2.1. Характеристика структуры Единой энергетической системы России

Что такое ЕЭС России?

Единая энергетическая система России - развивающийся в масштабе всей страны высокоавтоматизированный комплекс электростанций, электрических сетей и объектов электросетевого хозяйства, объединенных единым технологическим режимом и централизованным оперативно-диспетчерским управлением.

ЕЭС России - крупнейшее в мире синхронно работающее электроэнергетическое объединение, охватывающее с запада на восток около 7 тыс. км и с севера на юг – более 3 тыс. км.

ЕЭС России обеспечивает надежное, экономичное и качественное электроснабжение отраслей экономики и населения Российской Федерации, а также поставки электроэнергии в энергосистемы зарубежных государств.

Развитие ЕЭС России и его современная структура

Развитие ЕЭС России происходило путем поэтапного объединения и организации параллельной работы региональных энергетических систем, формирования межрегиональных объединенных энергосистем (ОЭС) и их последующего объединения в составе Единой энергетической системы.

Переход к такой форме организации электроэнергетического хозяйства был обусловлен необходимостью более рационального использования энергетических ресурсов, повышения экономичности и надежности электроснабжения страны.

На конец 2005 г. в составе ЕЭС России параллельно работали шесть объединенных энергосистем (см. рис. 2.1) - Северо-Запада, Центра, Средней Волги, Урала, Юга, Сибири. ОЭС Востока, включающая 4 региональные энергосистемы Дальнего Востока, работает раздельно от ОЭС Сибири. Точки раздела между этими объединенными энергосистемами находятся на транзитной высоковольтной линии (ВЛ) 220 кВ «Читаэнерго» – «Амурэнерго» и устанавливаются оперативно в зависимости от складывающегося баланса обоих энергообъединений .

Опыт более чем 40 летней работы ЕЭС России показал, что создание целостной единой системы, несмотря на относительную слабость сетевых связей Европейская часть России - Сибирь и Сибирь – Дальний Восток, дает ощутимую экономию затрат на производство электроэнергии за счет эффективного управления перетоками электрической энергии и способствует надежному энергоснабжению страны.

ОЭС Северо-Запада

В составе ОЭС Северо-Запада работают энергообъекты, расположенные на территориях г. Санкт-Петербурга, Мурманской, Калининградской, Ленинградской, Новгородской, Псковской, Архангельской областей, республик Карелия и Коми. ОЭС обеспечивает синхронную параллельную работу ЕЭС России с энергосистемами стран Балтии и Белоруссии, а также несинхронную параллельную работу (через конвертор) с энергосистемой Финляндии и экспорт электроэнергии в страны, входящие в объединение энергосистем Скандинавии НОРДЕЛ (Дания, Финляндия, Норвегия, Швеция).

Отличительными особенностями ОЭС Северо-Запада являются:

• протяженные (до 1000 км) одноцепные транзитные ВЛ 220 кВ (Вологда - Архангельск – Воркута) и 330 кВ (Санкт-Петербург – Карелия – Мурманск);
• большая доля электростанций, работающих в базовом режиме (крупные АЭС и ТЭС), обеспечивающие около 90% суммарной выработки электроэнергии в ОЭС. В связи с чем регулирование неравномерности суточного и сезонного суммарных графиков электропотребления ОЭС происходит, в основном, за счет межсистемных перетоков мощности. Это приводит к реверсивной загрузке внутри-и межсистемных транзитных линий 220-750 кВ практически до максимально допустимых величин.

ОЭС Центра

ОЭС Центра является наиболее крупной (по сосредоточенному в ней производственному потенциалу) объединенной энергосистемой в ЕЭС России. В составе ОЭС Центра работают энергообъекты, расположенные на территориях г. Москвы, Ярославской, Тверской, Смоленской, Московской, Ивановской, Владимирской, Вологодской, Костромской, Нижегородской, Рязанской, Тамбовской, Брянской, Калужской, Тульской, Орловской, Курской, Белгородской, Воронежской и Липецкой областей, а генерирующие мощности электростанций объединения составляют около 25% от суммарной генерирующей мощности ЕЭС России.

Отличительными особенностями ОЭС Центра являются:

• ее расположение на стыке нескольких ОЭС (СевероЗапада, Средней Волги, Урала и Юга), а также энергосистем Украины и Белоруссии;
• самая высокая в ЕЭС удельная доля атомных электростанций в структуре генерирующей мощности;
• большое количество крупных узлов электропотребления, связанных с предприятиями черной металлургии, а также крупных промышленных городских центров (Вологодско-Череповецкий, Белгородский, Липецкий, Нижегородский);
• наличие крупнейшей в России Московской энергосистемы, которая предъявляет повышенные требования к обеспечению надежности режимов энергоснабжения и отличается в настоящее время высокими темпами и большой величиной прироста электропотребления;
• необходимость широкого привлечения энергоблоков тепловых электростанций к процессу регулирования частоты и перетоков мощности для повышения гибкости управления режимами и надежности ОЭС.

ОЭС Средней Волги

В составе ОЭС Средней Волги работают энергообъекты, расположенные на территориях Пензенской, Самарской, Саратовской, Ульяновской областей, Мордовской, Татарской, Чувашской и Марийской республик.

ОЭС располагается в Центральной части ЕЭС России и граничит с ОЭС Центра и Урала, а также с энергосистемой Казахстана. ОЭС обеспечивает транзитную передачу мощности - до 4300 МВт с востока на запад и до 3800 МВт с запада на восток, что позволяет наиболее эффективно использовать в течение суток генерирующие мощности как самого объединения, так и ОЭС Центра, Урала и Сибири.

Отличительной особенностью ОЭС Средней Волги является значительная доля гидрогенерирующих мощностей (ГЭС Волжско-Камского каскада ), что позволяет оперативно изменять генерацию в широком диапазоне до 4880 МВт, обеспечивая как регулирование частоты в ЕЭС России, так и поддержание величины транзитных перетоков с ОЭС Центра, Урала и Сибири в заданных пределах.

ОЭС Урала

ОЭС Урала образована из энергообъектов, расположенных на территориях Свердловской, Челябинской, Пермской, Оренбургской, Тюменской, Кировской, Курганской областей, Удмуртской и Башкирской республик. Их объединяет более 106 тысяч километров линий электропередачи (четверть суммарной протяженности ВЛ ЕЭС России) напряжением 500-110 киловольт, расположенных на территории площадью почти 2,4 миллиона квадратных километров. В составе ОЭС Урала работают 106 электростанций, суммарная установленная мощность которых составляет свыше 42 тыс. МВт или 21,4% от суммарной установленной мощности электростанций ЕЭС России. ОЭС расположена в центре страны, на стыке ОЭС Сибири, Центра Средней Волги и Казахстана.

