Цели деятельности КДЦ «Энергия»

Целями деятельности КДЦ «Энергия» являются:

  • координация работы оперативно - технологической деятельности энергосистеми энергообъектов, входящих в ОЭС Центральной Азии и Южной части ЕЭС Казахстана;
  • определение условий параллельной работы энергосистем и энергообъектов, планирование технологических режимов ОЭС Центральной Азии и Южной части ЕЭС Казахстана;
  • координация действий оперативного персонала органов оперативно - диспетчерского управления энергосистем при ликвидации межсистемных аварий и нарушений режима ОЭС Центральной Азии и Южной части ЕЭС Казахстана;
  • участие в разработке основных направлений и перспективных планов развития ОЭС Центральной Азии и Южной части ЕЭС Казахстана, экспертиза и согласование технических решений по объектам и устройствам РЗА и ПА межсистемного значения;
  • представление энергосистемам оперативной и отчетной информации по межсистемным перетокам электроэнергии и регулировании мощности;
  • разработка рекомендаций по оптимальному использованию гидроэнергетических ресурсов с учетом нужд энергетики и представление их на рассмотрение Координационного Электроэнергетического Совета.

Предметом деятельности КДЦ «Энергия» является:

  • - разработка совместно с энергосистемами, входящими в состав ЭС Центральной Азии, объемов межсистемных перетоков электроэнергии, рекомендация их величин для заключения контрактов (договоров, соглашений) на поставку электроэнергии и оказание услуг на регулирование частоты;
  • участие в экспертизе контрактов (договоров) на межсистемные перетоки электроэнергии и дача заключений о возможности их реализации;
  • координация разрабатываемых энергосистемами перспективных и текущих графиков  межсистемных перетоков  электроэнергии энергосистем ОЭС Центральной Азии;
  • координация разрабатываемых и реализуемых энергосистемами режимов работы основной электрической сети ОЭС Центральной Азии;
  • осуществление непрерывной оперативно-диспетчерской координации производством и  передачей электроэнергии на основании заданных графиков межсистемных перетоков электроэнергии, обеспечение надежной и экономичной работы энергосистем ОЭС Центральной Азии;
  • координация, с учетом текущего и перспективного режимов межсистемных перетоков электроэнергии, вывода в ремонт и резерв основного оборудования электростанций, подстанций и электрических сетей, переданных энергосистемами в оперативное управление КДЦ «Энергия», их систем релейной защиты и автоматики и каналов связи;
  • обеспечение соблюдения оперативно - диспетчерской дисциплины в ОЭС Центральной Азии, не допуская снижения надежности, нарушения устойчивости в основной электрической сети, необоснованного изменения контрактных (договорных) межсистемных перетоков электроэнергии, нанесения ущерба энергосистемам;
  • осуществление руководства ликвидацией межсистемных аварий и нарушений режимов работы ОЭС Центральной Азии, устранением последствий стихийных бедствий;
  • участие в расследовании межсистемных аварий;
  • принятие участия в расследовании нарушений режимов работы ОЭС Центральной Азии и Южной  части ЕЭС  Казахстана, подготовке мероприятий направленных на повышение надежности параллельной работы, представление информации по     межсистемным авариям и нарушениям режимов работы в заинтересованные энергосистемы;
  • с учетом требований заинтересованных ведомств и организаций, координация исполнения гидроресурсов каскадов   гидростанций и   отдельных ГЭС, осуществление координации режимов работы гидроэлектростанций в соответствии с установленными попусками воды;
  • участие в разработке и согласований, с привлечением заинтересованных энергосистем, НДЦ СО ЕЭС Казахстана, технологических систем схем и режимов совместной работы ОЭС Центральной Азии, ЕЭС Казахстана и ЕЭС России, обеспечение реализации этих схем и режимов, исходя из заключенных контрактов (договоров) на межсистемные перетоки электроэнергии;
  • определение допустимых перетоков по межсистемным связям ОЭС Центральной Азии;
  • согласование схем релейной защиты и автоматики (РЗА), согласование и выдача  параметров настройки устройств РЗА на  оборудовании, переданных энергосистемами в оперативное управление КДЦ «Энергия»;
  • дача заключений по разрабатываемым энергосистемами основным направлениям и принципам противоаварийного управления, регулирования частоты и мощности в энергосистемах ОЭС Центральной Азии;
  • согласование разрабатываемых энергосистемами ОЭС Центральной Азии технических заданий по схемам развития энергосистем и ОЭС Центральной Азии, крупным энергообъектам, имеющим межсистемное значение, принятие участия в экспертизе проектов;
  • координация эксплуатации систем сбора, обработки и передачи оперативной и статистической информации энергосистем ОЭС Центральной Азии;
  • координация работы по внедрению и эксплуатации автоматизированных систем диспетчерского управления (АСДУ), систем сбора и обработки информации и систем коммерческого технологического учета перетоков электроэнергии;
  • обеспечение контроля измерений и учета перетоков электроэнергии по межсистемным линиям электропередачи;
  • ежемесячное представление энергосистемам отчетов по сальдо-перетокам электроэнергии и услугам по регулированию мощности (частоты), по транзиту электрической энергии, являющимися основанием для взаиморасчетов между энергосистемами;
  • согласование схем и программ включения в работу вновь вводимых энергообъектов системного значения, а также программы системных испытаний.

