電力システムの制御された接続を作成して作業の信頼性と効率を向上させることは、まず第一に、信頼性の高い並列動作を確保することが困難な場所では便利です。 これらは州間送電線であり、原則として、電力システムを周波数で分離する必要があるだけでなく、「弱い」システム間電力伝送も必要であり、並列動作している電力システム間の電力交換の可能性を大幅に制限します。たとえば、シベリアと極東の電力システムを接続するための 220 kV 送電線で、それぞれ最大 2000 km の長さのバイカル アムール鉄道 (北部輸送) とシベリア横断鉄道 (南部輸送) を通過します。 しかし、特別な措置がなければ、北部と南部のトランジットに沿った電力システムの並行運用は不可能です。 したがって、合併が検討されています。これは、南部の二重回路輸送に沿った電力システムの並列非同期運用の変形です（合併の後続段階では、北部輸送の非同期閉鎖も可能です）。 この問題の緊急性は、ザバイカルスカヤの牽引用変電所に給電する 220 kV 送電チタ - スコボロジノの運用を確保するための技術的解決策を見つける必要があるという事実にあります。 鉄道同時に、シベリアの IPS と東部の間の唯一の電気的接続でもあります。 現在のところ、この拡張接続には必要な帯域幅がなく、許容値の範囲内に維持するという要件も満たしていません。 オープン モードで動作し、セクション VL-220 Holbon-Erofey Pavlovich に分割点があります。 これらすべてが 220 kV ネットワークの不十分な信頼性につながります。これは、牽引用変電所の電力供給の中断が繰り返され、信号装置の操作、ブロック、および列車のスケジュールに障害が発生する原因となります。 非同期組み合わせの可能なオプションの 1 つは、いわゆる非同期電気機械式周波数変換器 (AS EMFC) の使用です。これは、2 台の機械のユニットです。 交流電流 1 つは非同期同期機 (ASM) として、もう 1 つは ACM (AS EMFC タイプ ACM+ASM) または同期機 (AS EMFC タイプ ACM+SM) として作られています。 ）。 後者のオプションは構造的に単純ですが、同期機はより厳しい要件を持つ電力システムに接続されます。 AS EMFC を介した動力伝達方向の最初の機械はエンジン モードで動作し、2 番目の機械は発電機モードで動作します。 各 ACM の励磁システムには、積層ローターの三相励磁巻線に給電する直接結合周波数変換器が含まれています。
以前、AS EMFC の VNIIElectromash および Electrotyazhmash (Kharkov) では、100 ～ 500 MW の容量を持つ垂直 (水力発電機) および水平 (ターボ発電機) ASM のドラフトおよび技術設計が完了しました。 さらに、研究所と Electrotyazhmash プラントは、1 MW の出力を持つ (つまり、1 MW のスループット出力用の) 2 つの AFM から AS EMFC-1 の一連の 3 つのパイロット サンプルを開発および作成しました。 LVVISU テスト サイト (サンクトペテルブルク)。 2つのAFMのトランスデューサには4つの自由度があります。つまり、ユニットモードの4つのパラメータを同時に独立して調整できます。 ただし、理論的および実験的研究が示しているように、ASM+ASM タイプの AS EMFC で可能なすべてのモードは、消費モードを含め、ASM + ASM タイプの AS EMFC で実装されます。 無効電力両車から。 組み合わされた電力システムの許容周波数差、および AS EMFC の制御性は、機械の励磁の「天井」値によって決まります。 検討中のルートにおける AS EMFC の設置場所の選択は、次の要因によるものです。 1. JSC "Institute Energosetproekt" によると、2005 年の冬の最大モードでは、Mogocha を通る潮流は、Kholbon 変電所から Skoborodino 変電所に向かって東に向かう方向で約 200 MW になります。 AS EMFC-200 ユニット (またはユニット) の設置容量を決定するのは、このフローの値です。
2. AS EMCH-200 との複合体は、完全自動制御によるターンキー配送用に設計されています。 しかし、Mogocha 変電所の制御室と Amurenergo の ODU から、有効電力潮流の大きさと方向の設定を変更できます。
3. 設置場所 (Mogocha 変電所) は、Kholbon 変電所と強力な Skovorodino 変電所のほぼ中間にあります。特に、Kharanorskaya GRES が指定された時間 (つまり、2005 年まで) までに Kholbon 変電所で必要な電圧レベルを提供できるためです。 . 同時に、モゴチャ変電所の電力線のカットにAS EMFC-200を含めると、接続が実質的に2つの独立したセクションに分割され、抵抗が約2倍減少し、各側のユニットのマシンの独立したEMFが発生しますこれにより、2 回線システム全体のスループットが約 1.5 倍から 2 倍になります。送電線 - 220 kV。 今後、交流電力を増強する体制が必要となった場合、1台目と並行して2台目のAS EMFC-200の設置を検討することが可能です。

これにより、-500 kV の建設が大幅に延期され、Kharanorskaya GRES の拡張の可能性が延期されます。 暫定的な見積もりによると、シベリアと極東の電力系統が南方のトランジットに沿ってのみ並列運用されているため、モゴチャ - アヤチ セクションの制限静的安定交換電力フローは AS EMFC なしです。西方向に 160 MW まで - 最大 230 MW。

AS EMFC の設置後、静的安定性の問題は自動的に取り除かれ、流量はそれぞれ 200 ～ 250 MW および 300 ～ 400 MW になる可能性があります。送電線。 為替フローの増加の問題は、Bureyskaya の試運転に特に関係します。

示されているように、AS EMCH-200 の設置は、多数の中間電源テイクオフを備えた主二重回線システム間通信の Mogocha 変電所の 220 kV 架線のカットにあると想定されています。

このようなシステム間接続では、強力な電力システムとの電気通信が失われ、AS EMFC-200 によって電力を供給されるエネルギー地区が形成される、つまり、コンソール負荷で AS EMFC-200 が動作すると、事故が発生する可能性があります。 このようなモードでは、AS EMFC-200 は通常、マスターによって設定された送信電力の緊急時前の値を維持することはできません。

同時に、独自のタイヤとユニットのシャフトの速度を調整する機能を保持する必要があります。 AS EMFC 用に開発された適応制御システムには、電力線の隣接セクションのスイッチのオンとオフに関する遠隔情報が必要です。 このテレインフォメーションをもとに、ルートの非緊急区間側からユニットのACMを転送して軸速度で制御し、ACMコンソール側から電力区の負荷を引き継ぎます。

この負荷が AFM のインストールされた電力よりも大きい場合、AS EMFC は、マシンを補償モードに移行してシャントされます。 また、開いているスイッチの背後にあるベクトルに関するテレインフォメーションの送信により、同期をキャッチすることなく、切断されたスイッチをオンにした後、ショックなしで EMFC-200 をすぐに通常の動作に切り替えることができることも重要です。

AS EMFC-200 プロジェクトに基づいて、220 kV 送電ソチ - ブジビ クラスノダレナゴで北コーカサスとトランスコーカシアの電力システムの制御された接続の複合体に対して行われた長期的な理論的および実験的研究により、期待される既知の機能が確認されました。 AS EMFC のアクティブ電圧と、機械の電圧および回転子速度ユニットを調整します。

実際、AS EMFCは、その構造的能力の範囲内で、電力システムを組み合わせるための完全に制御可能な要素であり、ユニットの機械のローターのフライホイール質量の運動エネルギーによる減衰能力も備えています。コンバーターが不足しています。 制御システムは、自己励磁システムを備えたマシンのARVとともに、「開始」コマンドが与えられた後に開始され、複合体全体の要素の状態の自動テストを提供し、続いて必要なネットワークに自動的に組み込まれます要員の参加なしのシーケンス、または「停止」コマンドが与えられた後のユニットの停止。 ネットワークへの手動接続と設定の手動調整、緊急シャットダウンと自動再閉鎖も提供されます。 AS EMFC-200 が動作を開始すると、所定の範囲内でスリップを静かに開始し、シャント スイッチが開くまで電力線に沿ったモードを保証する設定で十分です。 一般に、システム間通信での AS EMFC-200 の制御は、制御構造が定常および非定常モードでのユニットの動作の必要な制御を実行し、次の基本的なパフォーマンスを確保する必要があるという立場からアプローチする必要があります。電気システムの機能。