Отличительными особенностями ОЭС Урала являются:

• сложная многокольцевая сеть 500 кВ, в которой ежедневно от двух до восьми ВЛ 500 кВ отключены для планового или аварийного ремонта, а также резерв по напряжению;
• значительные суточные колебания величины электропотребления с вечерним спадом (скорость до 1200 МВт. час) и утренним ростом (скорость до 1400 МВт. час), вызванные высокой долей промышленности в потреблении Урала;
• большая доля высокоманевренного блочного оборудования ТЭС (58% от установленной мощности), которое позволяет ежедневно изменять суммарную загрузку электростанций ОЭС Урала в диапазоне от 5000 до 7000 МВт и отключать в резерв на выходные дни и в праздники от двух до десяти энергоблоков суммарной мощностью от 500 до 2000 МВт. Это позволяет регулировать межсистемные перетоки с ОЭС Центра, Средней Волги, Сибири и Казахстана и обеспечивать надежное электроснабжение потребителей Урала.

ОЭС Юга

В составе ОЭС Юга работают энергообъекты, расположенные на территории Краснодарского, Ставропольской краев, Волгоградской, Астраханской, Ростовской областей, Чеченской, Ингушской, Дагестанской, Кабардино-Балкарской, Калмыкской, Северо-Осетинской и Карачаево-Черкесской республик. ОЭС обеспечивает параллельную работу ЕЭС России с энергосистемами Украины, Азербайджана и Грузии.

Отличительными особенностями ОЭС Юга являются:

исторически сложившаяся схема электрической сети на базе ВЛ 330-500 кВ, протянувшихся с северо-запада на юго-восток вдоль Кавказского хребта по районам с интенсивным гололедообразованием, особенно в предгорьях;

неравномерность стока рек Северного Кавказа (Дон, Кубань, Терек, Сулак), которая оказывает существенное влияние на баланс электроэнергии, приводя к дефициту электроэнергии зимой, с соответствующей загрузкой электрической сети в направлении запад-восток, и профициту в летний период, с загрузкой в обратном направлении;

самая большая (по сравнению с другими ОЭС) доля коммунально-бытовой нагрузки в структуре электропотребления, что приводит к резким скачкам потребления электроэнергии при температурных изменениях.

ОЭС Сибири

ОЭС Сибири - наиболее территориально протяженное объединение в ЕЭС России, охватывающее территорию от Омской области в Западной Сибири до Читинской области в Восточной Сибири. В составе ОЭС работают энергообъекты, расположенные на территориях Алтайского, Красноярского краев, Омской, Томской, Новосибирской, Кемеровской, Иркутской, Читинской областей, республик Хакасия, Бурятия и Тыва. «Таймырэнерго» работает изолированно. В ОЭС объединены около 87 тыс. километров ВЛ напряжением 1150 –110 киловольт и более 46 ГВт генерирующих мощностей электростанций, более 50% из которых составляют мощности ГЭС.

ОЭС Сибири было образовано с нуля за короткий исторический срок. Одновременно с сооружением мощных и эффективных каскадов ГЭС и строительством крупных ГРЭС на базе дешевых бурых углей открытой добычи создавались крупные территориальнопромышленные комплексы (Братский, Усть-Илимский, Саянский, Канско-Ачинский топливно-энергетический комплекс - КАТЭК). Следующим шагом стало сооружение высоковольтных линий электропередач, создание районных энергетических систем за счет объединения электросетями мощных электростанций, а затем – образование ОЭС Сибири.

Отличительными особенностями ОЭС Сибири являются:

уникальная структура генерирующей мощности, более 50% которой составляют гидроэлектростанции с водохранилищами многолетнего регулирования и запасами порядка 30 млрд кВт.ч на период длительного маловодья. При этом ГЭС Сибири производят почти 10% объема выработки электроэнергии всеми электростанциями ЕЭС России;

значительные естественные колебания годового стока рек Ангаро-Енисейского бассейна, энергетический потенциал которого составляет от 70 до 120 млрд кВт.ч, при плохой прогнозируемости водности рек даже в краткосрочной перспективе;

использование пиковой мощности ГЭС Сибири в регулировании нагрузки Европейской части ОЭС и регулирование годовой неравномерности энергоотдачи ГЭС по водотоку резервами ТЭС Урала и Центра. С этой целью было осуществлено строительство ВЛ 500 кВ и 1150 кВ по транзиту Сибирь - Казахстан – Урал – Средняя ВолгаЦентр с планируемым реверсом мощности до 3–6 млн. кВт.

ОЭС Дальнего Востока

На территории Дальнего Востока и Крайнего Севера работают энергообъекты, расположенные в Приморском, Хабаровском краях, Амурской, Камчатской, Магаданской, Сахалинской областях и Республике Саха (Якутия). Из них энергообъекты, расположенные на

территориях Амурской области, Хабаровского и Приморского краев и Южно-Якутского энергорайона Республики Саха (Якутия) объединены межсистемными линиями электропередачи 500 и 220 кВ, имеют единый режим работы и образуют ОЭС Востока.

ОЭС Востока работает изолированно от ЕЭС России, а ее отличительными особенностями являются:

преобладание в структуре генерирующих мощностей тепловых электростанций (более 70% от установленной мощности), имеющих ограниченный диапазон регулирования;

ограниченные возможности использования регулировочных диапазонов Зейской и Бурейской ГЭС изза необходимости обеспечения судоходства на реках Зея и Амур;

размещение основных генерирующих источников в северо-западной части, а основных районов потребления - на юго-востоке ОЭС;

одна из самых высоких в ЕЭС России (почти 21%) доля коммунально-бытовой нагрузки в электропотреблении;

протяженные линии электропередачи.

Связи ЕЭС России с энергосистемами зарубежных стран

На конец 2005 года параллельно с ЕЭС России работали энергосистемы Белоруссии, Эстонии, Латвии, Литвы, Грузии, Азербайджана, Казахстана, Украины, Молдавии и Монголии. Через энергосистему Казахстана параллельно с ЕЭС России работали энергосистемы Центральной Азии - Узбекистана, Киргизии и Таджикистана.

Структура внутренних и внешних связей ЕЭС России представлена на рис. 2.2.

Параллельная работа ЕЭС России с энергосистемами соседних стран дает реальные преимущества, связанные с совмещением графиков электрической нагрузки и резервов мощности, и позволяет осуществлять взаимный обмен (экспорт/импорт) электроэнергии между этими энергосистемами (см. разд. 3.4).

