (виж фиг. 2.4). В допълнение, през 2005 г., 100% от времето, честотата на електрическия ток в енергийната взаимосвързаност на UES на Русия, ОНД и балтийските страни се поддържаше в границите, установени със заповед на РАО UES OJSC на Русия от септември 18, 2002 г. № 524 „За подобряване на качеството на регулиране на честотата на електрическия ток в UES Русия“ и стандарта на RAO UES of Russia OJSC „Правила за предотвратяване на развитието и отстраняването на нарушения на нормалния режим на електричеството част от енергийните системи."

Увеличаването на условията за регулиране на променливата част от дневните графици за натоварване в европейската част на UES на Русия е тенденция през последните години

През 2005 г. тенденцията от последните години продължи

Декомпресия на дневните графици за натоварване за потребителите в европейската част на Русия. Това е особено характерно за ежедневните графици за потребление на електроенергия на UES на Центъра, Средна Волга и Северозапад. Условията за покриване на дневните графици за натоварване на изброените UES и европейската част на UES на Русия до голяма степен зависят от структурата на генериращите мощности. В същото време общият обхват на регулиране на натоварването на електроцентралите на УЕС намалява поради продължаващия спад на дела на кръстосано свързаните CPP през последните години поради стареенето и демонтажа на този тип оборудване, увеличаване на инсталирана мощност на атомните електроцентрали, както и сравнително малък дял на водноелектрическите централи и наличието само на една помпено-акумулираща електроцентрала в структурата на генериращите мощности на UES на европейската част на UES на Русия. В почти всички IPS това доведе до по-трудни условия за регулиране на променливата част от дневните графици за натоварване, особено през почивните дни и празниците. Регулирането на дневните графици се осигурява чрез по-дълбоко нощно разтоварване на енергийните блокове на топлоелектрическите централи, както и спирането им в резерв през почивните и празнични дни. В отделни дни през 2005 г. поради недостатъчност на обхвата на контрол е имало нужда от частично разтоварване на енергоблоковете на атомните електроцентрали до извеждането им в резерв.

Големите потенциални възможности на ВЕЦ-овете на UES на Сибир за регулиране на променливата част от графика на натоварване на UES на Русия все още не могат да бъдат използвани поради значителни разстояния и слаби електрически връзки със съседни UES.

Стабилност на УЕП на Русия и големи големи технологични прекъсвания

През 2005 г. Единната енергийна система работи стабилно.

Надеждността на системата на UES на Русия беше осигурена, въпреки наличието на технологични смущения в работата на промишлените предприятия и енергийните системи.

Сред най-съществените нарушения са следните:

1) 25.05.2005 г., в резултат на наслагването на редица фактори, възникна авария, чието развитие доведе до прекъсване на голям брой потребители в Москва, региони Москва, Тула, Калуга и прекъсване на връзката на редица потребители в Рязанска, Смоленска и Орловска области с общ товар от 3500 MW;

2) 27.07.2005 г., в условията на ремонтната схема, в резултат на изключване на две въздушни линии 110 kV и последващо изключване поради скок на мощността и нестабилност поради действието на ALAR на две 220 kV въздушни линии, енергийният център Перм-Закамски беше разпределен за изолирана работа с дефицит на мощност, краткотрайно намаляване на честотата до 46,5 Hz и изключване на потребителите поради действието на AFR с общо натоварване от 400 MW;

3) 07.08.2005 г., при условията на схема за ремонт в мрежата 220 kV на Кубанската енергийна система, възникна изключване на въздушни линии 220 kV и 110 kV. Двупроводната ВЛ 220 kV е изключена от РА, а останалите транзитни линии 110 kV по Черноморското крайбрежие са изключени от защита от претоварване. В същото време енергийният район на Сочи с товар от 280 MW беше изключен;

4) В периода от 16 до 17 септември 2005 г. в западните райони на района на Чита, поради неблагоприятни метеорологични условия с рязък спад на външната температура на въздуха, скорост на вятъра до 30 m / s, обилни валежи под формата на дъжд и суграшица със залепване и Поради образуването на лед по проводниците и носещите конструкции на въздушните линии са настъпили многобройни скъсвания на проводници с увреждане на опорите. В резултат на това четири въздушни линии 220 kV бяха изключени, което доведе до разпределяне на енергийната система Чита към несинхронна работа и спиране на три подстанции 220 kV с изключване на населени места, тягови транзитни подстанции и прекъсване в движението на влаковете на Трансбайкалската железница;