Задачи и организация оперативно-диспетчерского управления

Задачами оперативно-диспетчерского управления КДЦ «Энергия» и Национальных диспетчерских центров энергосистем являются:

  1. Разработка и ведение режима по обеспечению надежного функционирования параллельной работы энергосистем в составе ОЭС Центральной Азии.
  2. Обеспечение устойчивости транзитной сети 500-220 кВ.
  3. Выполнение требований к качеству электрической энергии (поддержание уровней напряжения в контрольных точках, регулирование частоты электрического тока).
  4. Регулирование перетоков активной и реактивной мощности в контролируемых сечениях.
  5. Предотвращение и ликвидация технологических нарушений.
  6. Регулирование межгосударственных перетоков электрической энергии для выполнения планового почасовых графиков сальдо-перетоков электроэнергии между энергосистемами ОЭС Центральной Азии.

КДЦ «Энергия» разрабатывает и согласовывает с НДЦ энергосистем необходимые инструктивно-справочные материалы.

КДЦ «Энергия» и НДЦ энергосистем предоставляют друг другу необходимую для совместной работы оперативную и техническую информацию.

КДЦ «Энергия» и НДЦ энергосистем обеспечивают организацию диспетчерской связи (не менее 2-х каналов) и обмен данными телеметрии и телесигнализации между диспетчерскими пунктами, определяют перечень точек измерения и состав передаваемой телеинформации

Схема оперативно-диспетчерского управления ОЭС Центральной Азии

Схема оперативно-диспетчерского управления ОЭС Центральной Азии

Распределение оборудования и ВЛ по способу диспетчерского управления

Распределение оборудования и ВЛ, по способу диспетчерского управления подразделяется на три категории:

Диспетчерское управление. В оперативном управлении диспетчера соответствующего уровня оперативно диспетчерского управления находится оборудование, линии электропередачи, устройства релейной защиты и автоматики, аппаратура систем противоаварийной автоматики, средства телемеханики и связи, операции с которыми требуют координации действий оперативно-диспетчерского персонала и согласованных изменений на нескольких объектах различного уровня оперативного подчинения.

Диспетчерское ведение. В оперативном ведении диспетчера находится оборудование, линии электропередачи, устройства релейной защиты и автоматики, аппаратура систем противоаварийной автоматики, средства телемеханики и связи, оперативно-информационных комплексов, состояние и режим работы которых влияет на располагаемую мощность и резерв электростанций и энергосистемы в целом, режим и надежность сетей, а также настройку противоаварийной автоматики.

Информационное ведение. В информационном ведении диспетчера находится оборудование, линии электропередачи, устройства релейной защиты и автоматики, аппаратура систем противоаварийной автоматики, средства телемеханики и связи, состояние которых не влияет на режим и передается для сведения. Заявка оформляется как «информационная» согласно регламенту и не требует согласования.

Оборудование или ВЛ может находиться:

  • в диспетчерском управлении только одного диспетчерского центра;
  • в диспетчерском ведении одного или двух диспетчерских центров;
  • в информационном ведении одного или нескольких диспетчерских центров.

Операции с оборудованием и ВЛ должны производиться по команде диспетчера, в диспетчерском управлении которого находится данное оборудование или ВЛ и с разрешения всех диспетчеров, в диспетчерском ведении которых находится данный объект.

Распределение оборудования и ВЛ по способу диспетчерского управления и ведения должно быть приведено в соответствующих документах.

Исходя из изложенного, в оперативном управлении и ведении диспетчера КДЦ находится оборудование, линии электропередачи 220-500 кВ, устройства РЗА и ПА, телемеханики и связи, операции с которыми требуют координации двух и более НДЦ энергосистем ОЭС ЦА.

Распределение оборудования и ВЛ по способу диспетчерского управления.

Планирование режимов работы энергосистемы в составе ОЭС ЦА на предстоящие сутки осуществляется в соответствии с «Положением о суточном диспетчерском графике».

  1. Для составления диспетчерского графика работы ОЭС ЦА на сутки энергосистемы передают следующие данные в КДЦ «Энергия»:
  • суточный и почасовой график прогноза потребления энергосистемы (тыс. кВтч. и тыс. кВт)
  • суммарную рабочую мощность станций в тыс. кВт (максимум и минимум).
  • взаимосогласованные между энергосистемами почасовые графики перетоков (мощность и объём электроэнергии) в тыс. кВт и тыс. кВтч.
  1. В суточном диспетчерском графике по ОЭС ЦА, рассчитываемом КДЦ «Энергия », представляются для энергосистем :
  • почасовые значения прогнозного потребления мощности и суточное потребление электроэнергии;
  • почасовые значения суммарной нагрузки электростанций, а также по отдельным электростанциям ( по перечню, согласованному с энергосистемами) и их выработка за сутки;
  • почасовые значения мощности и суточное значение сальдо-перетоков энергосистем.
  1. Заданный энергосистеме суточный диспетчерский график может быть опротестован начальником диспетчерской службы или главным диспетчером с соответствующим обоснованием в течение часа с момента получения в оперативном порядке.

КДЦ «Энергия» осуществляет оперативную корректировку диспетчерского графика на предстоящие сутки только после согласования изменений заинтересованными сторонами.