1.通常モードの設定に応じた電圧値（無効電力）の維持。 したがって、たとえば、各 AS EMFC マシンは制限内で機能します。 定格電流、無効電力の必要な値を生成するか、安定性を失うことなくその消費を保証します。 2.電力システムの一部の同期および非同期動作の設定に従って、有効電力の流れの大きさと方向を通常モードと緊急モードで制御します。これにより、スループットの向上に貢献します。システム間通信。 2.1. AS EMCH-200 の助けを借りて、複合エネルギー システム間で事前に合意されたスケジュールに従い、負荷の日々および季節の変化を考慮して流量を調整します。 2.2. 不規則な振動の同時減衰を伴う逆流までの系間流れの運用調整。 ユニットを通る有効電力伝送の方向を迅速に変更する必要がある場合は、1 番目と 2 番目のマシンの有効電力設定を調整して変更することにより、実質的に一定の速度で有効電力の流れを変更することができます。機械巻線回路の電磁慣性のみを克服します。 対応する励起の「天井」により、電力の逆転が非常に迅速に行われます。 したがって、2 つの ASM-200 で構成される AS EMFC の場合、計算が示すように、+200 MW から -200 MW までの完全なリバース時間は 0.24 秒です (原則として、値 T によってのみ制限されます"(f) . 2.3 周波数を維持するための運用ソースとしての AS EMFC-200 の使用、および電力システムの 1 つまたはコンソール エネルギー地区での大きな障害後の電気機械振動の抑制 3. 専用 (コンソール) 消費者向けの作業必要なレベルの周波数と電圧を備えたエネルギー地区. 電気システムの緊急動作モードでの振動減衰, 電気システムのある部分から別の部分に伝達される妨害の大幅な削減. 過渡モードでは、AS EMFC の変化する能力による指定された制限内の回転速度、つまりユニットの運動エネルギー、集中的な減衰が可能です
変動し、一定時間、電力システムの一部で発生した障害が別の部分に伝達されなくなります。 だから、短絡で 電力系統の 1 つで自動的に復帰すると、ユニットは加速または減速しますが、別の電力系統に接続された ACM の有効電力の値は、適切な制御によって変更されません。 5.必要に応じて、ユニットの両方のマシンを同期補償器の動作モードに移行します。 AS EMFC-200 を使用して変電所を建設するコストは、機器の構成によって決まり、実際には、同期補償器を備えた通常建設される変電所と変わりません。 装置を建設する場所は、機器の輸送の利便性、設置のコンパクトさ、およびモゴチャ変電所の既存の電力機器との通信を提供する必要があります。 変電所のシステム全体を簡素化するには、AS EMFC-200 を別の変電所に分離せずにバリアントが必要です。 機械が全電力 = 200 / 0.95 = 210.5 MVA (JSC Elektrosila、St. Petersburg による) 用に設計されているユニットの電力システムに接続するには、2 つの 220 / 15.75 kV 変圧器が必要です。 AS EMFC とスタティック コンバーターの技術的および経済的な比較は、200 MW の送電電力で実施されました。 比較したパラメータを表に示します。 入れる 直流(VPT) - クラシック バージョン。 表は、VPT を介して送信される電力が 355 MW であることを示しています。これは、Vyborg 変電所の 1 ユニットに相当します。 B は表中の HCV の単価（変電設備を含む）を示す。 VPT 変電所の効率係数 (同期補償器、電源トランス、フィルターを考慮) は 0.96 のレベルです。
PWM と並列接続されたリバース ダイオードを備えたロック可能な (2 操作) キーの VPT。 ロック可能なキーの内部損失は、従来のサイリスタの内部損失の 1.5 ～ 2 倍であることが知られています。 電源トランス高周波スイッチング フィルタを考慮すると、0.95 です。 コストの問題は明確に定義されていません。 ただし、STATCOM に基づく HCV の具体的なコストは 165 USD/kW 以上です。
2 レベルの出力曲線生成を備えた Directlink HCV の場合、単価は 190 ドル/kW と高くなります。 この表は、STATCOM バリアントと Directlink ベースのバリアントの両方のデータを示しています。

Elektrosila OJSC によると、2 つの ASM のうち、AS EMFC-200 は 98.3% (それぞれ 98.42%) を備えており、設置容量の単価は 40 ドル/kW です。 この場合、コンバータ アセンブリ自体のコストは 1,600 万ドルになります. 2 つの変圧器を備えた 220 kV AC 変電所の基本コストによると、400 万ドルであり、変電所を備えたコンバータの単価は =(16+4) になります。 10 6 /400 10 3 = 50 ドル/kW。 変圧器を考慮すると、全体の効率は = 0.983 2 0.997 2 = 0.96 になります。
上記のオプションに加えて、屋外設置の水素冷却を備えた電力システムで動作するKSVBMタイプの同期補償器を使用したコンバーターのオプションも考慮する必要があります。 同期補償器 KSVBM 160-15U1 は、固定子電流の条件に従って、すべてのモードで AS EMFC タイプ ASM + SM の同期機として使用できることに注意してください。 たとえば、at = 1 電力 P = ±160 MW; at = 0.95 (OAO Elektrosila のプロジェクトと同様) P = 152 MW、Q = ±50 MV A、EMF E = 2.5<Еном =3 отн.ед.

開発者の JSC "Uralelektrotyazhmash" によると、同期補償器 KSVBM 160-15U1 の費用は 3.64 10 6 ドル、46 10 6 ドル、そして ASM + SM タイプのコンバーターの総費用 (つまり、シリアルおよび再装備された同期から)補償器) は 9 10 6 ドルになります (表を参照)。 ここで注目すべきは、
電気エネルギーの品質に関する GOST 13109-97 (ロシア連邦の標準化および認証のための国家委員会の決議、1998 年) では、次の周波数偏差が許容されます: 時間の 95% で通常 ±0.2 Hz、5 時間で ±0.4 Hz に制限されます。 1 日の時間の割合。 AFC が引き続き動作することを考慮すると、AFM に組み込まれている ±2 Hz の周波数のスリップに対する励起電圧の上限値は、他の大規模システムの下で AS EMFC の信頼できる動作を保証すると主張できます。妨害。 固定子の定格電流では、SC の損失は 1800 kW であり、効率は = 0.988 です。 変圧器を考慮して、SC から Electrosila OJSC のプロジェクトと同じに変換された ASM の効率を取得すると、次のようになります。 = 0.988 0.983 0.997 2 = 0.966.
この表は、2 台の ASM+SM ユニットを並列に接続した場合のデータを示しています。これにより、モゴチャ変電所にコンバータを設置する際に予想される伝送スループットの増加をカバーすることができます。 同時に、単価は低く、効率は他のすべてのオプションよりも優れています。 明らかな利点も強調する必要があります-KSVBM補償器は、-45〜+45°Cの周囲温度で屋外に設置するように設計されているため（つまり、技術全体がすでに完成しています）、機械室を構築する必要はありませんAS EMFCユニットの場合、建築基準法で要求されているように、幅6メートルのスパン2つ、長さ6メートルのスパン6つ、つまり432 m 2の面積を持つ補助装置用のハウジングのみ。 補償器の熱計算
水素冷却と空冷の両方に使用できます。 したがって、前述の 2 ユニット AS EMFC は、公称負荷の 70% の負荷で空冷で長時間動作し、必要な 200 MW の流量を提供できます。
さらに、Energosetproekt Institute は、可逆的なブラシレス励起を備えた 160 MVA SC 設備の独自の標準設計を開発しました。これにより、建設作業の量が大幅に削減され、SC の設置と試運転がスピードアップし、設置コストが大幅に削減されます。 .

結論
1. 非同期電気機械式周波数変換器 (AS EMFC) を使用した 220 kV の南部二重回路輸送に沿ったシベリアと極東の IPS の非同期並列相互接続は、既知の VPT ベースの方法と比較して、技術的および経済的指標の点で好ましいSTATKOM と DIRECTLINK で。
2. 長期にわたる理論的および実験的研究と完成したプロジェクトにより、AS EMFC の有効電力と無効電力、機械電圧、およびユニットの回転速度を制御する機能が示されました。 モゴチャ変電所にコンバータを設置することにより、ホルボン - スコボロジノ トランジットは実質的に半分に分割されるため、このトランジットのスループットは 1.5 ～ 2 倍に増加し、500 kV 送電線の建設を延期することが可能になり、ハラノルスカヤGRESの拡大。
3.コンバーターの予備的な実現可能性比較では、Directlinkプロジェクトに基づく200 MWの送信電力用のPWMを備えたロック可能なキーにVCTを備えた変電所の建設には7600万ドルの費用がかかり、STATKOMプロジェクトに基づくと-66ドルであることが示されました同時に、JSC「Elektrosila」および研究所「Elektrotyazhmash」（ハリコフ）によるAU EMFC-200タイプのASM + ASMの価格は2000万ドルです。
4.連続生産されたJSC「Uralelektrotyazhmash」に基づくAS EMFCタイプASM + SMの場合、屋外設置KSVBM 160 MV A用の水素および空冷を備えた電力システム同期補償器で動作し、完全な変電所を備えたAS EMFCの設置容量の単価機器は$ 40 / kWであり、同時に効率は他のタイプのコンバーターよりも低くありません。 少量の建設および設置作業、低単価、および高効率を考慮すると、シベリアおよび極東の IPS の非同期相互接続には、AS EMFC を完全に家庭用機器に搭載したこのような変電所を推奨できます。

Rostekhnadzor は、2017 年 8 月 1 日に United Energy System of the East (IPS of the East) で発生した体系的な事故の原因に関する調査法を発行しました。一気に東部連邦管区。