Кроме того, совместно с ЕЭС России через устройства Выборгского преобразовательного комплекса работала энергосистема Финляндии, входящая в объединение энергосистем Скандинавии . От электрических сетей России осуществлялось также электроснабжение выделенных районов Норвегии и Китая.

2.2. Оперативно-диспетчерское управление в ЕЭС России

ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» - высший орган оперативно-диспетчерского

Управление таким большим синхронно работающим объединением, каким является ЕЭС России, представляет собой сложнейшую инженерную задачу, не имеющую аналогов в мире.

Для ее решения в России создана многоуровневая иерархическая система оперативно-диспетчерского управления (см. разд. 1.1), включающая: Системный оператор - Центральное диспетчерское управление (далее также СО-ЦДУ ЕЭС); семь территориальных объединенных диспетчерских управлений (ОДУ или СО-ОДУ)– в каждой из семи ОЭС; региональные диспетчерские управления (РДУ или СО-РДУ); пункты управления электростанций и предприятий электрических сетей; оперативно-выездные бригады.

Задачи и функции ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС»

ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» осуществляет централизованное оперативно-технологическое управление Единой энергетической системой России.

Основными задачами ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» являются:

• обеспечение системной надежности в условиях развивающихся конкурентных отношений в электроэнергетике;
• обеспечение соблюдения установленных технологических параметров функционирования электроэнергетики и стандартных показателей качества электрической энергии;
• создание условий для эффективного функционирования рынка электроэнергии (мощности) и обеспечения исполнения обязательств субъектов электроэнергетики по договорам, заключаемым на оптовом рынке электрической энергии и розничных рынках. ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» выполняет в рамках ЕЭС России следующие функции:
• прогнозирование и обеспечение сбалансированности производства и потребления электроэнергии;
• планирование и принятие мер по обеспечению необходимого резерва мощности на загрузку и разгрузку электростанций;
• оперативное управление текущими режимами, осуществляемое диспетчерским персоналом;
• использование автоматического управления нормальными и аварийными режимами;
• осуществление безопасного функционирования, предотвращение развития и ликвидация аварийных ситуаций в энергосистемах и ЕЭС России в целом.

Стратегические задачи по оптимизации режимов работы ЕЭС России

Кроме того, органами диспетчерского управления с участием других инфраструктурных организаций электроэнергетики решаются стратегические задачи по оптимизации режимов работы ЕЭС России в среднесрочном и долгосрочном периодах, включая:

прогнозирование потребления мощности и электроэнергии и разработка балансов мощности и электроэнергии;

определение пропускных способностей сечений электрической сети ЕЭС;

оптимизация использования энергоресурсов и проведения капитальных ремонтов генерирующего оборудования;

обеспечение выполнения расчетов электрических режимов, статической и динамической устойчивости;

централизованное управление технологическими режимами работы устройств и систем релейной защиты, автоматики и противоаварийной автоматики межсистемных и основных системообразующих линий электропередачи, шин, трансформаторов и автотрансформаторов связи основных классов напряжений (выполнение расчетов токов короткого замыкания, выбор параметров настройки устройств релейной защиты и автоматики (РЗА) и противоаварийной автоматики (ПА));

распределение функций оперативно-диспетчерского управления оборудованием и линиями электропередачи, подготовку оперативно-технической документации;

разработка схем и режимов для характерных периодов года (осенне-зимний максимум, период паводка и др.), а также в связи с вводом новых объектов и расширением состава параллельно работающих энергосистем;

согласование графиков ремонтов основного оборудования электростанций, линий электропередачи, оборудования подстанций, устройств РЗ и ПА;

решение всего комплекса вопросов обеспечения надежности электроснабжения и качества электроэнергии, внедрения и совершенствования средств диспетчерского управления и систем автоматического управления режимами.

Автоматизированная система диспетчерского управления

Для решения задач планирования, оперативного и автоматического управления используется развитая компьютерная автоматизированная система диспетчерского управления (АСДУ), представляющая иерархическую сеть диспетчерских центров обработки данных СО-ЦДУ, СО-ОДУ и СО-РДУ, связанных между собой и с энергообъектами (электростанциями, подстанциями) каналами телемеханики и связи. Каждый диспетчерский центр оснащен мощной компьютерной системой, обеспечивающей в реальном времени автоматический сбор, обработку и отображение оперативной информации о параметрах режима работы ЕЭС России, состояния электрической сети и основного энергооборудования, позволяющей диспетчерскому персоналу соответствующего уровня управления осуществлять оперативный контроль и управление работой ЕЭС России, а также решение задач планирования и анализа режимов, мониторинга участия электростанций в первичном и вторичном регулировании частоты электрического тока.

Система противоаварийной автоматики- важнейшее средство поддержания надежности и живучести ЕЭС России

Важнейшим средством поддержания надежности и живучести ЕЭС России является многоуровневая система противоаварийной автоматики, не имеющая аналогов в зарубежных электрообъединениях. Эта система предотвращает и локализует развитие системных аварий путем:

• автоматического предотвращения нарушения устойчивости;
• автоматической ликвидации асинхронного режима;
• автоматического ограничения снижения и повышения частоты;
• автоматического ограничения снижения и повышения напряжения;
• автоматической разгрузки оборудования.

Устройства противоаварийной и режимной автоматики размещаются на энергообъектах (локальные комплексы) и на диспетчерских центрах ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» (централизованные системы противоаварийной автоматики, обеспечивающие координацию работы локальных комплексов).

Шаги по дальнейшей оптимизации системы оперативно-диспетчерского управления в ЕЭС России в условиях реформирования электроэнергетики России

В условиях реформирования и реорганизации АОэнерго важнейшей задачей ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» является сохранение функций оперативно-диспетчерского управления, что требует налаживания новых технологических взаимоотношений с вновь образуемыми компаниями отрасли.

С этой целью в 2005 г. было заключено Соглашение между Системным оператором и ОАО «ФСК ЕЭС» (Федеральной сетевой компанией, см. раздел 1) о временном сохранении существующей схемы оперативно-диспетчерского управления объектами Единой национальной электрической сети (ЕНЭС) и порядка организации безопасного производства работ при выделении из состава региональных электросетевых компаний и передаче объектов ЕНЭС в ремонтно-эксплуатационное обслуживание ФСК.

Также в 2005 г. в процессе проводимой работы по перераспределению функций диспетчеризации сетей ЕЭС России совместно с ОАО «ФСК ЕЭС» разработаны и согласованы основные критерии отнесения ВЛ 110 кВ и выше к объектам диспетчеризации.