  1. В случае возникновения разногласий между энергосистемами по выполнению условий заключенных договоров, КДЦ «Энергия» при планировании графика работы энергосистем на следующие сутки к исполнению принимает данные с меньшим объемом поставки электроэнергии и мощности.
  2. Значительные изменения объёмов ожидаемой поставки (начало действия контракта, временное прекращение, окончание контракта, изменение объема поставки более, чем на 30 %  и т.д.) сообщаются в письменном виде в адрес контрагента и КДЦ «Энергия» за 48 часов.
  3. Корректировка диспетчерского графика в течение текущих суток может производиться при согласовании энергосистем диспетчером КДЦ «Энергия» не менее, чем за два часа до изменения графика.

В случае несогласования корректировки сторонами к исполнению принимаются данные с меньшим объемом поставки электроэнергии и мощности.

  1. Энергосистемы обязаны строго выполнять заданный суточный диспетчерский график сальдо-перетоков.
  2. Энергосистемы и КДЦ «Энергия» несут ответственность по формированию и выполнению суточного диспетчерского графика.

Порядок составления диспетчерского графика:

  1. Диспетчерские службы энергосистем передают в КДЦ «Энергия» данные согласно п.1.1 на предстоящие сутки (в пятницу – на субботу, воскресенье и понедельник) до 13-00 часов (время ташкентское).
  2. На основании полученных данных КДЦ «Энергия» производит:
  • согласование перетоков мощности в часы максимума и минимума при условии выполнения заданных энергосистемами технических возможностей работы оборудования электростанций (в соответствии с заявками на вывод в ремонт оборудования электростанций и линий электропередачи );
  • выяснение причин разногласий энергосистем по графикам взаимных перетоков.
  1. Диспетчерская служба КДЦ «Энергия» передаёт энергосистемам диспетчерские графики на планируемые сутки до 15-00 часов текущих суток (время ташкентское).
  2. При необходимости сотрудники КДЦ «Энергия», отвечающие за формирование суточного диспетчерского графика (ДС, СЭнР), могут запрашивать от энергосистем дополнительные сведения для составления графика.
  3. На основании полученных от КДЦ «Энергия» диспетчерских суточных графиков энергосистемы составляют внутренний почасовой диспетчерский график работы энергосистемы и доводят графики нагрузки электростанций до исполнителей.

Управление режимами параллельной работы

В режиме параллельной работы ОЭС Центральной Азии, ЕЭС Казахстана и ЕЭС России поддержание уровня частоты в диапазоне 50,0 ± 0,2 Гц осуществляется согласованными действиями всех участников параллельной работы (централизованное первичное регулирование частоты – специально выделенными электростанциями в ЕЭС России, вторичное и третичное регулирование – другими участниками.

Диспетчер КДЦ «Энергия» регулирует согласованный сальдо-переток электрической энергии между ОЭС Центральной Азии и ЕЭС Казахстана с отклонением не более ±50 МВт от согласованного графика среднечасовых значений мощности.

Управление работой национальных энергосистем в нормальном режиме осуществляется в соответствии с заданным суточным диспетчерским графиком.

Оперативный контроль за выполнением установленных сальдо-перетоков энергосистемы производится диспетчером НДЦ. Коррекция графика сальдо-перетока энергосистемы (в отношении поставок, требующих согласования диспетчера КДЦ «Энергия») допускается в установленном порядке.

В случае невыполнения заданного сальдо-перетока энергосистемы диспетчер НДЦ обязан выяснить причину его невыполнения и принять все необходимые меры к восстановлению сальдо-перетока до значений, определенных согласованным суточным графиком.

Диспетчеры КДЦ «Энергия» и НДЦ в течение смены обмениваются всей необходимой информацией.

КДЦ «Энергия» и НДЦ разрабатывают и взаимно согласовывают планы ремонтов оборудования и ВЛ, находящихся в диспетчерском управлении или ведении диспетчеров КДЦ «Энергия» и  НДЦ, а также порядок оформления, подачи, рассмотрения и согласования диспетчерских заявок.

Ликвидация аварий в ОЭС ЦА производится в соответствии с инструкцией «Предотвращение и ликвидация технологических нарушений в Объединенной энергосистеме Центральной  Азии»,  имеющей целью :

  • дать указания диспетчеру КДЦ по ликвидации технологических нарушений в части оборудования, находящегося в его оперативном управлении и ведении.
  • установить общие положения о разделении функций по ликвидации технологических нарушений между диспетчером КДЦ и оперативным персоналом энергосистем.

Инструкция определяет только технические вопросы и не рассматривает правила ведения коммерческой деятельности на рынке электроэнергии.

Руководство ликвидацией технологических нарушений, затрагивающих оборудование, находящееся в оперативном подчинении диспетчера КДЦ "Энергия", двух и более энергосистем, осуществляется диспетчером КДЦ "Энергия". Диспетчер КДЦ непосредственно осуществляет ликвидацию технологических нарушений, нарушающих нормальный режим работы ОЭС ЦА (потеря значительной мощности, снижения частоты или напряжения, перегрузка межсистемных связей, разделение ОЭС на части и т.д.), а также технологических нарушений, происшедших на оборудовании, находящемся в оперативном управлении диспетчера КДЦ.