この法律は、イベントのすべての主要な参加者、多数の事故の兆候、技術的状況、組織の欠陥、ディスパッチャーの命令の不履行の事例、および機器の不適切な操作の事実、設計エラー、および規制要件の違反をリストしています。法的行為は、起こったことの主な、そして実際には唯一の理由が、電力システムの一貫性のない機能要素であったことを示しています。 同じ理由が、ほとんどのシステム クラッシュの根底にあります。

ハバロフスク近くの 500 kV 送電線は修理中で、現地時間の 8 月 1 日 22 時に、連邦電力網会社 (FGC) の 220 kV 送電線の特大 (特大負荷が電線の下を通過したときの短絡) が停止しました。 その後、2 番目の 220 kV 送電線がオフになりました。 その理由は、リレー保護と自動化（RPA）の設定が正しくないためであり、そのような負荷で電力線を操作する可能性を考慮していませんでした。 2 番目の 220 kV 送電線の停止により、IPS of the East は 2 つの部分に分割されました。 その後、RusHydro 発電所の自動電力制御が正しく機能しなくなり、事故とその規模のさらなる発展を引き起こしました。 その結果、中国につながるものを含むいくつかの送電線が閉鎖されました。

- 保護、緊急オートマチックが機能し、多くの電力設備が故障しました。 6 つのステーションの運用パラメータが変更されました。 配電網は苦しんでいる - Far East Distribution Grid Company JSC の代表である Olga Amelchenko は RG に語った。

その結果、極東南部の統合されたエネルギーシステムは、過剰と不足という 2 つの孤立した部分に分割されました。 両方で停電が発生しました。 超過すると、発電および電力網設備の保護が機能し、不足すると、自動周波数アンロードが機能しました。

事件の公式な原因は、「電力システムの要素の調整されていない機能」でした。

Rostekhnadzor の調査レポートによると、事故の主な原因は、「リレー保護装置の過度の動作、発電装置の自動制御システムの誤動作、開発者が 220 の緊急自動装置の機能に使用するアルゴリズムの欠陥」です。 kVネットワーク、送電網設備の運用における欠点。」

8月1日に起きたことは事故ではなく、事故の連続でした。 2012 年には 78 件のシステミック アクシデントがありましたが、2017 年の 8 か月でわずか 29 件でした。重大な事故は減少しましたが、残念ながら、それらはより大きくなっています。 2017 年には、大規模な結果をもたらすこのような事故が 5 件発生しました。電力システムの孤立した部分への分割、大量の発電の停止、大規模な停電です。

主な問題は、業界が機器パラメータとそれらの調整された操作に関する必須要件を統一国家エネルギーシステムの一部として持っていないことです。 一定のクリティカルマスが蓄積され、最新の大規模事故につながった。

短時間で解決できたはずの小さな問題が、システム全体に影響を与える重大なインシデントに発展しました。 各段階で、人々によって設計および構成された自動化の不適切なアクションによって状況が悪化しました。 彼女は間違った反応をした。

ロシアのエネルギーシステムにおける事故の主な原因の1つであるロシア連邦のエネルギー副大臣であるアンドレイ・チェレゾフは、機器の一貫性のない操作と呼びましたが、その活動は実際には規制の枠組みに基づいていませんでした。エネルギーシステムのさまざまな機器は、一貫して動作しないことがよくあります。

電力業界の新しい「コード」は、業界改革が完了した後も作られることはありませんでした。 RAO「ロシアのUES」がアリーナから離れ、電力業界のエンティティ間の相互作用が市場関係に移行したことで、技術的性質の規制行為のほとんどは、RAOの命令によって正式化されたため、正当性を失いました。

ソビエト時代の文書に規定されている機器の必須要件は、法的地位を長い間失っており、さらに、それらの多くは道徳的に時代遅れであり、現代の技術開発に対応していません。

一方、「エネルギー事業体は 2002 年以来、新しい装置を大量に導入してきました。CSA の下で新しい装置が積極的に設置され、大規模な投資プログラムが実施され、多数のエネルギー施設が建設されました。 その結果、電力システム内のさまざまな機器が一貫して動作しないことが多いことが判明しました」と Andrey Cherezov 氏は述べています。

ロシア連邦エネルギー副大臣のアンドレイ・チェレゾフ氏は、事故の直後に、「私たちは多くの電力会社を抱えており、それらの間の相互作用は規制されるべきですが、それらは独立して行動していることが判明しました。

技術活動の規範的規制のみが、エネルギーシステムの要素の調整された運用を保証することができます。 そして、このためには、エネルギーシステムの要素と業界団体の行動に対する一般的に拘束力のある要件の透明で技術的に正しいシステムを作成する必要があります。

「私たちはそれぞれ単一のエネルギーシステムで働いているため、自律的な機能があってはなりません。ロシアのエネルギー省は、規制上の法的行為を通じてすべてを規制するつもりです」とアンドレイ・チェレゾフは強調しました。

- 明確でわかりやすい条件を作成する必要があります-システム、緊急自動化、その機能、設置の責任者。

厚労省は、事故原因を総合的に体系化し、事故を未然に防ぐための措置を講じる仕組みを作るという観点から、事故調査のルールを改善する作業に着手した。 「これらの規則は、メーカーを選択する自由を制限することなく、機器の技術的要件のみを定義しています。 また、この文書は、機器の再構成または交換の条件を指定していません」と Andrey Cherezov 氏は述べています。

ロシアのエネルギー省は、エネルギー部門の改革の過程で適切に開発されなかった業界の強制要件のシステムを復元する作業を組織しました。 2016 年 6 月 23 日の連邦法第 196-FZ 号が採択されました。これは、ロシア連邦政府またはそれによって承認された連邦執行機関の権限を統合して、電力システムおよび電気の信頼性と安全性を確保するための必須要件を確立するものです。電力設備。

現在、ロシア政府レベルで承認された計画に従って、数十の規範的な法的行為と業界全体の規制および技術文書が作成され、採用の準備が進められています。

8 月、同国の大統領は、大規模な停電を防ぐための提案を提出するようエネルギー省に指示しました。 優先度の高いステップの 1 つは、最も重要な体系的な文書である電力システムの機能に関する規則の採用であるべきです。 彼のプロジェクトは、検討のためにすでにロシア連邦政府に提出されています。 これらの強制的な規則は、規範的および技術的な規制の枠組みを設定します。電力システムとその構成施設の運用に関する主要な技術要件を確立します。 さらに、すでにエネルギー省のレベルで規定されている多くの規制文書や技術文書を採用する必要があります。

それらの多くは起草され、公に議論されています。 ロシアの UES での近年の一連の緊急事態により、電力技術者は急いでいます。

「今日の主要なタスクの 1 つは、投資を既存のエネルギー システムの最適化に向けることであり、まだ最適に運用することができない資産としてエネルギー システムを構築することではありません。エネルギー効率とエネルギー開発に関する国際フォーラム「ロシア エネルギー ウィーク」（モスクワ、サンクトペテルブルク、2017 年 10 月 5 日 - 7 月 7 日）で、ロシア エネルギー省の電気産業における管理と管理

– 単一の座標系を基礎と​​して、すべての主題とオブジェクトを明確に定義し、それらの相互作用を説明し、1 つの言語で通信することを学習することで、電気的に展開するすべての情報フローの水平方向および垂直方向の統合だけでなく、確実にすることができます。電力業界だけでなく、分散化されたセンター管理を規制当局が必要な是正決定を下すための単一のロジックにリンクします。 したがって、進化的な方法で、将来の電力産業の主要な状態の達成をモデル化するためのツールが作成されます。これは、電力単位の最適なコスト、つまり特定の安全レベルでのキロワットで見られます。そして信頼性 - Evgeny Grabchakは説明しました。

彼の意見では、並行して、規制当局と個々の施設だけでなく、関連企業と州全体にとっても追加の利益を達成することが可能になるでしょう.