Подготовлена и выполняется Программа организационно-технических мероприятий по приему в диспетчерское управление или диспетчерское ведение диспетчера РДУ ВЛ 220 кВ, оборудования, устройств ПА, РЗА и систем диспетчерско-технологического управления (СДТУ) сетей, относящихся к ЕНЭС. В 2005 г. Системным оператором приняты в диспетчерское управление 70 ВЛ 220 кВ.

В рамках оптимизации системы оперативно-диспетчерского управления, разработана и введена в действие Целевая организационно-функциональная модель оперативно-диспетчерского управления ЕЭС России. В соответствии с данной моделью разработан пилотный проект укрупнения операционной зоны Филиала ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» — Смоленское РДУ, предусматривающий проведение комплекса организаци

онно-технических мероприятий по передаче функций оперативно-диспетчерского управления объектами диспетчеризации на территории Брянской и Калужской областей Филиалу ОАО «СО - ЦДУ ЕЭС» – Смоленское РДУ .

В 2005 году проводилась работа по оптимизации схемы передачи диспетчерских команд на энергообъекты при производстве оперативных переключений. Из схемы прохождения диспетчерских команд исключены промежуточные звенья, что является фактором повышения надежности управления режимами ЕЭС. По состоянию на 31.12.2005 г. из 1514 ВЛ 220 кВ и выше, находящихся в диспетчерском управлении диспетчерских центров ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС», реализована прямая схема передачи команд «диспетчер - энергообъект» по управлению 756 линиями (49,9% от их общего числа).

2.3. Основные показатели работы ЕЭС России в 2005 году

Максимум нагрузки электростанций и максимум потребляемой мощности в ЕЭС России и Российской Федерации

Годовой максимум нагрузки электростанций ЕЭС России зафиксирован в 18-00 27.12.2005 г. и составил 137,4 тыс. МВт при частоте электрического тока 50,002 Гц. Годовой максимум нагрузки электростанций Российской Федерации достиг 143,5 тыс. МВт.

Участие генерирующих мощностей различного типа в покрытии графика нагрузки в период максимальных нагрузок представлено на рис. 2.3 для декабрьских суток 2004 и 2005 гг.

Максимум потребляемой мощности по Российской Федерации в 2005 г. составил 141,6 млн. кВт (прирост к 2004 г. 1,4%), по ЕЭС России - 134,7 млн. кВт (+1,7%), по ОЭС Центра – 36,2 млн. кВт (+0,7%), по ОЭС Средней Волги – 12,9 млн. кВт (+0,7%), по ОЭС Урала – 33,4 млн. кВт (+3,1%), по ОЭС Северо-Запада – 13,3 млн. кВт (+1,2%), по ОЭС Юга – 11,9 млн. кВт (-0,6%), по ОЭС Сибири – 29,5 млн. кВт (+0,7%), по ОЭС Востока – 4,8 млн. кВт (-0,3%).

Показатели фактической частоты электрического тока в ЕЭС России

Единая энергосистема России в 2005 г. 100% календарного времени работала с нормативной частотой электрического тока, определенной ГОСТом (см. рис. 2.4). Кроме того, в 2005 г. 100% времени частота электрического тока в энергообъединении ЕЭС России, стран СНГ и Балтии поддерживалась в пределах, установленных приказом ОАО РАО «ЕЭС России» от 18.09.2002 №524 «О повышении качества регулирования частоты электрического тока в ЕЭС России» и Стандартом ОАО РАО «ЕЭС России» «Правила предотвращения развития и ликвидации нарушений нормального режима электрической части энергосистем».

Утяжеление условий регулирования переменной части суточных графиков нагрузки в Европейской части ЕЭС России - тенденция последних лет

В течение 2005 г. сохранялась тенденция последних лет

Разуплотнение суточных графиков нагрузки потребителей Европейской части России. Особенно это характерно для суточных графиков электропотребления ОЭС Центра, Средней Волги и Северо-Запада. Условия покрытия суточных графиков нагрузки перечисленных ОЭС и Европейской части ЕЭС России в большей степени зависят от структуры генерирующих мощностей. Вместе с тем, общий регулировочный диапазон нагрузки электростанций ЕЭС уменьшается из-за продолжающегося в последние годы снижения доли КЭС с поперечными связями из-за старения и демонтажа этого типа оборудования, увеличения установленной мощности АЭС, а также относительно небольшой доли ГЭС и наличия всего одной ГАЭС в структуре генерирующих мощностей ОЭС Европейской части ЕЭС России. Практически во всех ОЭС это привело к утяжелению условий регулирования переменной части суточных графиков нагрузки, особенно в выходные и праздничные дни. Регулирование суточных графиков обеспечивается за счет более глубокой ночной разгрузки энергоблоков ТЭС, а также останова их в резерв на выходные и праздничные дни. В отдельные дни 2005 г. из-за недостаточности регулировочного диапазона возникала необходимость частичной разгрузки энергоблоков АЭС вплоть до вывода их в резерв.

Большие потенциальные возможности ГЭС ОЭС Сибири в регулировании переменной части графика нагрузки ЕЭС России по-прежнему не могут быть использованы по причине значительных расстояний и слабых электрических связей со смежными ОЭС.

Устойчивость работы ЕЭС России и основные крупные технологические нарушения

В 2005 г. Единая энергетическая система работала устойчиво.

Системная надежность ЕЭС России была обеспечена, несмотря на наличие технологических нарушений в работе предприятий отрасли и энергосистем.

Среди наиболее значимых нарушений можно отметить следующие:

1) 25.05.2005 г.,в результатеналожения ряда факторов произошла авария, развитие которой привело к отключению большого количества потребителей в г. Москве, Московской, Тульской, Калужской областях и отключению ряда потребителей в Рязанской, Смоленской и Орловской областях суммарной нагрузкой 3500 МВт;

2) 27.07.2005 г., в условиях ремонтной схемы в результате отключения двух ВЛ 110 кВ и последующего отключения из-за наброса мощности и нарушения устойчивости действием АЛАР двух ВЛ 220 кВ ПермскоЗакамский энергоузел выделялся на изолированную работу с дефицитом мощности, кратковременным снижением частоты до 46,5 Гц и обесточением потребителей действием АЧР суммарной нагрузкой 400 МВт;

3) 07.08.2005 г., в условиях ремонтной схемы в сети 220 кВ Кубанской энергосистемы произошло отключение ВЛ 220 кВ и 110 кВ. Отключились двухцепная ВЛ 220 кВ действием ПА и оставшиеся линии транзита 110 кВ по Черноморскому побережью защитой от перегруза. При этом был обесточен Сочинский энергорайон с нагрузкой 280 МВт;

