|
|
|
|
| |
|
|
Электрические сети ОЭС в 2002-2007 годах
|
Подстанция Грозный-330, 2006 год. |
Развитие электросетевого хозяйства ОЭС Северного Кавказа, резко
замедлившееся в 90 годах, и в первые годы нового столетия не набрало
темпов, характерных для 70-80 годов прошлого века.
За период с 2002 по 2007 год в основных электрических сетях Объединённой
энергосистемы произошли следующие изменения:
- Введён в эксплуатацию АТ 500/220 на Волгодонской АЭС (2002).
- Восстановлена, а фактически построена заново, ЛЭП 330 кВ
Владикавказ-Чирюрт (2003). В 2004 году были выполнены заходы на ПС
Грозный, а в 2006 с включением в работу АТ-330/110 введена в
эксплуатацию первая очередь подстанции Грозный-330. Подстанция
оснащена самым современным оборудованием известных зарубежных фирм и
полностью автоматизирована.
- В 2003 и в 2004 годах завершено строительство и осуществлено
временное включение на напряжение 220 кВ участков Центральная-Псоу и
Псоу-Дагомыс ЛЭП 500 кВ Центральная-Дагомыс.
- В 2004-2006 годах проводилась расширение и реконструкция сети
220 кВ (подстанции и линии электропередачи) Ростовской
энергосистемы.
- В 2007 году введено в эксплуатацию КРУЭ-330 ПС Машук,
выполненное с использованием новейшей коммутационной аппаратуры и
панелей релейной защиты и автоматики иностранного производства.
|
|
В 2005 с образованием ОЭС Юга протяжённость электрических сетей и
трансформаторная мощность 500 и 220 кВ Объединённой энергосистемы
увеличилась почти вдвое.
В 2007 году электрическая сеть ОЭС Юга характеризовалась следующими
показателями: | Протяженность ЛЭП /км/ | Установленная мощность
трансформаторов ПС /МВА/ | | 800 кВ | 376 | - | | 500 кВ | 3895 | 8265 | | 330 кВ | 2694 | 6675 | | 220 кВ | 8583 | 17727 | | 110 кВ | 35257 | 32833 | | Всего | 50805 | 65500 |
Противоаварийная автоматика
В 2002-2007 годах продолжалась реконструкция и расширение функциональных
возможностей существующих локальных комплексов противоаварийной
автоматики. В первую очередь это комплексы АПНУ ПС Шахты и ПС Тихорецк в
связи с вводом в эксплуатацию Волгодонской АЭС и ПС Чирюрт в связи с
восстановлением связей 330 кВ Дагестанской энергосистемы с ОЭС.
Эти децентрализованные комплексы, безусловно сыгравшие в 70-90 годах
огромную роль в обеспечении надёжности и устойчивости ОЭС, тем не менее
имели существенные недостатки:- Громоздкость релейной и релейно-аналоговой аппаратуры.
- Относительно невысокую точность.
- Отсутствие адаптивности к схеме и режимам и, как следствие этого,
необходимость ручной перестройки и даже реконструкции при изменениях
схемы сети и режима.
Поэтому ОДУ было принято направление на форсированную разработку и
внедрение Централизованных систем противоаварийного управления.
2002 год. РАО "ЕЭС России" профинансирована разработка проекта
"Реконструкция и техническое перевооружение ЦСПА основной сети ОЭС
Северного Кавказа".
2004 год. Разработаны и утверждены "Технические требования на
реконструкцию системы регулирования перетоков активной мощности ОЭС
Северного Кавказа" Договор на проектные работы заключён с ОАО "ВНИИЭ".
В ОДУ Северного Кавказа выполнен монтаж оборудования для кластера ЦСПА в
составе 5 серверов, высокопроизводительной отказоустойчивой дисковой
системы совместного использования памяти, системы резервного копирования
информации.
|
Подстанция Машук, КРУЭ-330, 2007 год. |
|
|
2005 год. В ОДУ Урала совместно со специалистами ОДУ Юга начато
тестирование и настройка комплекса ЦСПА ОЭС Юга разработки ООО
"Спектр-Инжиниринг", настроен обмен данными с ОИК "СК-2003".