- これらの利点の中で、まず第一に、サービスの新しい市場の創出に注目したいと思います。これらは次のとおりです。エネルギーシステムの状態とその個々の要素の予測モデリング。 ライフサイクル評価; 技術プロセスの最適制御の分析; システムとその個々の要素の操作に関する分析。 新しいテクノロジーを開発し、既存のテクノロジーをテストするための分析。 業界の業界秩序の形成と、電気製品および関連製品の生産施設を作成することの収益性の評価。 物流サービスの開発、資産運用最適化サービスなど。 ただし、これらの変更を実装するには、単一の座標系を定義することに加えて、高度であるが独自の統合不可能なテクノロジを導入する傾向を逆転させる必要があります。

P. S.

10 月 2 日、以前は SO UES JSC の UES の開発管理担当ディレクターの顧問を務め、それ以前は多くの地域派遣部門のシステム オペレーターを率いていた Vitaly Sungurov 氏。

2014 年から 2017 年まで、Vitaly Leonidovich Sungurov は、ウドムルト RDU およびペルミ RDU 支部のディレクターでした。 この期間中、Vitaly Sungurov は、システム オペレーターの構造最適化のプロセスに積極的に参加しました。 彼のリーダーシップの下で、ウドムルト共和国とキーロフ地域のロシアの UES の電力体制の運用配電管理の機能を引き継いだペルミ地域配電局の運用ゾーンを拡大するプロジェクトが成功裏に実施されました。

10月24日から10月26日まで行われた年次検査の結果に基づいて、JSC「SO UES」「東のエネルギーシステムの共同派遣局」（東のODU）の支部は準備証明書を受け取りました秋冬期（OZP）2017/2018の作業用。

緊急訓練の結果、系統運用者の派遣担当者は、事故をなくすために電力業界の関係者の運用担当者と効果的に対話し、Unified Energy の信頼できる機能を確保する準備ができていることが確認されました。 2017/2018年秋冬の東方系。

OZP での作業のための準備パスポートを取得するための主な条件の 1 つは、SO UES JSC ODU の支店の営業区域のすべての地域派遣事務所 (RDO) による準備パスポートの受領です。 10 月中、ODU of the East の運用ゾーンのすべての RDO は、検査に合格し、2017/2018 年の野外期間での作業の準備ができていることを示すパスポートを受け取りました。 SO UES JSC ODU および RDO の支店が準備パスポートを取得することは、次のオープンシーズン期間の作業のためにシステムオペレーターに準備パスポートを発行するための前提条件です。

IPS イースト - 50

ユナイテッド・イースト

アムール地域、沿海州、ハバロフスク地域、およびユダヤ自治区のエネルギー システムに基づいて、東部の統一エネルギー システムを作成するという決定 (時間が経つにつれて、ヤクート南部のエネルギー システムが UES に参加しました)東）はソ連エネルギー省によって作られました。 同じ命令により、番号 55A で、東部の運用および派遣部門 (ODD) が作成され、現在は UES システム オペレーター JSC の支部となっています。 決定から IPS の作成までには 2 年かかりました。1970 年 5 月 15 日、アムールとハバロフスクのエネルギー システムが統合されました。 そして今日に至るまで、極東連邦管区（ヤクート北部、マガダンとサハリン地域、カムチャツカとチュクチ、ハバロフスク地域のニコラエフスキーエネルギー地区）では孤立したエネルギーシステムが保存されていますが、その後、東の IPS は地域のエネルギーの重要な部分になりました。 総設​​備容量9.5GWの発電所を含む（2018年1月1日現在）。 IPS オブ ザ イーストは 3 本の 220 kV 送電線でシベリア IPS に接続され、2015 年に初めて並列同期運転が開始されました。

地元の関心を上回る

ODU East の元指導者の 1 人である Sergey Drugov によると、UES East の開発は常に順調に進んだわけではなく、特に小さな町の利害関係者が干渉していました。 「たとえば、アムール地域の指導者は、ハバロフスク地域に送電線を建設することにかつて関心を持っていませんでした。その地域にはゼヤ水力発電所という強力な電源が現れたからです。 ハバロフスク地域の指導者は、地域の領土にのみ電力設備を建設し、自分の消費者に接続されているものにのみ電力設備を建設する必要があることを考慮して、ブレイスカヤHPPの建設に対して否定的な態度を示しました」とSergey Drugovは回想します。

しかし、エネルギー供給の危機 (アムール地域 - 1971 年から 1973 年、ハバロフスク地域 - 1981 年から 1986 年、プリモルスキー地域 - 1998 年から 2001 年) により、地域とその指導者は取り組みに参加するようになりました。 発電施設と主な消費地の間に強力な送電線が必要でした。 前者はこの地域の西部 (Zeyskaya と Bureyskaya HPP、Neryungrinskaya GRES) に集中しており、後者は南東部 (Primorye と Khabarovsk) に集中しています。

さらに

近年、IPS of the East と連邦の構成エンティティの電力システムによる電力消費は著しく増加しており、時々歴史的な最高値を更新しています。 IPS of the East には容量の面でバックログがあり、たとえば近隣の中国への電力の輸出が可能ですが、近い将来の問題を回避するために、新しい発電設備とネットワークのさらなる開発が必要です。

この方向で多くのことが行われています。 Blagoveshchenskaya CHPP の第 2 段階はすでに稼働しています (追加の設置電力容量 - 120 MW、熱容量 - 188 Gcal/h)。 2018 年の第 3 四半期には、ウラジオストクでのボストーチナヤ CHPP の試運転が予定されています (設置された電気容量は 139.5 MW、熱容量 - 421 Gcal/h になります。ステーションは、30 万人を超える消費者に熱と温水を提供します。街）。 来年、Sovetskaya Gavan 市の新しい火力発電所が電力を供給する予定です (設置された電気容量は 120 MW、熱容量 - 200 Gcal/h)。

昨年の夏、国の東部で明るいイベントが開催されました。これは、当然のことながら、業界全体にとって重要なものと言えます。 大したファンファーレはありませんでしたが、歴史上初めて、東の統一エネルギーシステムは、シベリアの統一エネルギーシステムと並行して同期運転を開始し、したがって、ロシアの統一エネルギーシステムの西部全体と並行して稼働しました。
ロシアのUESには2つの同期ゾーンが含まれていることを明確にする必要があります。 1つ目は、北西部、中央部、南部、中部ヴォルガ、ウラル、シベリアの6つの並行運用統合エネルギーシステム（IPS）を含みます。 2番目に-東の唯一無二のIPS。 アムール地域、プリモルスキー地域、ハバロフスク地域、ユダヤ自治地域、および南ヤクーツクエネルギー地域のエネルギーシステムを統合します。 シベリアと極東の電力系統間の電気接続は、1980 年代半ばから存在していました。これらは、シベリア横断幹線とバイカル アムール幹線に沿った 3 つの 220 kV 送電線です (最初の送電線は非常に小さいリードでしたが、 BAM に沿った接続)。 しかし、線が存在するという事実と、それらに沿った長期的な並行作業はまったく別のことです。 後者は、システム間接続として建設されたのではなく、鉄道と近くの集落に電力を供給するためだけに建設された回線の容量が不十分であるため、まったく不可能です。 したがって、東の IPS は、ロシアの UES の最初の同期ゾーンから分離して動作します。接続線は、トランスバイカル地域の変電所の 1 つで開いています。 この分岐点の東では、消費者 (主にトランス バイカル鉄道) は東の IPS から電力を受け取り、西ではシベリアの IPS から電力を受け取ります。

制御室 ODU 東。 ロシアのUESの両方の同期ゾーンの並列操作の最初の経験の最終準備

同期ゾーン間の分割ポイントは静的ではありません。 年に数十回、ある牽引変電所から別の牽引変電所へ、つまりホルボンからスコボロジノへと移されます。 これは主に、送電線、変電所などの計画的および緊急の修理を確実にするために行われます。 実際には、分離ポイントの移動は、システム間ラインから電力を供給されている消費者の短期間の切断の必要性に関連しており、もちろん不便を引き起こします。 最も不快な影響は、シベリア横断鉄道のバイカル横断区間に沿って、複数の変電所間を牽引する列車の移動が強制的に中断されることです。 通常、30分から2時間続きます。 そして、分割点の計画された乗り換え中に、通常は貨物輸送のみが影響を受ける場合、緊急の乗り換え中に旅客列車も停止することがあります。
7 月末と 8 月に、ロシアの UES で集中運用配車管理を実施することを主な機能とするシステム オペレーター (OJSC SO UES) は、連邦送電網会社 (PJSC FGC UES) と共に、システムを転送するためのテストを実施しました。償還負荷のない分離点。 このために、東のIPSとシベリアのIPSの並列同期（つまり、単一の電流周波数による）操作が短期間組織されました。