5) От 18 ноември до 20 ноември 2005 г. при неблагоприятни метеорологични условия (силен вятър, мокър сняг) възникнаха масови прекъсвания на въздушни линии 6-220 kV в JSC Lenenergo. В резултат на това беше нарушено електрозахранването на 218 населени места, включително пълна загуба на електричество в областните центрове Мга (с население от 9 хиляди души), Всеволожск (с население от 43 хиляди души), Кировск (с население от 50 хиляди души), Николское (с население от 17 хиляди души), Шлиселбург (с население от 10 хиляди души) с товар от 140 MW.

2.4. Основните проблеми и дисбаланси във функционирането на UES на Русия

Основни проблеми на UES на Русия

Наличието в европейската част на UES на голям дял топлоелектрически централи и атомни електроцентрали с ниска маневреност, концентрацията на маневрени топлоелектрически централи и водноелектрически централи в UES на Урал, Средна Волга и Сибир определя значително диапазон на промени в потоците на мощност по връзките Център - Средна Волга - Урал при покриване на графиците за потребление. Увеличаването на транзитния капацитет на Центъра - Средна Волга - Урал чрез изграждането на редица линии от системообразуващата мрежа 500 kV ще намали ограниченията за пренос на електроенергия по основните контролирани участъци и ще повиши надеждността на паралелната работа на европейските и Уралски части на UES на Русия.

Неотложната задача е да се повиши надеждността на работата на енергийния възел Саратов-Балаково и да се укрепи схемата за разпределение на енергията на Балаковската АЕЦ чрез укрепване на транзита на IPS на Средна Волга - IPS на юг.

Изграждането на нови транзитни линии от Урал до Средна Волга ще подобри надеждността на енергоснабдяването на Южен Урал и производството на енергия от Балаковската АЕЦ. Необходимо е също така да се засили транзитът в Северозападния регион на UES на Русия и връзката му с IPS на Центъра при напрежение 750 kV. Мрежовите решения ще увеличат капацитета на участъка Северозапад - Център и ще премахнат блокираната мощност в енергийната система на Кола.

Основни проблеми на регионите

Територията на Москва и Московска област

Ръстът на потреблението на електроенергия в района, максималните натоварвания в разпределителната мрежа 110 kV, ограничаването на преноса на мощност от мрежата 500 kV към мрежата с ниско напрежение поради липса на автотрансформаторни връзки налагат укрепването на мрежата 220-110 kV, изграждане на нови и реконструкция на съществуващи подстанции с увеличаване на тяхната трансформаторна мощност, както и въвеждане на допълнителни маневрени мощности.

Територия на района на Нижни Новгород

Укрепването на мрежата 220 kV на енергийната система на Нижни Новгород и изграждането на гъвкави мощности ще подобри надеждността на електрозахранването на потребителите по време на аварийни прекъсвания в мрежата 500 kV.

Територия на Калужска и Брянска области

Енергийните системи на Калуга и Брянск са в дефицит. Въвеждането в експлоатация на нови мощности, свързани към мрежата 220 kV, ще осигури надеждно електрозахранване на потребителите.

Територия на Саратовска област

Мощността на енергоблок № 1 на Балаковската АЕЦ е ограничена в ремонтни схеми. Укрепването на мрежата 500-220 kV на възела Балаково-Саратов ще увеличи капацитета на връзките между Саратовската енергийна система и IPS Средна Волга с 500-600 MW.

Територия на Санкт Петербург и Ленинградска област

Необходимо е спешно да се повиши надеждността на електрозахранването на север от Ленинградска област, Санкт Петербург и електроснабдяването на Финландия поради високото натоварване на вътрешносистемните мрежи от 220-330 kV. В ремонтните схеми има и ограничения на мощността на Ленинградската АЕЦ. Необходима е реконструкция на съществуващи и изграждане на нови електропреносни съоръжения.