4) В период с 16 по 17 сентября 2005 г. в западных районах Читинской области из-за неблагоприятных погодных условий с резким понижением температуры наружного воздуха, усилением ветра до 30 м/с, выпадением обильных осадков в виде дождя и мокрого снега с налипанием и гололедообразованием на проводах и конструкциях опор ВЛ произошли многочисленные обрывы проводов с повреждением опор. В результате произошло отключение четырех ВЛ 220 кВ, что привело к выделению Читинской энергосистемы на несинхронную работу и погашению трех подстанций 220 кВ с обесточением населенных пунктов, подстанций тягового транзита и сбою в движении поездов Забайкальской железной дороги;

5) С 18 по 20 ноября 2005 г. при неблагоприятных погодных условиях (сильный ветер, мокрый снег) в ОАО «Ленэнерго» происходили массовые отключения ВЛ 6-220 кВ. В результате нарушалось электроснабжение 218 населённых пунктов, в том числе полностью обесточивались районные центры Мга (с населением 9 тыс. чел.), Всеволожск (с населением 43 тыс. чел.), Кировск (с населением 50 тыс. чел.), Никольское (с населением 17 тыс. чел.), Шлиссельбург (с населением 10 тыс. чел.) с нагрузкой 140 МВт.

2.4. Основные проблемы и диспропорции в функционировании ЕЭС России

Основные проблемы ЕЭС России

Наличие в Европейской части ЕЭС большой доли ТЭЦ и АЭС с низкими маневренными возможностями, сосредоточение маневренных ТЭС и гидростанций в ОЭС Урала, Средней Волги и Сибири обуславливает значительный диапазон изменения перетоков мощности на связях Центр - Средняя Волга – Урал при покрытии графиков потребления. Повышение пропускной способности транзита Центр – Средняя Волга – Урал за счет строительство ряда линий системообразующей сети 500 кВ позволит сократить ограничения по передаче мощности по основным контролируемым сечениям, повысить надежность параллельной работы Европейской и Уральской частей ЕЭС России.

Актуальна задача повышения надежности работы Саратовско-Балаковского энергоузла и усиление схемы выдачи мощности Балаковской АЭС за счет усиления транзита ОЭС Средней Волги - ОЭС Юга.

Строительство новых линий транзита Урал - Средняя Волга позволит повысить надежность энергоснабжения Южного Урала и выдачи мощности Балаковской АЭС. Необходимо также усиление транзитов в Северо-Западном регионе ЕЭС России и его связи с ОЭС Центра на напряжении 750 кВ. Сетевые решения увеличат пропускную способность сечения Северо-Запад – Центр и ликвидируют запертую мощность в Кольской энергосистеме.

Основные проблемы регионов

Территория г. Москвы и Московской области

Рост потребления мощности в регионе, предельные нагрузки в распределительной сети 110 кВ, ограничение передачи мощности из сети 500 кВ в сеть более низкого напряжения из-за недостатка автотрансформаторных связей обуславливают необходимость усиления сети 220-110 кВ, строительства новых и реконструкции существующих подстанций с увеличением их трансформаторной мощности, а также ввода дополнительных маневренных мощностей.

Территория Нижегородской области

Усиление сети 220 кВ Нижегородской энергосистемы, строительство маневренных мощностей позволят повысить надёжность электроснабжения потребителей при аварийных отключениях в сети 500 кВ.

Территория Калужской и Брянской областей

Калужская и Брянская энергосистемы являются дефицитными. Ввод новой генерирующей мощности с привязкой к сети 220 кВ позволит обеспечить надежное электроснабжение потребителей.

Территория Саратовской области

Ограничена выдача мощности энергоблока №1 Балаковской АЭС в ремонтных схемах. Усиление сети 500-220 кВ Балаковско - Саратовского узла позволят повысить пропускную способность связей между Саратовской энергосистемой и ОЭС Средней Волги на 500-600 МВт.

Территория г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области

Актуально повышение надежности электроснабжения севера Ленинградской области, г.Санкт-Петербурга и поставок электроэнергии в Финляндию в связи с высокой загрузкой внутрисистемных сетей 220-330 кВ. Существуют также ограничения выдачи мощности Ленинградской АЭС в ремонтных схемах. Необходима реконструкция существующих и строительство новых электросетевых объектов.

ОЭС Юга

Для обеспечения надежной выдачи мощности второго энергоблока Волгодонской АЭС необходимо увеличение пропускной способности сети Ростовской и Ставропольской энергосистем, за счет строительства новых линий системообразующей сети. Активный рост потребления в Кубанской энергосистеме, передача мощности в дефицитную Астраханскую энергосистему вызывают появление ограничений во внутрисистемных сетях, которые могут быть устранены вводом генерирующих мощностей в энергосистемах.

Требуется повышение надежности работы межгосударственного транзита ОЭС Юга - Азербайджанская энергосистема, электроснабжения потребителей Дагестанской энергосистемы и Чеченской республики.

ОЭС Урала

Необходимо увеличение пропускной способности связей с ЕЭС России Березниковско-Соликамского и Пермско-Закамского энергорайонов Пермской энергосистемы, Западного и Северного энергорайонов Оренбургской энергосистемы, Северного, Ноябрьского, Когалымского, Нефтюганского, Нижневартовского энергорайонов Тюменской энергосистемы, Кропачево

Златоустовского района Челябинской энергосистемы, Серово – Богословского района Свердловской энергосистемы, Кировской энергосистемы.

Высокие темпы роста потребления (развитие металлургических и алюминиевых производств, освоение Приполярного Урала) обуславливают необходимость повышения пропускной способности сети и ввода новых мощностей.

Для устранения дефицитов в отдельных районах и формирования перспективного резерва мощности необходим ввод генерирующей мощности на ряде площадок Тюменской, Свердловской, Челябинской энергосистем. Необходимо электросетевое строительство, установка средств компенсации реактивной мощности.

ОЭС Сибири

Активное развитие потребления при наличии сетевых ограничений характеризуют режим работы Томской энергосистемы и Южного района Кузбасской энергосистемы. В указанных районах необходим ввод генерирующих мощностей и электросетевое строительство.