ディスパッチャの職場

まず第一に、テストは、そのような目的のために意図されていなかったため、適切な機器が装備されていない、1300キロメートル以上の220 kVの長い送電線に沿った電力システムの短期間の並列運転の可能性を確認することになっていました。 : レジームおよび緊急自動化システム。 タスクの複雑さは、そのようなテストがロシアで初めて行われたという事実によって決定されました。 大げさな言葉で言えば、それは未知への一歩でした。
220 kV Mogocha 変電所は、テスト プロセス中に両方の UES の同期ポイントになりました。そのセクション スイッチには、最近の再構築中に、同期を捕捉および監視するためのデバイスが装備されていました (より具体的には、APV US (KS)。それらを設定するにはシステム オペレータのスペシャリストは、東部の UES とシベリアの UES における同期スイッチングの許容角度と許容周波数差を決定しました。また、静的安定性と動的安定性の限界も計算されました。非同期モードの自動除去（ALAR）が装備されていないため、モゴチャ変電所で一時的な電流遮断が行われました.過渡監視システムのレコーダーが使用されました.トランスバイカル地域のKharanorskaya GRESでのモード（SMPR）、さらにこのようなデバイスは、変電所のモゴチャとスコボロディノに設置されました。少し説明しましょう。SMPRレコーダーは、電力システムの電力モードのパラメーターに関するリアルタイムの情報を収集するように設計されています。
実際には、並列接続自体は、その後の並列操作の提供よりも簡単な作業でした。 東側の UES とシベリア側の UES の電圧ベクトル間の周波数差と角度が許容範囲内にある場合、同期装置からのコマンドにより、セクション スイッチが自動的にオンにされました。 しかし、緊急時に分離されないように、2 つの巨大なエネルギー相互接続の共同運用の新しいモードを維持することはより困難でした。 一連の実験の過程で、東部の IPS とシベリアの IPS の間の有効な電力の流れを 20 から 120 MW の値に調整することによって体制を制御しました。 相互接続された電力システムの流量と周波数の調整は、Zeya と Bureyskaya の HPP が接続されている東部の IPS の周波数と電力潮流の集中自動制御システム (CS ARCHM) を使用して実行されました。また、ハバロフスクの派遣センターから、東部の ODU (システム オペレーターの支部) の派遣担当者によっても行われました。 東のIPSとシベリアのIPSの並行運用の特性と運用条件を決定するために必要な最も貴重な情報は、SMPRレジストラとOAO SO UESの運用情報複合体の手段によってリアルタイムで記録されました。
9回の実験における権力団体の共同作業の合計期間は3時間を超えました。 テストの実施に成功したことで、東部とシベリアのユナイテッド エネルギー システムの短期間の並行運用の可能性が証明されただけでなく、東部の UES の CS ARCHM の最適な設定を実験的に決定することも可能になりました。エネルギーシステムの信頼性を向上させるための対策を開発するためのデータ。

歴史的瞬間 - コントロール パネルは、220 kV Mogocha 変電所のスイッチを入れたスイッチを介して、東の IPS とシベリアの IPS の間の電力の流れを初めて表示します。

得られた結果と肯定的な経験により、将来的には、分離点を移動するたびに東の IPS とシベリアの IPS の並列動作を短時間オンにすることで、消費者への電力供給の信頼性を大幅に高めることが可能になります。 この場合、トランスバイカル地域東部のシベリア横断鉄道に沿ったシステム間送電線に接続されているすべての消費者の電力供給は中断されません-消費者は切り替えの瞬間にさえ気づきません.
ただし、テストの成功は、まるで魔法のように、消費者の短期的な返済で状況が瞬時に変化することを意味するものではありません。 この目的のために、ロシア鉄道が所有する22の220 kV牽引輸送変電所Erofey Pavlovich - Mogocha - Kholbonにあるセクションスイッチに同期装置を装備する必要があります。 このような作業の必要性の問題は、9 月 5 日にウラジオストクで開催された極東連邦管区の電力供給の安全確保に関する政府委員会の会議で提起されました。 その結果、ロシア鉄道は、負荷を消さずに東部の IPS とロシアの UES の間の分岐点を転送するために、セクション スイッチに同期装置を設置することを含む行動計画を作成して承認するように指示されました。

技術者はテストの進行状況を監視します。 左側は、テストの責任者であり、モード制御のディレクターであり、東ナタリア クズネツォワの ODU のチーフ ディスパッチャーです。 ディスパッチャーの職場で - 上級ディスパッチャー Sergey Solomenny とディスパッチャー Oleg Stetsenko

どういうわけか、昨年の夏、システムオペレーターとFGCは、ロシアのUESの両方の同期ゾーンの並行操作に関する独自の実験を実施しただけでなく、トランスへの電力供給の信頼性を大幅に向上させるための実用的な前提条件も作成しました-トランスバイカル地域東部のシベリア鉄道およびその他の消費者。

2.1. ロシアの統一エネルギーシステムの構造の特徴

ロシアのUESとは？

ロシアの統合エネルギー システムは、高度に自動化された発電所、配電網、配電網施設の複合体であり、単一の技術体制と中央集中型の運用ディスパッチ コントロールによって統合され、国全体で発展しています。

ロシアのUESは、東西約7,000km、南北3,000km以上をカバーする世界最大の同期運用電力組合です。

ロシアのUESは、ロシア連邦の経済部門と人口に信頼性が高く、経済的で高品質の電力供給を提供するだけでなく、外国の電力システムへの電力供給も提供しています。

ロシアのUESの発展とその近代的な構造

ロシアのUESの開発は、地域エネルギーシステムの段階的な統合と並行運用の組織化、地域間統合エネルギーシステム（IPS）の形成、およびその後の統合エネルギーシステムの一部としての統合を通じて行われました。

電力産業のこの形態の組織への移行は、エネルギー資源のより合理的な使用の必要性によるものであり、国の電力供給の効率と信頼性を高めました。

2005 年末には、ロシアの UES の一部として、6 つの統合エネルギー システムが並行して運用されていました (図 2.1 を参照)。北西部、中心部、ヴォルガ中部、ウラル、南部、およびシベリアです。 極東の 4 つの地域電力システムを含む東の IPS は、シベリアの IPS とは別に運営されています。 これらの統合されたエネルギー システム間の分岐点は、トランジット高圧線 (VL) 220 kV「Chitaenergo」-「Amurenergo」上にあり、両方のエネルギー協会の出現バランスに応じて速やかに確立されます。

ロシアのUESの40年以上の運用の経験は、ロシアのヨーロッパ部分 - シベリアとシベリア - 極東の間のネットワーク接続の相対的な弱さにもかかわらず、統合された統合システムの作成が具体的な節約を提供することを示しました電気エネルギーの流れを効果的に管理することで発電コストを削減し、国の安定したエネルギー供給に貢献します。

IPS ノースウェスト

北西部の IPS の一部として、電力施設は、サンクトペテルブルク、ムルマンスク、カリーニングラード、レニングラード、ノヴゴロド、プスコフ、アルハンゲリスク地域、カレリア共和国、コミ共和国の領土で稼働しています。 UES は、ロシアの UES とバルト諸国およびベラルーシの電力システムとの同期並列運転、およびフィンランドの電力システムとの非同期並列運転 (コンバーターを介して) および電力の輸出を提供します。スカンジナビアの電力系統協会 NORDEL (デンマーク、フィンランド、ノルウェー、スウェーデン) のメンバーです。

北西部の IPS の特徴は次のとおりです。

• 220 kV (ヴォログダ - アルハンゲリスク - ヴォルクタ) および 330 kV (サンクトペテルブルク - カレリア - ムルマンスク) の延長 (最大 1000 km) 単回路トランジット架線。
• ベースモードで稼働している発電所（大規模な原子力発電所および火力発電所）の大部分が、UES の総発電量の約 90% を供給しています。 これに関連して、UES の日単位および季節単位の総電力消費スケジュールの不規則性の調整は、主にシステム間の電力の流れによって発生します。 これにより、220 ～ 750 kV のシステム内およびシステム間トランジット ラインの逆負荷が、ほぼ最大許容値に達します。

エコセンター

センターの IPS は、ロシアの UES で最大の (そこに集中する生産能力という点で) 統合エネルギー システムです。 IPS センターの一部として、モスクワ、ヤロスラヴリ、トヴェリ、スモレンスク、モスクワ、イヴァノヴォ、ウラジミール、ヴォログダ、コストロマ、ニジニ ノヴゴロド、リャザン、タンボフ、ブリャンスク、カルーガ、トゥーラ、オリョール、クルスクの領土に電力施設があります。 、ベルゴロド、ヴォロネジ、リペツク地域であり、協会の発電所の発電能力は、ロシアのUESの総発電能力の約25％です。

IES センターの特徴は次のとおりです。

• ウクライナとベラルーシのエネルギーシステムだけでなく、いくつかのUES（北西、中部ヴォルガ、ウラル、南）の交差点に位置しています。
• UES の発電能力の構造における原子力発電所の割合が最も高い。
• 鉄冶金企業に関連する多数の大電力消費ノード、および大規模な産業都市センター（ヴォログダ - チェレポヴェッツ、ベルゴロド、リペツク、ニジニ ノヴゴロド）。
• ロシアで最大のモスクワのエネルギーシステムの存在。これは、電力供給体制の信頼性を確保するための要件の増加を課し、現在、高率と電力消費の大幅な増加によって際立っています。
• モード制御の柔軟性とUESの信頼性を高めるために、周波数と電力の流れを調整するプロセスに火力発電所の電力ユニットを広く関与させる必要性。

中部ヴォルガのIPS

ミドルヴォルガのIPSの一部として、ペンザ、サマラ、サラトフ、ウリヤノフスク地域、モルドビア、タタール、チュヴァシ、マリ共和国の領土に電力施設があります。

IPS は、ロシアの UES の中央部に位置し、センターとウラルの IPS、およびカザフスタンのエネルギー システムに隣接しています。 UES は、東から西へ最大 4,300 MW、西から東へ最大 3,800 MW のトランジット送電を提供します。これにより、協会自体とセンターの UES、ウラルの両方の発電容量を最も効率的に使用できます。日中はシベリア。