Выпущен и утверждён технический проект "Реконструкция системы
регулирования перетоков активной мощности ОЭС Северного Кавказа, разработки
"ВНИИЭ".
2006 год. Выполнена модернизация программного комплекса Центральной
вычислительной системы противоаварийной автоматики, разработанного ООО
"Спектр-Инжиниринг" для условий эксплуатации в ОДУ Юга.
Управляющий вычислительный комплекс (УВК) введён в опытную эксплуатацию.
Завершены комплексные испытания ЦС АРЧМ ОЭС Юга, ГРАМ Чиркейской ГЭС и
системы сбора информации в среде тренажера "Феникс".
Впервые в России управление гидроагрегатами ГЭС (Чиркейской),
расположенной за сотни километров от ОДУ (Юга) производилось по
спутниковым каналам передачи данных.
В ОДУ Юга введено в опытную эксплуатацию программное обеспечение ЦС АРМ.
На Чиркейской ГЭС введены в промышленную эксплуатацию микропроцессорные
электрогидравлические регуляторы частоты и мощности на ГА-2,3. Система
ГРАМ введена в работу в информационном режиме.
2007 год. Введено в опытную эксплуатацию Центральное вычислительное
устройство (ЦВУ) верхнего уровня управляющего комплекса ЦСПА ОЭС Юга.
Введена в опытную эксплуатацию Центральная система автоматического
регулирования мощности (АРМ) с воздействием на ГРАМ гидроагрегатов 2 и 3
Чиркейской ГЭС с функциями:
- Автоматическое ограничение перетоков активной мощности (АОП) по 16
контролируемым сечениям.
- Автоматическое регулирование активной мощности с коррекцией по частоте
(АРПЧ) и автоматическое регулирование частоты (режим АРЧ). Режим АРЧ
предназначен для использования в выделенной вместе с Чиркейской ГЭС
части ОЭС Юга.
Регулирование частоты в ЕЭС России возложено на ЦКС АРЧМ. ЦС АРМ ОЭС Юга
на данном этапе функционирует автономно и предназначен для
автоматического ограничения и регулирования перетоков активной мощности
в заданных контрольных сечениях ОЭС.
|
|
ОДУ Юга - в процессе формирования и
функционирования
конкурентного рынка электроэнергии
|
РЭПП, НОРЭМ) с перспективой полной реализации целевой модели
оптового рынка в 2011 году.
За прошедшие 2002 по 2007 годы коллективом ОДУ Юга и в первую очередь
специалистами СОПРиСР, СЭР, СПО, СЭПАК и СТМиС проделана громадная
работа по созданию инфраструктуры развивающегося рынка электроэнергии в
Южном районе России.
2002 год - год активной подготовки к запуску конкурентного сектора ОРЭ
"5-15%"
- Создан фрагмент БЭРС ЕЭС России - расчётная схема ОЭС Северно-го
Кавказа. Объём схемы - 649 узлов и 845 ветвей.
- Запущена первая версия комплекса синтеза и актуализации расчётной
модели энергосистемы "AktOpus", внедрено программное обеспечение,
необходимое для полноценного функционирования ОДУ в условиях рынка
свободных торгов.
- Проведено комплексное тестирование программно-технических средств СО-"ЦДУ
ЕЭС" и НП "АТС", разработанных для обеспечения работы конкурентного
сектора ОРЭ, осуществлен расчёт имитационного диспетчерского графика в
конкурентном секторе "5-15".
- Осуществлена передача функций управления генерацией тепловых
электростанций в нормальных режимах диспетчерам по оптимизации.
|
|
|
2003 год- Осуществлён переход к планированию диспетчерского графика в
ежесуточном режиме.
- Разработаны бизнес-процессы всех этапов формирования ДГ.