Диспетчерам энергосистем может быть предоставлено право самостоятельно производить все операции по ликвидации технологических нарушений и предупреждению их развития, если такие операции не требуют координации действий оперативного персонала энергосистем между собой и не вызовут развития технологического нарушения или задержку его ликвидации.

При ликвидации технологического нарушения диспетчер КДЦ обязан:

  • принимать все меры к восстановлению в кратчайший срок синхронной работы частей ОЭС и нормального электроснабжения потребителей энергией надлежащих параметров.
  • принимать все меры к устранению недопустимой перегрузки межсистемных транзитных линий и трансформаторов, связывающих сети различных напряжений, если такая перегрузка не может быть устранена оперативным персоналом энергосистемы.
  • отдавать распоряжения оперативно-подчиненному персоналу о включении отключившихся во время технологического нарушения транзитных линий и трансформаторов, осуществляющих связь между сетями различных напряжений в соответствии с принадлежностью оборудования.
  • подавать напряжение на обесточенные участки сети, подстанции и электростанции.
  • принимать меры по поддержанию частоты в нормативных пределах.

Диспетчер КДЦ при ликвидации технологического нарушения обязан координировать действия оперативного персонала энергосистемы и отдавать распоряжения о производстве операций, требующих согласованных действий оперативного персонала двух или более энергосистем, на оборудовании, находящемся в его оперативном управлении (ведении).

Диспетчер энергосистемы (НДЦ) должен поставить в известность диспетчера КДЦ о следующих нарушениях режима на своем объекте в соответствии с принадлежностью оборудования:

  • об автоматических отключениях, включениях, исчезновении напряжения;
  • о перегрузках и резких изменениях режима работы транзитных линий электропередачи и трансформаторов, по которым  осуществляется связь электросетей различных напряжений;
  • о возникновении несимметричных режимов на генераторах, линиях электропередачи, трансформаторах;
  • о резком снижении напряжения в контрольных точках;
  • о перегрузке генераторов, синхронных компенсаторов;
  • о работе АЧР (автоматической частотной разгрузки);
  • о возникновении качаний;
  • о внешних признаках короткого замыкания, как на электростанции ( подстанции), так и вблизи ее;
  • о работе защит на отключение;
  • о работе режимной автоматики и ПА.

Диспетчеры энергосистем обязаны производить ряд самостоятельных действий с последующим уведомлением диспетчера КДЦ:

  • принимать все необходимые меры по восстановлению нормальной частоты и напряжения в энергосистеме при ее отделении от ОЭС на несинхронную работу.
  • принимать все меры по подготовке к восстановлению синхронной работы отделившейся части энергосистемы с ОЭС ЦА.
  • производить отключения, ограничения потребителей, если после срабатывания АЧР и использования всех имеющихся резервов мощности частота в ОЭС будет оставаться ниже 49,0 Гц.
  • восстановить напряжение в одной или нескольких контрольных точках полной загрузкой и допустимой аварийной перегрузкой генераторов и синхронных компенсаторов, использованием устройств регулирования напряжения под нагрузкой, изменением схемы, а также отключением или ограничением потребителей.
  • разделять части энергосистемы, имеющие асинхронный ход.

Предотвращение и ликвидация технологических нарушений из-за понижения частоты

  1. Работа ОЭС Центральной Азии с пониженной частотой происходит в результате технологических нарушений, приведших к раздельной работе ОЭС Центральной Азии и ЕЭС Казахстана. При внезапном (в течение нескольких секунд) снижении частоты диспетчер КДЦ должен на основании показаний устройств телеизмерения и телесигнализации на диспетчерском пункте, опроса и сообщений диспетчеров энергосистем определить причины снижения частоты, выяснить состояние и режим работы контролируемых межсистемных и внутрисистемных связей.

При снижении частоты в ОЭС диспетчеры энергосистем не должны своими действиями отрицательно влиять на режим работы других энергосистем – например, разгружать электростанции для сохранения своего сальдового перетока.

Диспетчер КДЦ должен принять все меры для скорейшего восстановления параллельной работы ОЭС Центральной Азии и ЕЭС Казахстана и назначает частоторегулирующую энергосистему, предварительно оценив имеющие резервы мощности в ОЭС. Диспетчер энергосистемы, которой поручено регулирование частоты, обязан беспрекословно выполнять данное ему распоряжение в течение одного часа. По истечении часа диспетчер частоторегулирующей энергосистемы имеет право отказаться от регулирования частоты и потребовать от диспетчера КДЦ восстановления доаварийного режима своей энергосистемы. Это же относится и к диспетчерам тех энергосистем, чья загрузка привела к их вынужденному отклонению от диспетчерского графика.

Если по каким-либо причинам восстановить параллельную работу ОЭС Центральной Азии и ЕЭС Казахстана длительное время не удается (отключение транзита Север-Юг Казахстана от защит, либо отсутствие резервов в энергосистемах для поднятия частоты и синхронизации), диспетчер КДЦ должен требовать от диспетчеров энергосистем безоговорочного выполнения плановых графиков перетоков, с учетом коррекции по частоте.

  1. Частота электрического тока в условиях изолированной работы ОЭС должна поддерживаться согласно требованиям межгосударственного стандарта ГОСТ 13109-97 "Требования к качеству электрической энергии в электрических сетях общего назначения" –   50 ±  0,2 Гц (нормально допустимое) и 50 ± 0,4 Гц (предельно допустимое) .