ミドル ヴォルガの UES の際立った特徴は、水力発電能力 (ヴォルガ カマ カスケードの HPP) のかなりの部分です。ロシアの UES を監視し、センター、ウラル、シベリアの UES からのトランジット フローの値を所定の制限内に維持します。

IPS ウラル

ウラルの IPS は、スヴェルドロフスク、チェリャビンスク、ペルミ、オレンブルク、チュメニ、キーロフ、クルガン地域、ウドムルトおよびバシキール共和国の領土にある電力施設から形成されています。 それらは、ほぼ240万平方の面積に位置する500〜110キロボルトの電圧で、106千キロメートルを超える送電線（ロシアのUESの架線の全長の4分の1）によって結合されていますキロ。 ウラルの UES には 106 の発電所が含まれており、その総設備容量は 42,000 MW を超え、ロシアの UES の発電所の総設備容量の 21.4% を占めています。 IPS は国の中心、シベリアの IPS、中部ヴォルガの中心、カザフスタンの交差点に位置しています。

ウラルのUESの特徴は次のとおりです。

• 複雑な 500 kV マルチリング ネットワークでは、2 ～ 8 本の 500 kV 架線が定期修理または緊急修理のために毎日切断され、予備電圧も確保されます。
• ウラルの消費における産業の高いシェアに起因する、夕方の減少（最大1200 MWhの速度）と朝の成長（最大1400 MWhの速度）を伴う、電力消費の毎日の大幅な変動。
• 火力発電所の非常に機動性の高いブロック機器の大部分（設置容量の58％）。これにより、ウラルのUESの発電所の総負荷を5000から7000 MWの範囲で毎日変更し、回転させることができます週末と休日には、総容量 500 ～ 2000 MW の 2 台から 10 台の電源装置を予約できます。 これにより、センター、ヴォルガ中部、シベリア、カザフスタンの IPS からの系統間フローを調整し、ウラルの消費者への信頼できる電力供給を確保することが可能になります。

IPS サウス

南部の IPS の一部として、電力施設は、クラスノダール、スタヴロポリ地域、ヴォルゴグラード、アストラハン、ロストフ地域、チェチェン、イングーシ、ダゲスタン、カバルダ バルカル、カルムイク、北オセチア、カラチャイ チェルケス共和国の領土で稼働しています。 . UES は、ロシアの UES とウクライナ、アゼルバイジャン、グルジアのエネルギー システムとの並行運用を保証します。

南部の IPS の特徴は次のとおりです。

330 ～ 500 kV の架空送電線に基づく電気ネットワークの歴史的に確立された方式で、コーカサス山脈に沿って北西から南東に伸び、氷結が激しい地域、特に丘陵地帯に広がっています。

北コーカサスの河川（ドン川、クバン川、テレク川、スラック川）の不均一な流れ。これは電力のバランスに大きな影響を与え、冬には電力不足につながり、西部の電力網に対応する負荷がかかります。 -東方向、夏には余剰、反対方向に積み込みます。

電力消費の構造における世帯負荷の最大の割合 (他の IPS と比較して) であり、温度変化に伴う電力消費の急増につながります。

シベリアのIPS

シベリアの IPS は、ロシアの UES で最も地理的に拡張された協会であり、西シベリアのオムスク地域から東シベリアのチタ地域までの領域をカバーしています。 IPS には、アルタイおよびクラスノヤルスク地域、オムスク、トムスク、ノボシビルスク、ケメロヴォ、イルクーツク、チタ地域、ハカシア共和国、ブリヤート共和国、およびトゥヴァにある電力施設が含まれます。 Taimyrenergo は単独で動作します。 電圧が 1150 ～ 110 キロボルトの約 87,000 キロメートルの架空送電線と 46 GW を超える発電所の発電容量が UES で組み合わされており、その 50% 以上が水力発電容量です。

シベリアの IPS は、短い歴史的期間にゼロから形成されました。 水力発電所の強力で効率的なカスケードの建設と大規模な州地区発電所の建設と同時に、露天採掘からの安価な褐炭に基づいて大規模な領土産業複合体が作成されました（ブラツキー、ウストイリムスキー、サヤンスキー、カンスク-アチンスクの燃料とエネルギーの複合体 - KATEK)。 次のステップは、高圧送電線の建設、強力な発電所と電力ネットワークを組み合わせた地域エネルギー システムの作成、そしてシベリアの IPS の形成でした。

シベリアの IPS の特徴は次のとおりです。

発電能力のユニークな構造であり、その 50% 以上が水力発電所であり、貯水池が長期的に調整されており、長引く低水期に備えて約 300 億 kWh の埋蔵量があります。 同時に、シベリアの HPP は、ロシアの UES のすべての発電所で発電される電力のほぼ 10% を生産しています。

Angara-Yenisei 流域の河川の年間流出量の重大な自然変動。そのエネルギーポテンシャルは 700 億から 1200 億 kWh であり、短期間でも河川の含水量の予測可能性は低い。

UPSのヨーロッパ部分の負荷を調整するためのシベリアのHPPのピーク容量の使用、およびウラルとセンターのTPPの埋蔵量による水路に沿ったHPPの年間の不均一な電力出力の調整。 この目的のために、500 kV および 1150 kV の架空送電線の建設が、シベリア - カザフスタン - ウラル - ミドル ヴォルガ センターの間で行われ、最大 3 ～ 600 万 kW の電力逆転が計画されました。

極東のIPS

極東と極北の領土では、沿海州、ハバロフスク地方、アムール、カムチャツカ、マガダン、サハリン地域、サハ共和国 (ヤクート) にある電力施設が稼働しています。 このうち、

アムール地域、ハバロフスクおよびプリモルスキー地域の領土と、サハ共和国（ヤクート）の南ヤクーツクエネルギー地区は、500および220 kVのシステム間電力線によって結合され、単一の動作モードを持ち、東のIPSを形成します。

東の IPS は、ロシアの UES とは独立して運営されており、その特徴は次のとおりです。

規制の範囲が限られている火力発電所の発電容量（設備容量の70％以上）の構造における優位性。

ゼヤ川とアムール川の航行を確保する必要があるため、ゼヤ水力発電所とブレイスカヤ水力発電所の制御範囲を使用する可能性が限られている。

北西部の主な発生源の配置、および主な消費地域 - IPSの南東。

ロシアの UES で最も高い (ほぼ 21%) の 1 つで、電力消費における家庭負荷の割合。

延長された電力線。

ロシアのUESと外国のエネルギーシステムとの接続

2005 年末には、ベラルーシ、エストニア、ラトビア、リトアニア、グルジア、アゼルバイジャン、カザフスタン、ウクライナ、モルドバ、モンゴルのエネルギー システムが、ロシアの UES と並行して運用されました。 ロシアのUESと並行して、カザフスタンのエネルギーシステムを通じて、ウズベキスタン、キルギスタン、タジキスタンの中央アジアのエネルギーシステムが機能しました。

ロシアのUESの内外関係の構造を図1に示します。 2.2.

ロシアのUESと近隣諸国のエネルギーシステムとの並行運用は、電力負荷スケジュールとパワーリザーブの組み合わせに関連する真の利点を提供し、これらのエネルギーシステム間の電力の相互交換（輸出入）を可能にします（セクションを参照） 3.4)。

さらに、スカンジナビアのエネルギーシステム連合の一部であるフィンランドのエネルギーシステムは、ヴィボルグコンバーターコンプレックスのデバイスを通じてロシアのUESと協力しました。 ロシアの電力網から、ノルウェーと中国の特定の地域にも電力が供給されました。

2.2. ロシアのUESでの運用派遣管理

JSC「SO-CDU UES」 - 運用派遣の最高機関

ロシアのUESのような大規模な同期運営協会の管理は、世界に類を見ない複雑なエンジニアリング作業です。

これを解決するために、ロシアでは運用上のディスパッチ制御のマルチレベルの階層システムが作成されました (セクション 1.1 を参照)。 7 つの領土連合派遣局 (ODU または SO-ODU) - 7 つの IES のそれぞれにある。 地域派遣事務所 (RDU または SO-RDU); 発電所および送電網企業の制御点; 運用チーム。

JSC「SO-CDU UES」の役割と機能

JSC「SO-CDU UES」は、ロシアの統合エネルギーシステムの集中的な運用および技術管理を行っています。

JSC「SO-CDU UES」の主なタスクは次のとおりです。

• 電力産業における競争関係を発展させる状況におけるシステムの信頼性を確保する。
• 電力産業の機能のために確立された技術的パラメータおよび電気エネルギーの品質の標準指標への準拠を確保する。
• 電力（容量）市場が効果的に機能するための条件を作成し、卸売電力市場および小売市場で締結された契約に基づく電力事業体の義務の履行を確保する。 JSC SO-CDU UES は、ロシアの UES 内で次の機能を実行します。
• 電力の生産と消費の予測とバランス調整。
• 発電所の積み降ろしに必要な予備電力を確保するための計画と対策。
• 派遣要員による現行モードの運用管理。
• 通常モードと緊急モードの自動制御の使用;
• 安全な機能の実装、電力システムおよびロシアのUES全体における緊急事態の発生の防止および清算。