ОЭС Востока

Ограничена выдача мощности Зейской ГЭС и снижена надежность электроснабжения потребителей Транссибирской магистрали в Амурской энергосистеме. Недостаточная надежность электроснабжения потребителей г. Владивосток и г. Находка в Дальэнерго. Наличие ограничений передачи мощности на связях Хабаровской энергосистемы и Дальэнерго, выдачи мощности Хабаровской ТЭЦ-3 приводит к снижению надежности электроснабжения г.Хабаровска. Существует проблема обеспечения надежного электроснабжения потребителей Совгаваньского энергоузла. Необходимо осуществить строительство ряда линий системообразующей сети, провести реконструкцию существующих и строительство новых подстанций.

1 В нормальных условиях точка раздела находится в «Амурэнерго», а при дефиците мощности в «Читаэнерго» точка раздела переносится в «Читаэнерго».

2 26% суммарной установленной мощности в ОЭС Средней Волги и около 15% суммарной установленной мощности гидроэлектростанций ЕЭС России.

3 Северная синхронная зона (NORDEL) - энергообъединение стран Северной Европы (Швеции, Норвегии, Дании, Финляндии и Исландии). Западная (континентальная) часть энергосистемы Дании работает параллельно с Западной синхронной зоной UCTE, а восточная – с NORDEL, а энергосистема Исландии работает автономно.

4 Приказом ОАО РАО «ЕЭС России» от 30.01.2006 №68 «Об утверждении целевой организационно-функциональной модели оперативно-диспетчерского управления ЕЭС России».

5 Мероприятия по оптимизации функций оперативно-диспетчерского управления в операционной зоне ОДУ Центра проводятся на основании Приказа ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» от 26.12.2005 № 258/1.

6 Указан по параллельно работающим энергосистемам объединенной энергосистемы.

7 Электростанции, на которых все котлы работают на общий коллектор свежего пара, из которого питаются все паровые турбины.

8 АЛАР - автоматика ликвидации асинхронного режима.

9 АЧР - автоматика частотной разгрузки.

ОАО «Системный оператор Единой энергетической системы» успешно провел испытания по включению на параллельную синхронную работу объединенных энергосистем (ОЭС) Востока и Сибири. Итоги испытаний подтвердили возможность устойчивой кратковременной совместной работы энергообъединений, что позволит переносить точку раздела между ними без перерыва электроснабжения потребителей.

Цель испытаний – определения основных характеристик, показателей и режимных условий параллельной работы объединенных энергосистем Востока и Сибири, а также верификации моделей для расчета установившихся режимов и статической устойчивости, переходных режимов и динамической устойчивости. Параллельная работа была организована путем синхронизации объединенных энергосистем Сибири и Востока на секционном выключателе ПС 220 кВ Могоча.

Для проведения испытаний на ПС 220 кВ Могоча и ПС 220 кВ Сковородино были установлены регистраторы системы мониторинга переходных режимов (СМПР), предназначенные для сбора в реальном времени информации о параметрах электроэнергетического режима энергосистемы. Также во время испытаний были задействованы регистраторы СМПР, установленные на .

В ходе испытаний проведены три опыта в режиме параллельной синхронной работы ОЭС Востока и ОЭС Сибири с регулированием перетока активной мощности в контролируемом сечении «Сковородино – Ерофей Павлович тяговая» от 20 до 100 МВт в направлении ОЭС Сибири. Параметры электроэнергетического режима во время проведения опытов фиксировались регистраторами СМПР и средствами оперативно-информационного комплекса (ОИК), предназначенного для приема, обработки, хранения и передачи телеметрической информации о режиме работы энергетических объектов в реальном времени.

Управление электроэнергетическим режимом при параллельной работе ОЭС Востока с ОЭС Сибири осуществлялось путем регулирования перетока активной мощности с помощью Центральной системы автоматического регулирования частоты и перетоков мощности (ЦС АРЧМ) ОЭС Востока, к которой подключены Зейская ГЭС и Бурейская ГЭС, а также диспетчерским персоналом ОДУ Востока.

В рамках испытаний была обеспечена кратковременная параллельная синхронная работа ОЭС Сибири и ОЭС Востока. При этом экспериментально были определены параметры настройки ЦС АРЧМ ОЭС Востока, работавшей в режиме автоматического регулирования перетока мощности с коррекцией по частоте по сечению «Сковородино – Ерофей Павлович/т», обеспечивающие устойчивую параллельную работу ОЭС Востока и ОЭС Сибири.

«Полученные результаты подтвердили возможность кратковременного включения на параллельную работу ОЭС Востока и ОЭС Сибири при переносе точки раздела между энергообъединениями с подстанции 220 кВ Могоча. При оснащении всех ПС 220 кВ транзита Ерофей Павлович – Могоча – Холбон средствами синхронизации станет возможным переносить точку раздела между ОЭС Сибири и ОЭС Востока без кратковременного перерыва в электроснабжении потребителей с любой подстанции транзита, что существенно повысит надежность электроснабжения забайкальского участка Транссибирской железнодорожной магистрали», – отметила Наталья Кузнецова, главный диспетчер ОДУ Востока.

По итогам испытаний будет проведен анализ полученных данных и разработаны мероприятия по повышению надежности работы энергосистемы в условиях перехода на кратковременную параллельную синхронную работу ОЭС Сибири и ОЭС Востока.

В Филиале ОАО «СО ЕЭС» «Объединенное диспетчерское управление энергосистемами Востока» (ОДУ Востока) введена в промышленную эксплуатацию новая версия централизованной системы противоаварийной автоматики (ЦСПА) Объединенной энергосистемы Востока с подключением к ней противоаварийной автоматики Бурейской ГЭС.

Модернизация ЦСПА и подключение в качестве ее низового устройства локальной автоматики предотвращения нарушения устойчивости (ЛАПНУ) Бурейской ГЭС позволят минимизировать объем управляющих воздействий в энергосистеме на отключение потребителей в случае возникновения аварийных ситуаций на объектах электроэнергетики.

ЦСПА ОЭС Востока введена в промышленную эксплуатацию в 2014 году. Первоначально в качестве низовых устройств для нее использовались ЛАПНУ Зейской ГЭС и ЛАПНУ Приморской ГРЭС. После проведенной филиалом ПАО «РусГидро» – «Бурейская ГЭС» модернизации аппаратной и программной базы ЛАПНУ ее подключение к ЦСПА также стало возможным.

«Успешный ввод в эксплуатацию ЛАПНУ Бурейской ГЭС в составе ЦСПА ОЭС Востока позволил вывести автоматическое противоаварийное управление в энергообъединении на качественно новый уровень. Число пусковых органов увеличилось с 16 до 81, ЦСПА охватила две трети контролируемых сечений в ОЭС Востока, существенно минимизирован объем управляющих воздействий на отключение потребителей в случае возникновения аварий в энергосистеме», – отметила директор по управлению режимами – главный диспетчер ОДУ Востока Наталья Кузнецова.