- Организован технологический сайт ОДУ для размещения всей рабочей
информации, необходимой для функционирования рынка и анализа результатов
торгов.
- Разработано ПО проверки Торгового графика на соблюдения сетевых
ограничений и ПО отслеживания отклонений на всех стадиях формирования
диспетчерского графика (ПДГ, ТГ, РДГ).
К запуску конкурентного сектора рынка, определённому Постановлением
Правительства 1 ноября 2003 года, ОДУ Северного Кавказа подошло в полной
готовности.
2004 год
- На конец года число участников ОРЭ, привязанных к расчётной
схеме ОЭС достигло 31.
- Организована ежедневная передача в НП "АТС" замещающей
информации по 210 учётным показателям рынка.
- Начата подготовительные работы к организации БР (балансирующего
рынка).
2005 год
- В связи с включением в зону оперативной
ответственности ОДУ Волгоградской и Астраханской областей
основательно переработана расчётная схема. Объём фрагмента ОЭС
Юга в Единой расчётной модели ЕЭС составил 892 узла и 1327
ветвей, число групп точек поставки субъектов ОРЭ - 78, число
учётных показателей, по которым в НП "АТС"направляется
замещающая информация, достигло 370.
- В информационную среду ОДУ Юга внедрено унифицированное
корпоративное ПО автоматизированной системы Балансирующего рынка
( ПО "Прогноз потребления", ПК "Энергостат", ПО "БАРС", ПО
"СОДП").
- Начата подготовка документации и формирование
дежурного персонала по сопровождению Балансирующего рынка
электроэнергии.
2006 год стал годом внедрения новых технологий функционирования ОРЭ,
которые в значительной степени реализовывали принципы целевой модели
рынка в части механизма формирования равновесных цен и объёмов на
сутки вперёд и балансирующего рынка, механизма учёта двухсторонних
договоров, принципов учёта инициатив и оплаты отклонений. За год в
этом направлении был разработан и проведён целый ряд организационных
и технических мероприятий:
- Осуществлена подготовка персонала и организована круглосуточная
работа смен дежурных инженеров по оперативному планированию.
- Реализовано и доведено до объектов диспетчерского управления
выполнение технологий проведения внутрисуточных расчётов.
- Проведён комплекс работ по вводу в эксплуатацию ПО
"Технологический сайт", осуществлено дальнейшее развитие технологии
представления информации участникам рынка через витрину "СО-ОДУ
Юга".
- Параллельно существующей технологии расчёта и актуализации ПДГ (ПО
"ПРЭС-СУТКИ", ПО "БАРС") осуществлено объединение технологий расчёта
ПДГ и актуализации РМ с использованием ПО "LinCorWin" и файлов
формата "мега точка" и многие другие
Объём расчётной схемы к концу 2006 года увеличился до 898 узлов и
1401 ветви. Число расчётных групп точек поставки, привязанных к
схеме, возросло до 139. Передача замещающей информации
осуществлялась по 407 учётным показателям.
2007 год - год активной подготовки к запуску рынка электрической
мощности и системных услуг.
|
В настоящее время все взаимоотношения участников оптового рынка
электроэнергии осуществляются в рамках трех составных частей
оптового рынка:- Рынка двусторонних договоров (РДД), в котором товаром
является электроэнергия и мощность, определенные на долгосрочный
период, тарифы в котором регулируют государство.
- Рынка на сутки вперед (РСВ) и балансирующего рынка (БР), в
которых торговля электроэнергией осуществляется на краткосрочный
период, а оплата осуществляется по ценам, сложившимся по
результатам конкурентного отбора на основании ценовых заявок
участников.
Дальнейшее изменение иодели ОРЭ предусматривает поэтапное увеличение
доли договоров (сделок), заключенных по свободным ценам и уменьшение роли государства в регулировании
цены на электроэнергию и мощность.
|
Структура продажи/покупки электроэнергии по секторам рынка в Южной зоне
России |
|
|
|