ロシアのUESの動作モードを最適化するための戦略的タスク

さらに、電力業界の他のインフラストラクチャ組織が参加する派遣管理機関は、ロシアのUESの運用モードを中長期的に最適化するための戦略的タスクを解決します。

電力と電力消費の予測、および電力と電力のバランスの開発。

UESの電気ネットワークのセクションの容量の決定;

エネルギー資源の使用の最適化と発電設備のオーバーホール。

電気モード、静的および動的安定性の計算の実装を保証します。

リレー保護のデバイスおよびシステムの動作の技術モードの集中制御、システム間およびメインシステムを形成する電力線、バス、変圧器、および主電圧クラスの通信の単巻変圧器の自動化および緊急自動化（短絡電流の計算、選択リレー保護および自動化装置（RPA）および緊急自動装置（PA）の設定）;

機器および電力線の運用派遣制御の機能の分配、運用および技術文書の作成;

年間の特徴的な期間（秋から冬の最大値、洪水期間など）のスキームと体制の開発、および新しい施設の試運転と並列運用電力システムの構成の拡大に関連する;

発電所、電力線、変電所機器、リレー保護、PA機器の主要機器の修理スケジュールの調整。

電力供給の信頼性と電気の品質を確保するためのあらゆる問題の解決、配車管理ツールと自動制御システムの導入と改善。

自動監視制御システム

計画、運用、および自動制御の問題を解決するために、高度なコンピューター化された自動発送管理システム (ASCS) が使用されます。電力設備 (発電所、変電所) テレメカニクスおよび通信チャネル。 各配送センターには、ロシアのUESの動作モードのパラメーター、電気ネットワークの状態、および主電源装置に関する動作情報のリアルタイム自動収集、処理、および表示を提供する強力なコンピューターシステムが装備されています。適切なレベルの管理者を派遣して、ロシアのUESの運用管理と運用管理を実行し、体制の計画と分析の問題を解決し、周波数の一次および二次規制への発電所の参加を監視することを可能にします電流の。

緊急自動化システムは、ロシアのUESの信頼性と生存性を維持するための最も重要な手段です

ロシアのUESの信頼性と存続可能性を維持するための最も重要な手段は、外国の電気相互接続に類似物を持たない緊急自動装置のマルチレベルシステムです。 このシステムは、次の方法でシステミック アクシデントの発生を防止し、局所化します。

• 安定性違反の自動防止;
• 非同期モードの自動排除;
• 頻度の減少と増加の自動制限;
• 電圧の減少と増加の自動制限;
• 自動荷下ろし装置。

緊急および体制自動化デバイスは、電力施設（ローカル複合施設）およびSO-CDU UES OJSCのディスパッチセンター（ローカル複合施設の作業の調整を保証する集中緊急自動化システム）にあります。

ロシアの電力産業の改革に関連して、ロシアの UES における運用上の配電制御システムをさらに最適化するためのステップ

AOenergoの改革・再編の中で、JSC「SO-CDU UES」の最重要課題は、業務配車管理機能を維持することであり、そのためには業界の新興企業と新たな技術関係を構築する必要があります。

この目的のために、2005 年に、システム オペレーターと JSC FGC UES (連邦電力網会社、セクション 1 を参照) の間で、統一国家電力網の施設の運用上のディスパッチ制御の既存のスキームの一時的な保存に関する契約が締結されました ( UNEG) および地域の送電網会社から分離され、FGC の修理および保守のために UNEG 施設が譲渡された場合に安全に作業を遂行するための手順。

また、2005 年には、ロシアの UES の配電ネットワークの機能を再分配する過程で、JSC FGC UES とともに、110 kV 以上の架線を配電対象として分類するための主な基準が策定され、合意されました。

組織的および技術的対策のプログラムが準備されており、220 kV 架線の RDU のディスパッチャ、装置、自動制御装置、リレー保護および保護装置、およびディスパッチャのディスパッチャ制御またはディスパッチャ制御への受け入れのために実施されています。 UNEG に関連するネットワークの技術制御システム (SDTU)。 2005 年に、システム オペレータは 70 の 220 kV 架空送電線をディスパッチ コントロールに受け入れました。

運用派遣管理システムの最適化の一環として、ロシアのUESの運用派遣管理のターゲット組織および機能モデルが開発され、運用されました。 このモデルに従って、組織の複合体を提供するSO-CDU UES - スモレンスクRDUの支店の運用領域を拡大するためのパイロットプロジェクトが開発されました

ブリャンスクおよびカルーガ地域の領土内の派遣施設の運営派遣管理の機能をSO - CDU UES - スモレンスクRDUの支部に移管するための非技術的措置。

2005 年には、運用切り替え時にディスパッチャ コマンドを電力設備に送信するためのスキームを最適化するための作業が行われました。 中間リンクは、ディスパッチャ コマンドを渡す方式から除外されます。これは、UES モードを制御する信頼性を高める要因です。 2005 年 12 月 31 日の時点で、SO-CDU UES の配車センターの配車管理にある 220 kV 以上の 1514 の架空送電線のうち、756 線を制御するためにコマンド「配車 - 電力設備」を送信するための直接スキーム (総数の 49.9%)。

2.3. 2005 年のロシアの UES の主なパフォーマンス指標

ロシアとロシア連邦のUESにおける発電所の最大負荷と最大消費電力

ロシアの UES の発電所の年間最大負荷は、2005 年 12 月 27 日 18:00 に記録され、50.002 Hz の電流周波数で 137.4 千 MW に達しました。 ロシア連邦の発電所の年間最大負荷は 143.5 千 MW に達しました。

最大負荷期間中の負荷曲線をカバーするためのさまざまなタイプの発電容量の関与を図1に示します。 2004 年と 2005 年の 12 月の場合は 2.3

2005 年のロシア連邦の最大電力消費量は 1 億 4,160 万 – 3,620 万 kW (+0.7%)、中部ヴォルガの IPS – 1,290 万 kW、北西部の IPS – 1,330 万kW (+1.2%)、南の IPS の場合 - 1190 万 kW (-0.6%)、シベリアの IPS の場合 - 2950 万 kW (+0.7%)、東の IPS の場合 - 480 万 kW (- 0.3%)。

ロシアのUESにおける電流の実際の周波数の指標

2005 年のロシアの統一エネルギー システムは、GOST によって決定された電流の標準周波数で暦時間の 100% で動作しました (図 2.4 を参照)。 さらに、2005 年には、100% の時間、ロシア、CIS 諸国、およびバルト諸国の UES のエネルギー相互接続における電流の周波数は、ロシアの OAO RAO UES の命令によって確立された制限内に維持されました。 2002 年 9 月 18 日 第 524 号「ロシアの UES における電流の周波数の規制の質の向上について」および JSC RAO の基準「ロシアの UES」電力システムの電気部分の体制」。

ロシアのUESのヨーロッパ部分における日負荷スケジュールの変動部分を規制する条件の悪化は、近年の傾向です

2005年は近年の傾向が継続

ロシアのヨーロッパ地域における消費者の日負荷曲線の減圧。 これは、センター、ボルガ中部、北西部の UES の毎日の電力消費スケジュールに特に当てはまります。 リストされた UES およびロシアの UES のヨーロッパ部分の毎日の負荷スケジュールをカバーするための条件は、発電容量の構造に大きく依存します。 同時に、UES発電所の負荷の全体的な制御範囲は、このタイプの機器の老朽化と解体により近年架橋IESのシェアが継続的に低下しているため、減少しています。ロシアのUESのヨーロッパ部分のUESの発電能力の構造における、原子力発電所の設置容量、および水力発電所の比較的小さなシェアと1つの揚水発電所のみの存在。 ほぼすべての UES で、これにより、特に週末と休日の毎日の負荷スケジュールの変動部分を規制する条件が悪化しています。 夜間の TPP パワー ユニットのアンロードと、土日祝日に備えたシャットダウンにより、毎日のスケジュールの調整が保証されます。 2005 年のある日、制御範囲が不十分であったため、NPP 電源装置を予備に移すまで部分的に荷降ろしすることが必要になりました。

ロシアのUESの負荷スケジュールの可変部分を調整する際のシベリアのIPSのHPPの大きな可能性は、かなりの距離と隣接するIPSとの弱い電気接続のためにまだ使用できません。

ロシアのUESの持続可能性と主な主要な技術的混乱

2005 年、統合エネルギー システムは着実に機能しました。

ロシアのUESのシステムの信頼性は、産業企業と電力システムの運用に技術的な混乱が存在するにもかかわらず保証されました。

最も重大な違反には次のものがあります。

1) 2005 年 5 月 25 日、多くの要因が組み合わさった結果、事故が発生し、その発展により、モスクワ、モスクワ、トゥーラ、カルーガ地域で多数の消費者が切断され、切断されました。 Ryazan、Smolensk、Oryol 地域の合計負荷 3500 MW の多数の消費者。