Для подключения комплекса противоаварийной автоматики Бурейской ГЭС специалистами ОДУ Востока в 2017–2018 годах выполнен комплекс мероприятий, включавший в себя подготовку и настройку испытательного полигона ЦСПА, настройку его сетевого взаимодействия с ЛАПНУ Бурейской ГЭС. По разработанной ОДУ Востока и согласованной с Филиалом ПАО «РусГидро» – «Бурейская ГЭС» программе проведены испытания работы ЛАПНУ в качестве низового устройства ЦСПА, а также мониторинг и анализ расчетных моделей, мониторинг каналов связи и обмена информацией между ЦСПА и ЛАПНУ, настройка сетевого взаимодействия и программного обеспечения.

ЦСПА ОЭС Востока относится к семейству централизованных систем противоаварийной автоматики третьего поколения. По сравнению с предшествующими поколениями они обладают расширенным функционалом, включающим более совершенный алгоритм расчета статической устойчивости энергосистемы и алгоритм выбора управляющих воздействий по условиям обеспечения не только статической, но и динамической устойчивости – устойчивости энергосистемы в процессе аварийных возмущений. Также новые ЦСПА функционируют на основе нового алгоритма оценки состояния электроэнергетического режима энергосистемы. Каждая ЦСПА имеет двухуровневую структуру: программно-аппаратные комплексы верхнего уровня устанавливаются в диспетчерских центрах ОДУ, а низовые устройства – на объектах диспетчеризации.

Кроме ОЭС Востока ЦСПА третьего поколения успешно функционируют в ОЭС Северо-Запада и ОЭС Юга. В опытной эксплуатации находятся системы в ОЭС Средней Волги, Урала и в Тюменской энергосистеме.

ОЭС Востока – 50

Единый Восток

Решение о создании Объединенной энергетической системы Востока на базе энергосистем Амурской области, Приморского и Хабаровского края и Еврейской автономной области (со временем в ОЭС Востока влилась энергосистема южной части Якутии) было принято Министерством энергетики СССР. Тем же приказом за номером 55А было создано Оперативно-диспетчерское управление (ОДУ) Востока, теперь являющееся филиалом АО «Системный оператор ЕЭС». Путь от решения до создания ОЭС занял два года – 15 мая 1970 года были объединены Амурская и Хабаровская энергосистемы. И хотя в ДФО и по сей день сохранились изолированные энергосистемы (на севере Якутии, в Магаданской и Сахалинской областях, на Камчатке и Чукотке, а также Николаевский энергорайон Хабаровского края), с тех пор ОЭС Востока стала важнейшей частью энергетики региона. В нее входят электростанции суммарной установленной мощностью 9,5 ГВт (по состоянию на 1 января 2018 года). ОЭС Востока была связана с ОЭС Сибири тремя ЛЭП 220 кВ, и в 2015 году они были впервые включены на параллельную синхронную работу.

Подняться над местечковыми интересами

По словам одного из прежних руководителей ОДУ Востока Сергея Другова, развитие ОЭС Востока далеко не всегда шло гладко – в частности, мешали местечковые интересы. «Например, руководство Амурской области в свое время не было заинтересованно в строительстве ЛЭП в Хабаровском крае, так как на ее территории появился мощный источник – Зейская ГЭС. Руководство Хабаровского края негативно относилось к строительству Бурейской ГЭС, считая необходимым строить энергообъекты только на территории края и только те, которые замыкаются на собственного ­потребителя», – вспоминает Сергей Другов.

Однако кризисы энергоснабжения (Амурская область – 1971–1973 годы; Хабаровский край – 1981–1986 годы; Приморский край – 1998–2001 годы) подтолкнули регионы и их руководителей к объединению усилий. Нужны были мощные ЛЭП между генерирующими мощностями и основными центрами потребления. Первые сосредоточены на западе региона (Зейская и Бурейская ГЭС, Нерюнгринская ГРЭС), вторые – на юго-востоке (в Приморье и Хабаровске).

Дальше – больше

Последние годы потребление электроэнергии ОЭС Востока и энергосистем субъектов федерации заметно растет, время от времени обновляя исторические максимумы. У ОЭС Востока есть задел по мощности, позволяющий, например, экспорт электро­энергии в соседнюю КНР, но ­чтобы избежать проблем в самом ближайшем будущем, нужны и новые генерирующие объекты, и дальнейшее развитие сетей.

В этом направлении многое делается. Уже работает вторая очередь Благовещенской ТЭЦ (дополнительная установленная электрическая мощность – 120 МВт, тепловая – 188 Гкал/ч). На третий квартал 2018 года намечен пуск во Владивостоке ТЭЦ «Восточная» (установленная электрическая мощность составит 139,5 МВт, тепловая – 421 Гкал/ч; станция обеспечит теплом и горячей водой более 300 тысяч потребителей города). В следующем году должна дать ток новая ТЭЦ в г. Советская Гавань (установленная электрическая мощность составит 120 МВт, тепловая – 200 Гкал/ч).

Минувшим летом на востоке страны произошло яркое событие, которое с полным правом можно назвать значимым для всей отрасли. Без особой помпы, но зато впервые за всю историю Объединенная энергосистема Востока была включена на параллельную синхронную работу с Объединенной энергосистемой Сибири, а значит, и со всей западной частью Единой энергосистемы России.
Следует разъяснить, что ЕЭС России включает в себя две синхронные зоны. В первую входят шесть параллельно работающих объединенных энергосистем (ОЭС) - Северо-Запада, Центра, Юга, Средней Волги, Урала и Сибири. Во вторую - лишь одна-единственная ОЭС Востока. Она объединяет энергосистемы Амурской области, Приморского края, Хабаровского края и ЕАО, а также Южно-Якутский энергорайон. Электрические связи между энергосистемами Сибири и Дальнего Востока существуют еще с середины 1980-х годов - это три линии 220 кВ вдоль Транссибирской и Байкало-Амурской магистралей (первой, пусть и с очень небольшим опережением, появилась связь вдоль БАМа). Однако сам факт существования линий - это одно, а длительная параллельная работа по ним - совсем другое. Последняя просто невозможна из-за недостаточной пропускной способности линий, которые строились не как межсистемные связи, а только для электроснабжения железной дороги и близлежащих населенных пунктов. Таким образом, ОЭС Востока работает изолированно от первой синхронной зоны ЕЭС России - связующие линии разомкнуты на одной из подстанций на территории Забайкальского края. К востоку от этой точки раздела потребители (в первую очередь, Забайкальская железная дорога) получают питание от ОЭС Востока, а к западу - от ОЭС Сибири.