Ответственность за поддержание частоты в пределах, указанных в ПТЭ, лежит на диспетчере КДЦ.

  1. В случае, если частота в ОЭС снизилась ниже 49,5 Гц:

3.1.      Диспетчер КДЦ должен дать распоряжение о быстром использовании имеющихся резервов мощности в ОЭС для подъема частоты, вплоть до взятия возможных аварийных перегрузок на генераторах и другом оборудовании.

3.2.      ДД энергосистем, по вине которой произошло снижение частоты, должен принять все меры по восстановлению частоты путём использования резервов вплоть до отключения потребителей с питающих центров.

  1. При мобилизации резервов мощности диспетчеры КДЦ и энергосистем должны тщательно следить за перетоками по контролируемым межсистемным и внутрисистемным транзитным связям, не допуская превышения перетоков сверх установленных инструкциями максимально-допустимых величин.

Работа с аварийно-допустимыми (с вынужденными) перетоками разрешается кратковременно, на время ликвидации технологического нарушения, но не более, чем на 40 минут.

  1. Если использование всех имеющихся резервов мощности и другие срочные меры не обеспечивают подъема частоты до 49,5 Гц диспетчер КДЦ по истечении 15-20 мин (времени, необходимого для принятия первоочередных мер и оценки хода ликвидации аварии) должен дать указание диспетчерам ЭС об отключении потребителей с питающих центров.
  2. При большей потере генерирующей мощности и понижении частоты ниже 49,0 Гц ( несмотря на работу АЧР) диспетчер КДЦ по истечении 3-5 мин (времени, необходимого для использования оперативным персоналом энергосистем всех резервов мощности) должен поднять частоту отключением потребителей с питающих центров.
  3. При проведении отключения потребителей по графику отключений диспетчеры КДЦ и энергосистем должны тщательно следить за перетоками по контролируемым межсистемным и внутрисистемным транзитным связям, не допуская превышения перетоков сверх установленных инструкциями величин.
  4. При определении необходимой мощности потребителей, подлежащих отключению для подъёма частоты (по графику аварийных отключений), диспетчер КДЦ должен с учётом эффективности исходить из расчёта изменения 1,0% потребления на 0,1Гц изменения частоты.
  5. При понижении частоты до 46-47 Гц, сопровождающемся глубоким понижением напряжения, в результате которого могут создаться условия отказа в работе АЧР, начальники смены электростанций должны самостоятельно провести мероприятия по выделению собственных нужд на несинхронное питание согласно местным инструкциям.
  6. Включение потребителей, отключенных вручную или АЧР (если не включились от ЧАПВ), должно производиться только с разрешения диспетчера КДЦ.
  7. При работе ОЭС с пониженной частотой (ниже 49,6 Гц) в электрических сетях и на электростанциях не должно производиться плановых переключений в распределительных устройствах, в устройствах релейной защиты и противоаварийной автоматики и устройствах технологической автоматики энергоблоков, кроме переключений при аварийных ситуациях.

Предотвращение и ликвидация технологических нарушений из-за повышения частоты

  1. Работа ОЭС Центральной Азии с повышенной частотой происходит в результате технологических нарушений, приведших к раздельной работе ОЭС Центральной Азии и ЕЭС Казахстана. При внезапном (в течение нескольких секунд) повышении частоты на 0,05 Гц и более от установившегося значения диспетчер КДЦ должен на основании показаний устройств телеизмерения и телесигнализации на диспетчерском пункте, опроса и сообщений диспетчеров энергосистем определить причины повышения частоты, выяснить состояние и режим работы контролируемых межсистемных и внутрисистемных связей.
  2. В случае возникновения перегрузки межсистемных связей диспетчер КДЦ должен принять меры по разгрузке или перераспределению нагрузок электростанций, обеспечивающих снижение перетоков мощности по межсистемным связям до допустимых величин.

При этом для сохранения устойчивости по конкретным межсистемным связям, должны разгружать электростанции в избыточных частях ОЭС, добиваясь понижения уровня частоты и сохранения устойчивой параллельной работы энергосистем.

  1. При исчерпании регулировочных возможностей ГЭС и ТЭС, с целью недопущения повышения частоты выше 50,2 Гц, диспетчеры энергосистем, в зависимости от тенденции и перспективы роста частоты, с разрешения диспетчера КДЦ, упреждающе принимают меры по предотвращению роста частоты путём отключения генераторов и блоков (или корпусов на Сырдарьинской ТЭС, оставляя блоки в однокорпусных режимах).
  2. При отключении блоков на тепловых станциях от повышения частоты или экстренных отключениях оборудования самостоятельно оперативным персоналом станции, диспетчер энергосистемы должен сразу ставить в известность диспетчера КДЦ о произведённых операциях.

Дежурный диспетчер КДЦ обязан контролировать действия оперативного персонала энергосистем по экстренному снижению генерируемой мощности, а также загрузке межсистемных и внутренних связей.

Предотвращение и ликвидация недопустимых отклонений напряжения

  1. Регулированием напряжения в электрических сетях должны быть обеспечены:

 - требования к качеству электрической энергии;

 - соответствие уровня напряжения значением, допустимым для оборудования электрических станций и сетей;

 - необходимый запас устойчивости энергосистем.