2) 2005 年 7 月 27 日、2 本の 110 kV 架空送電線のシャットダウンと、2 本の 220 kV 架空送電線の ALAR の動作による電力サージおよび安定性違反によるその後のシャットダウンの結果としての修理スキームの条件下で、 Permsko-Zakama エネルギーセンターは、電力不足、周波数の短期的な 46.5 Hz への低下、および総負荷 400 MW の AChR の動作による消費者への電力供給の停止を伴う孤立した運用に割り当てられました。

3) 2005 年 8 月 7 日、クバン エネルギー システムの 220 kV ネットワークの修理計画の条件下で、220 kV と 110 kV の架線が切断されました。 2 回線の 220 kV 架線は PA の措置によって遮断され、黒海沿岸に沿った残りの 110 kV 送電線は過負荷から保護されました。 同時に、ソチのエネルギー地区は 280 MW の負荷で電力が供給されなくなりました。

4) 2005 年 9 月 16 日から 17 日までの期間、知多地域の西部地域では、屋外温度が急激に低下し、風速 30 m/s まで上昇し、雨やみぞれの形で激しい降水が発生したため、悪天候が発生しました。電線や架線の柱の構造に付着したり着氷したりして、電線に多数の破損があり、柱に損傷がありました。 その結果、4 つの 220 kV 架空送電線がオフになり、知多エネルギー システムが非同期運転に割り当てられ、3 つの 220 kV 変電所がシャットダウンされ、集落で停電が発生し、牽引中継変電所が停電しました。トランスバイカル鉄道の列車の移動;

5) 2005 年 11 月 18 日から 11 月 20 日まで、悪天候 (強風、みぞれ) の下で、JSC "Lenenergo" で 6 ～ 220 kV の架空送電線の大規模な停電が発生しました。 その結果、Mga (人口 9,000 人)、Vsevolozhsk (人口 43,000 人)、Kirovsk (人口 50,000 人)、 Nikolskoye (人口 17,000 人)、Shlisselburg (人口 10,000 人)、負荷 140 MW。

2.4. ロシアのUESの機能における主な問題と不均衡

ロシアのUESの主な問題

UES のヨーロッパ部分に、機動性の低い火力発電所と原子力発電所の大部分が存在し、ウラル、ヴォルガ中部、シベリアの UES に柔軟な火力発電所と水力発電所が集中しているため、消費スケジュールをカバーする場合、センター - ヴォルガ中部 - ウラルの接続における電力の流れの大幅な変化。 500 kV のバックボーン ネットワークの多数の回線を建設することにより、センター - ミドル ヴォルガ - ウラルの通過容量を増やすと、主要な制御セクションを介した送電の制限が緩和され、ヨーロッパとウラルの並列運用の信頼性が向上します。ロシアのUESの一部。

中間ヴォルガの IPS - 南部の IPS の通過を強化することにより、サラトフ - バラコボ エネルギー センターの運用の信頼性を高め、バラコボ NPP の配電スキームを強化するという課題は、話題になっています。

新しいウラル - 中部ヴォルガ トランジット ラインの建設により、南ウラルへの電力供給の信頼性とバラコヴォ NPP の出力を改善することが可能になります。 また、ロシアのUESの北西地域でのトランジットと、750 kVの電圧でセンターのIPSとの接続を強化する必要があります。 ネットワーク ソリューションは、北西 - 中央セクションのスループット容量を増加させ、コラ エネルギー システムのロックされた電力を排除します。

地域の主な問題

モスクワとモスクワ地方の領土

この地域の電力消費量の増加、110 kV 配電網の最大負荷、単巻変圧器接続の欠如による 500 kV 配電網から低電圧配電網への電力伝送の制限により、220 ～ 110 kV 配電網の強化が必要になっています。新しい変電所を建設し、変圧器容量を増やして既存の変電所を再構築し、追加の操作能力を導入します。

ニジニ・ノヴゴロド地域の領土

ニジニ ノヴゴロド エネルギー システムの 220 kV ネットワークの強化、柔軟な容量の構築により、500 kV ネットワークの緊急停止時の消費者への電力供給の信頼性が向上します。

カルーガとブリャンスク地域の領土

カルーガとブリャンスクのエネルギーシステムは供給不足です。 220 kV ネットワークに接続された新しい発電容量の試運転により、消費者への信頼できる電力供給が保証されます。

サラトフ地域の領土

Balakovo NPP の 1 号機の出力は、修理計画で制限されています。 Balakovo-Saratov ハブの 500-220 kV ネットワークを強化すると、Saratov エネルギー システムと Middle Volga の IPS 間の通信容量が 500-600 MW 増加します。

サンクトペテルブルクとレニングラード地域の領土

レニングラード地域の北部、サンクトペテルブルク、およびフィンランドへの電力供給の信頼性を高めることは、システム内ネットワークの220〜330 kVの高負荷のために急務です。 修理計画では、レニングラード原子力発電所の出力にも制限があります。 既存の電力網施設の再建と新しい電力網施設の建設が必要です。

IPS サウス

ヴォルゴドンスク NPP の 2 番目の電源ユニットの信頼できる出力を確保するには、基幹ネットワークの新しいラインの構築により、ロストフおよびスタヴロポリ エネルギー システムのネットワークのスループット容量を増やす必要があります。 クバンエネルギーシステムでの消費の活発な成長、希少なアストラハンエネルギーシステムへの電力の移転により、システム内ネットワークに制限が生じますが、これはエネルギーシステムの発電能力を試運転することで解消できます。

アゼルバイジャンのエネルギーシステム、ダゲスタンのエネルギーシステムとチェチェン共和国の消費者への電力供給である南部のUESの州間輸送の運用の信頼性を高める必要があります。

IPS ウラル

ペルミエネルギーシステムのベレズニコフスコソリカムスキーおよびペルムスコザカムスキーエネルギー地区、オレンブルクエネルギーシステムの西部および北部エネルギー地区、ノーザン、ノヤブリスキー、コガリムスキー、 Neftyugansky、ニジネヴァルトフスク チュメニ エネルギー システムのエネルギー領域、クロパチェヴォ

チェリャビンスク エネルギー システムのズラトウストフスキー地区、スベルドロフスク エネルギー システムのセロボ ボゴスロフスキー地区、キーロフ エネルギー システム。

高い消費成長率 (冶金およびアルミニウム生産の開発、サブポーラー ウラルの開発) は、ネットワーク スループットの増加と新しい容量の試運転を必要とします。

特定の地域の不足を解消し、有望な電力の予備を形成するには、チュメニ、スベルドロフスク、およびチェリャビンスクのエネルギーシステムの多くのサイトで発電能力を委託する必要があります。 電力網の建設、無効電力補償手段の設置が必要です。

シベリアのIPS

ネットワーク制限の存在下での消費の積極的な発展は、トムスクエネルギーシステムの動作モードとクズバスエネルギーシステムの南部地域を特徴付けています。 これらの地域では、発電容量と電力網の建設を委託する必要があります。

IPS イースト

Zeya 水力発電所の出力は制限され、アムール エネルギー システムのシベリア横断鉄道の消費者への電力供給の信頼性が低下しました。 ウラジオストクとダレネルゴのナホトカの消費者への電力供給の不十分な信頼性。 ハバロフスクエネルギーシステムとハバロフスクCHPP-3の電力出力であるダレネルゴの接続に対する送電制限の存在は、ハバロフスクの電力供給の信頼性の低下につながります。 Sovgavanskyエネルギーセンターの消費者への信頼できる電力供給を確保するという問題があります。 システムを形成するネットワークの多くの回線の建設を実行し、既存の変電所を再構築し、新しい変電所を建設する必要があります。

1 平常時は分岐点がアムレエナゴにあり、チタエナゴの電力不足時には分岐点がチタエナゴに移る。

2 中部ヴォルガの UES の総設備容量の 26%、ロシアの UES の水力発電所の総設備容量の約 15%。

3 北部同期地帯 (NORDEL) - 北欧諸国 (スウェーデン、ノルウェー、デンマーク、フィンランド、アイスランド) の電力相互接続。 デンマークの電力システムの西部 (大陸) 部分は西部 UCTE 同期ゾーンと並行して動作し、東部は NORDEL と並行して動作しますが、アイスランドの電力システムは自律的に動作します。

4 2006 年 1 月 30 日付けの JSC RAO「ロシアの UES」の命令第 68 号「ロシアの UES の運用および派遣管理の目標組織および機能モデルの承認について」。

5 ODUセンターの運用エリアにおける運用ディスパッチ制御の機能を最適化するための措置は、SO-CDU UESの2005年12月26日付けの注文番号258/1に基づいて行われます。

6 相互接続された電源システムの並列動作する電源システムを示します。

7 すべてのボイラーが共通の生蒸気ヘッダーで動作し、そこからすべての蒸気タービンが供給される発電所。

8 ALAR - 非同期モードの自動排除。

9 AChR - 自動周波数アンロード。