Диспетчерский пункт ОДУ Востока. Последние приготовления к первому опыту параллельной работы обеих синхронных зон ЕЭС России

Точка раздела между синхронными зонами не статична. Десятки раз в год она переносится с одной тяговой подстанции на другую - от Холбона до Сковородино. Делается это главным образом для обеспечения ремонтов - как плановых, так и аварийных - линий, подстанций и т.д. На практике перенос точки раздела сопряжен с необходимостью кратковременного отключения запитанных от межсистемных линий потребителей и, конечно, доставляет неудобства. Самый неприятный эффект - вынужденный перерыв в движении поездов по забайкальскому участку Транссибирской магистрали на перегонах между несколькими тяговыми подстанциями. Продолжительность его, как правило, составляет от 30 минут до двух часов. И если при плановых переносах точки раздела обычно страдает только грузовое сообщение, то при аварийных переносах, случается, останавливаются и пассажирские составы.
В конце июля и в августе Системный оператор (ОАО «СО ЕЭС»), чьей основной функцией является осуществление централизованного оперативно-диспетчерского управления в ЕЭС России, совместно с Федеральной сетевой компанией (ПАО «ФСК ЕЭС») провел испытания по переносу точки раздела без погашения нагрузки. Для этого на непродолжительное время организовывалась параллельная синхронная (то есть с единой частотой электрического тока) работа ОЭС Востока и ОЭС Сибири.

Рабочее место диспетчера

В первую очередь, испытания должны были подтвердить саму возможность кратковременной параллельной работы энергосистем по протяженным - более 1300 километров - линиям 220 кВ, которые никогда для таких целей не предназначались и потому не оснащены соответствующим оборудованием: системами режимной и противоаварийной автоматики. Сложность поставленной задачи определялась уже тем, что подобные испытания проводились в России впервые; выражаясь высокопарным языком, то был шаг в неизведанное.
Точкой синхронизации обеих ОЭС в процессе испытаний стала подстанция 220 кВ Могоча, секционные выключатели которой в ходе недавней реконструкции были оснащены устройствами улавливания и контроля синхронизма (а конкретнее - АПВ УС (КС). Для задания их уставок специалистами Системного оператора были определены допустимый угол синхронного включения и допустимая разница частот в ОЭС Востока и ОЭС Сибири. Также были рассчитаны пределы по статической и динамической устойчивости. Кроме того, поскольку линии не оснащены автоматикой ликвидации асинхронного режима (АЛАР), была организована временная токовая отсечка на подстанции Могоча. Задействовались регистраторы системы мониторинга переходных режимов (СМПР) на Харанорской ГРЭС в Забайкальском крае, дополнительно такие устройства были установлены на подстанциях Могоча и Сковородино. Чуть разъясню: регистраторы СМПР предназначены для сбора в реальном времени информации о параметрах электроэнергетического режима энергосистемы.
Дело в том, что само по себе параллельное включение представляло собой более простую задачу, чем обеспечение последующей параллельной работы. Упомянутый секционный выключатель включался автоматически по команде от устройства синхронизации, когда разница частот и угол между векторами напряжений ОЭС Востока и ОЭС Сибири оказывались в допустимом диапазоне. А вот поддерживать новый режим совместной работы двух огромных энергообъединений, с тем чтобы они аварийно не разделились, было сложнее. В ходе серии опытов управление режимом осуществлялось путем регулирования перетока активной мощности между ОЭС Востока и ОЭС Сибири на величину от 20 до 120 МВт. Регулирование величины перетока и частоты в соединенных энергосистемах производилось с помощью централизованной системы автоматического регулирования частоты и перетоков мощности (ЦС АРЧМ) ОЭС Востока, к которой подключены Зейская и Бурейская ГЭС, а также диспетчерским персоналом ОДУ Востока (филиал Системного оператора) из диспетчерского центра в Хабаровске. Ценнейшая информация, необходимая для определения характеристик и режимных условий параллельной работы ОЭС Востока и ОЭС Сибири, в режиме реального времени фиксировалась регистраторами СМПР и средствами оперативно-информационного комплекса ОАО «СО ЕЭС».
Общая продолжительность времени совместной работы энергообъединений в девяти опытах превысила три часа. Успешно проведенные испытания не только доказали возможность кратковременной параллельной работы Объединенных энергосистем Востока и Сибири, но и позволили экспериментально определить оптимальные параметры настройки ЦС АРЧМ ОЭС Востока, а также дали данные для разработки мероприятия по повышению надежности работы энергосистем.

Исторический момент - на диспетчерском щите впервые отображается переток мощности между ОЭС Востока и ОЭС Сибири через включенный выключатель на подстанции 220 кВ Могоча

Полученные результаты и положительный опыт дают возможность в будущем существенно повысить надежность электроснабжения потребителей путем кратковременного включения на параллельную работу ОЭС Востока и ОЭС Сибири при каждом переносе точек раздела. В этом случае питание всех потребителей, подключенных к межсистемным линиям электропередачи вдоль Транссибирской магистрали в восточной части Забайкальского края, прерываться не будет — потребители даже не заметят момент переключений.
Однако успех испытаний вовсе не означает мгновенного, как по мановению волшебной палочки, изменения ситуации с кратковременным погашением потребителей. Для этого еще предстоит оборудовать устройствами синхронизации секционные выключатели на принадлежащих РЖД двадцати двух подстанциях 220 кВ тягового транзита Ерофей Павлович - Могоча - Холбон. Вопрос о необходимости проведения таких работ был поднят на заседании правительственной комиссии по обеспечению безопасности электроснабжения в ДФО, проведенной 5 сентября во Владивостоке. В результате РЖД было получено поручение выполнить разработку и утвердить план мероприятий, включающий в себя установку устройств синхронизации на секционных выключателях для осуществления переноса точки раздела между ОЭС Востока и ЕЭС России без погашения нагрузки.

Технологи следят за ходом испытаний. Слева - руководитель испытаний директор по управлению режимами - главный диспетчер ОДУ Востока Наталья Кузнецова. На рабочих местах диспетчеров - старший диспетчер Сергей Соломенный и диспетчер Олег Стеценко

Так или иначе, прошедшим летом Системным оператором и ФСК не только был проведен уникальный эксперимент по параллельной работе обеих синхронных зон ЕЭС России, но и созданы практические предпосылки для кардинального повышения надежности электроснабжения Транссибирской железнодорожной магистрали и других потребителей в восточной части Забайкальского края.