При этом коэффициент запаса по напряжению по условию устойчивости должен быть не ниже:

- в нормальном режиме – 15%;

- в послеаварийном режиме – 10%.

  1. При регулировании напряжения не допускается:

- снижение напряжения ниже аварийных минимумов (возможно ложное действие релейной защиты);

- повышение токов статоров и роторов выше установленных для них пределов;

- повышение напряжения более 5% установленных пределов.

  1. Для обеспечения требуемых уровней напряжения должны использоваться следующие средства регулирования:
  • Регулирование возбуждения синхронных компенсаторов, генераторов данной, а затем соседних энергосистем.
  • Отключение (включение) шунтирующих реакторов.
  • Регулирование коэффициентов трансформации трансформаторов.
  • Отключение (включение) части генераторов.
  • Снижение перетоков мощности по сильно загруженным ВЛ за счет резервов в приемной части.
  • Вывод в резерв линий в районе повышенного напряжения с предварительной оценкой устойчивости и надежности параллельной работы ОЭС Центральной Азии.
  • Использование перегрузочной способности генераторов и синхронных компенсаторов.
  • Регулирование потребления энергосистем.

При регулировании потребления энергосистем необходимо иметь в виду, что отключение потребителей в избыточных узлах может производиться только с контролем перетоков по внешним связям.

  1. Предотвращение и ликвидация недопустимых снижений напряжения.

4.1. Резкое понижение напряжения в нескольких контрольных точках ОЭС может произойти в результате неотключившегося К.З. в основной сети ОЭС, отключения мощных транзитных связей или потери генерирующей мощности, а также по другим причинам.

4.2. При напряжении ниже установленных нормальных уровней оперативный персонал электростанций и подстанций с синхронными компенсаторами должен самостоятельно, не дожидаясь распоряжения диспетчера энергосистемы, повысить реактивную нагрузку генераторов и синхронных компенсаторов, используя все имеющиеся резервы и возможности по допустимым перегрузкам.

Если в результате принятых мер по мобилизации резервов реактивной мощности напряжение не восстанавливается и продолжает понижаться, оперативный персонал станций и подстанций с синхронными компенсаторами при понижении напряжения до установленных аварийных пределов обязан путем взятия аварийных перегрузок не допускать его дальнейшее понижение. При этом необходимо предупредить возможное отключение генератора от перегрузки ротора.

Наличие автоматического регулирования напряжения (АРВ) и форсировки возбуждения не освобождает оперативный персонал энергосистемы от проведения указанных в данном пункте мероприятий.

О взятии аварийных перегрузок диспетчер энергосистемы должен сообщить диспетчеру КДЦ.

После получения сообщения о перегрузке генераторов (синхронных компенсаторов) диспетчеры обязаны принять меры к их разгрузке до истечения допустимого срока взятых перегрузок, не допуская понижение напряжения. В противном случае перегрузки будут сняты оперативным персоналом, генераторы будут разгружены до минимальных токов статора и ротора, что может привести к дальнейшему глубокому снижению напряжения и возможному распаду энергосистемы, погашению потребителей.

4.3. При резком понижении напряжения ниже минимального по графику диспетчер КДЦ должен использовать для подъема напряжения все резервы реактивной и активной мощности в ОЭС, допуская повышения напряжения в энергосистеме с резервом реактивной мощности не выше 5% установленных пределов.

4.4. Если в результате принятых мер напряжение не достигает минимального по графику, необходимый запас по устойчивости (15%) должен обеспечиваться за счет снижения перетока мощности по контролируемым сечениям (отключением потребителей). В первую очередь необходимо производить отключение потребителей в частях с наиболее низким напряжением с учетом рекомендаций местных инструкций по объему отключаемой нагрузки для подъема напряжения на 1 – 2 кВ для каждой контрольной точки.

4.5. При понижении напряжения, вызванным неотключившимся К.З. в электросети ОЭС, находящейся в оперативном управлении диспетчера КДЦ, диспетчер должен до истечения сроков взятых перегрузок на генераторах и синхронных компенсаторах найти и отсоединить место К.З.

Если выключатель присоединения с К.З. не отключается, то это присоединение следует отключить смежными выключателями питающих присоединений.

Отыскание места К.З. диспетчер должен производить, используя показания фиксирующих приборов, анализируя действия релейной защиты и опрашивая оперативный персонал.

4.6. При понижении напряжения ниже утвержденного графика в одной из энергосистем, входящих в ОЭС, диспетчер КДЦ обязан оказать помощь в подъеме напряжения использованием резервов реактивной мощности с подъемом напряжения на 5% выше установленных нормальных уровней в смежных энергосистемах.

  1. Предотвращение и ликвидация недопустимых повышений уровней напряжений.

В случае повышения напряжения на одном или нескольких объектах диспетчер КДЦ, энергосистемы обязан на основе сообщений с мест, показаний устройств телеизмерений выявить причины повышения напряжения (односторонне отключены ВЛ, разгружены линии электропередачи, отключены шунтирующие реакторы) и принять меры по его снижению:

- включение шунтирующих реакторов, находящихся в резерве;

- снижение загрузки по реактивной мощности генераторов электростанций и синхронных компенсаторов, работающих в режиме выдачи, перевод их в режим потребления (или увеличения потребления) реактивной мощности;

- изменение коэффициентов трансформации трансформаторов, оснащенных устройствами РПН;

- вывод в резерв линии в районе повышенного напряжения (только выключателями).