ИПС Юг

За да се осигури надеждна мощност от втория енергоблок на Волгодонската АЕЦ, е необходимо да се увеличи капацитетът на мрежата на Ростовската и Ставрополската енергийни системи чрез изграждането на нови линии на опорната мрежа. Активното нарастване на потреблението в Кубанската енергийна система и прехвърлянето на мощност към дефицитната Астраханска енергийна система предизвикват появата на ограничения във вътрешносистемните мрежи, които могат да бъдат премахнати чрез въвеждане на генериращи мощности в енергийните системи.

Необходимо е да се подобри надеждността на междудържавния транзит на UES на Юга - енергийната система на Азербайджан и захранването на потребителите на енергийната система на Дагестан и Чеченската република.

UPS на Урал

Необходимо е да се увеличи капацитетът на връзките с Единната енергийна система на Русия на Березниковско-Соликамския и Пермско-Закамския енергийни райони на Пермската енергийна система, Западния и Северния енергийни райони на Оренбургската енергийна система, Северния, Ноябрьския, Когалимски, Нефтюгански, Нижневартовски енергийни райони на Тюменската енергийна система, Кропачево

Златоустовски район на Челябинската енергийна система, Серово-Богословски район на Свердловската енергийна система, Кировска енергийна система.

Високите темпове на нарастване на потреблението (развитие на металургичното и алуминиевото производство, развитието на субполярния Урал) налагат увеличаване на капацитета на мрежата и въвеждане в експлоатация на нови мощности.

За да се елиминират дефицитите в определени области и да се формира перспективен резерв на мощност, е необходимо да се пуснат в експлоатация производствени мощности на редица обекти в енергийните системи на Тюмен, Свердловск и Челябинск. Необходимо е изграждане на електрически мрежи и монтиране на устройства за компенсиране на реактивната мощност.

UPS на Сибир

Активното развитие на потреблението при наличие на мрежови ограничения характеризира режима на работа на енергийната система на Томск и южния район на енергийната система на Кузбас. В тези райони е необходимо въвеждане в експлоатация на производствени мощности и изграждане на електрически мрежи.

UPS Изток

Ограничена е мощността на водноелектрическата централа Зея и е намалена надеждността на захранването на потребителите на Транссибирската железница в Амурската енергийна система. Недостатъчна надеждност на захранването на потребителите във Владивосток и Находка в Dalenergo. Наличието на ограничения за пренос на електроенергия по връзките между Хабаровската енергийна система и Dalenergo и изходната мощност от Хабаровската ТЕЦ-3 води до намаляване на надеждността на електрозахранването в Хабаровск. Има проблем с осигуряването на надеждно електрозахранване на потребителите на енергийния център Совгаван. Необходимо е изграждането на редица линии от опорната мрежа, реконструкция на съществуващи и изграждане на нови подстанции.

1 При нормални условия точката на прекъсване се намира в Amurenergo, а ако има недостиг на електроенергия в Chitaenergo, точката на прекъсване се премества в Chitaenergo.

2 26% от общата инсталирана мощност в UES на Средна Волга и около 15% от общата инсталирана мощност на водноелектрическите централи на UES на Русия.

3 Северна синхронна зона (NORDEL) - енергийна взаимосвързаност на скандинавските страни (Швеция, Норвегия, Дания, Финландия и Исландия). Западната (континенталната) част на датската електроенергийна система работи паралелно със западната синхронна зона UCTE, а източната част с NORDEL, докато исландската енергийна система работи автономно.

4 Заповед на ОАО РАО ЕЕС на Русия от 30 януари 2006 г. № 68 „За одобряване на целевия организационен и функционален модел на оперативното диспечерско управление на ЕЕС на Русия.“

5 Мерките за оптимизиране на функциите на оперативния диспечерски контрол в зоната на работа на ODU на Центъра се извършват въз основа на Заповед № 258/1 на OJSC SO-CDU UES от 26 декември 2005 г.

6 Указан за паралелно работещи енергийни системи на взаимосвързаната електроенергийна система.

7 Електрически централи, в които всички котли работят на общ колектор на свежа пара, от който се захранват всички парни турбини.

8 ALAR - автоматично премахване на асинхронен режим.

9 AChR - автоматично честотно разтоварване.