Режим вывода линии в резерв прорабатывается для каждого отдельного случая службой электрических режимов с учетом требования надежности и устойчивости параллельной работы ОЭС ЦА.

 

В инструкции «Предотвращение и ликвидация технологических нарушений в Объединенной энергосистеме Центральной  Азии», из которой была взята вышеприведенная информация,  имеются и другие разделы, по которым приведем лишь их названия:

  • Предотвращение и ликвидация асинхронного режима работы отдельных частей ОЭС.
  • Предотвращение технологических нарушений при разделении ОЭС ЦА на несинхронно работающие энергосистемы.
  • Предотвращение технологических нарушений в ОЭС ЦА из-за перегрузки межсистемных и транзитных ВЛ ОЭС.
  • Ликвидация технологических нарушений, связанных с аварийным отключением ВЛ.
  • Предотвращение технологических нарушений при неисправностях в системе воздухоснабжения выключателей, потере постоянного оперативного тока в цепях управления, полной потере защит на линиях и системах шин.
  • Действия оперативного персонала энергосистем после работы ПА.

Всего только в диспетчерской службе имеется не менее трех десятков инструкций режимного и эксплуатационного характера, не считая различного рода режимных указаний дежурному диспетчеру.

Мониторинг работы системы

  1. Релейная защита и противоаварийная автоматика.

В оперативном управлении и ведении КДЦ «Энергия» (по состоянию на начало 2017 года) находится 6640 комплектов устройств РЗА и ПА, в том числе 1496 комплекта в оперативном управлении.

По этим устройствам КДЦ «Энергия»  выполняет оперативно-техническое руководство эксплуатацией РЗА и ПА, производит расчеты и согласование уставок РЗА при изменении режимов или вводе нового оборудования, составляет для диспетчера инструктивно-справочные материалы по эксплуатации РЗА и ПА, проводит анализ работы действующих устройств.

1.1. Релейная защита и автоматическое повторное включение.

Все линии системного значения напряжением 220-500 кВ оснащены основными быстродействующими защитами и резервными защитами, обеспечивающими высокую степень надежности, быстродействия, селективность и автоматическое повторное включение.

Линии и оборудование 500 кВ оснащены следующими видами РЗА:

  • Быстродействующей дифференциально-фазной защитой типа ДФЗ-504 – 1 линия, ДФЗ-503 – 6 линий. Направленной дифференциально-фазной высокочастотной защитой типа ПДЭ-2003 – 5 линий, ШЭ2710 582 – 9 линий.
  • Трехступенчатой дистанционной защитой типа ДЗ-503 – 7 линий, типа ПДЭ-2001 – 5 линий. Четырехступенчатой дистанционной защитой в REL 521 – 2 линии. Пятиступенчатой дистанционной защитой – по два терминала 7SA6 «Siemens» – 3 линии. Четырехступенчатой дистанционной защитой в ШЭ2710 521 – 9 линий. Трехступенчатой дистанционной защитой – в двух терминалах RCS-901B и RCS-902B «Nari Relays» – 3 линии.
  • Четырехступенчатой земляной направленной защитой типа ПДЭ-2002 – 5 линий. Четырехступенчатой ЗНЗ в REL 521 – 2 линии. Четырехступенчатой ЗНЗ – по два терминала 7SA6 «Siemens» – 3 линии. Четырехступенчатой ТНЗНП в ШЭ2710 521 – 9 линий. Четырехступенчатой земляной защитой – в двух терминалах RCS-901B и RCS-902B «Nari Relays» – 3 линии.
  • Устройством телеускорения резервных защит с помощью АНКА-АВПА – 9 линий, с помощью АКПА – 3 линии, с помощью АКА «Кедр» – 9 линий, с помощью АКА ВОЛС – 2 линии, с помощью ALSTOM – 1 линия, с помощью ETL – 2 линии.
  • Устройством резервирования отказа выключателей УРОВ – оснащены все 89  выключателей  ВЛ-500 кВ. Из них 20 выключателей оснащены УРОВ на панелях типа ПДЭ-2005, 6 выключателей – терминалами 6MD «Siemens», 31 выключателей – шкафами ШЭ2710 511, 9 выключателей терминалами - RCS-921A  «Nari Relays».
  • Устройством автоматического повторного включения типа АПВ-503 – 6 линий, ПДЭ-2004 – 5 линий, REL 521 – 2 линии, двумя терминалами 6MD «Siemens» – 3 линии, шкафами ШЭ2710 511 (ТАПВ), ШЭ2710 582 (ОАПВ-1), ШЭ2710 521 (ОАПВ-2) – 9 линий, терминалами - RCS-921A «Nari Relays» - 3 линии.
  • Дифференциальной защитой шин и ошиновки ОРУ-500 кВ – 24 электростанций и подстанций.
  • Дифференциальной защитой автотрансформаторов и трансформаторов – 54 комплекта.

1.2. Противоаварийная автоматика.

В ОЭС ЦА широко применяются автоматические устройства и комплексы ПА для предотвращения нарушения устойчивости параллельной работы и прекращения асинхронных режимов при их возникновении.

В виду того, что не всегда проектные решения по противоаварийной автоматике внедряются в работу полностью, персоналу КДЦ «Энергия» приходится подготавливать для отдельных случаев рекомендации для ведения электрических режимов с использованием ручного управления существующими средствами противоаварийной автоматики.

Все изменения в принципах действия и в настройке ПА с учетом отличий от проектных решений, а также с учетом имеющихся возможностей противоаварийного управления отражены в соответствующих инструктивно-справочных материалах.

Разработаны оперативные рекомендации по оптимальному использованию существующих средств ПАУ в режимах, изменяющихся как сезонно, так и  в течение суток для нормальной схемы, а также для ремонтных схем в течение всего периода проведения ремонтной кампании.

  1. Предоставление отчетов.

КДЦ «Энергия» представляет в энергосистемы оперативную информацию о контрактных перетоках электроэнергии и системным услугам (регулирование мощности и транзит) в разрезе:

- за прошедшие сутки;

- за декаду;

- за месяц.

По окончании расчетного периода (месяц) энергосистемы присылают в КДЦ «Энергия» информацию по фактически состоявшимся перетокам (на прием и на выдачу по всем трансграничным линиям), составленную на основании двухсторонних актов сверки между энергосистемами.

На основании этой информации по техническим перетокам КДЦ «Энергия» формирует и рассылает в энергосистемы факсограммой информацию по коммерческим перетокам, в которой указывается кто у кого сколько купил или продал электроэнергии, получил или оказал услуги по регулированию мощности или транзиту.

Именно эта факсограмма служит основанием для проведения взаиморасчетов между энергосистемами.

Кроме перечисленного, КДЦ «Энергия» составляет годовой отчет с анализом работы энергосистем в прошедшем году, который представляется в энергосистемы ОЭС ЦА (в другие органы годовой отчет не предоставляется).

  1. Выставление счетов (биллинг) и отчетность.

КДЦ «Энергия» не выставляет энергосистемам счетов за выполняемые им функции.

Согласно учредительным документам финансирование деятельности КДЦ «Энергия»   осуществляется за  счет взносов Участников (Учредителей) в равных долях по смете, утверждаемой КЭС ЦА.

КДЦ «Энергия» ведет учет результатов своей деятельности и в установленном порядке представляет отчеты в регистрирующие статистические и налоговые органы.

Контроль финансово-хозяйственной деятельности КДЦ «Энергия осуществляется Ревизионной Комиссией, назначаемой Участниками КЭС ЦА из числа соответствующих специалистов, в порядке, установленном Участниками на заседании КЭС ЦА.

Проверки финансово-хозяйственной деятельности КДЦ «Энергия» должны проводиться ревизионной комиссией по решению Участников, принятом на КЭС ЦА, но не реже одного раза в год.

 

  1. Регулирование небалансов энергии и мощности.

В ОЭС ЦА регулирование небалансов электроэнергии производится на основании Методики сведения балансов сальдо-перетоков электроэнергии энергосистем Центральной Азии и Южной зоны Казахстана, выдержки из которой приводятся ниже.

Формирование баланса сальдо-перетоков электроэнергии энергосистем ОЭС Центральной Азии и Южной зоны Казахстана

    1.КДЦ «Энергия» определяет объемы коммерческих перетоков между энергосистемами на основании полученных от энергосистем данных по межгосударственным техническим перетокам, руководствуясь следующими  принципами:

- В качестве базовых формируются коммерческие перетоки электрической энергии, осуществленные в соответствии с договорами поставки электроэнергии между хозяйствующими субъектами государств, учтенные в согласованных суточных графиках.

-  Объемы поставок  электрической энергии, возникающих при аварийных ситуациях, определяются КДЦ «Энергия» и распределяются  в соответствии  с договорами о взаимопомощи между энергосистемами в аварийных ситуациях. Взаиморасчеты осуществляются согласно заключенным договорам о взаимопомощи в аварийных ситуациях.

- Нераспределенный по договорам поставки электроэнергии и оказания помощи в аварийных ситуациях объем электроэнергии распределяется между энергосистемой – инициатором  внепланового перетока, определенной КДЦ «Энергия», и энергосистемами, у которых состоялись внеплановые перетоки из–за внешней инициативы.

- При отсутствии энергосистемы – инициатора внепланового перетока, в случае возникновения внеплановых перетоков, обусловленных режимом  параллельной работы энергосистем КДЦ «Энергия» определяет объемы и направления внеплановых поставок электроэнергии.

  1. По итогам месяца КДЦ «Энергия» до 15-го числа месяца, следующего за расчетным, представляет в каждую энергосистему телеграмму с распределением фактических сальдо-перетоков электроэнергии энергосистем, участников параллельной работы ОЭС ЦА в бумажной или электронной форме, в том числе путем факсимильной связи.

В случае возникновения внеплановых перетоков в телеграмме-распределении КДЦ «Энергия» указываются внеплановые перетоки электрической энергии между энергосистемами.

Телеграмма – распределение КДЦ «Энергия» является основанием для осуществления взаиморасчетов между энергосистемами.

По  запросу энергосистемы КДЦ «Энергия» указывает  характер внепланового перетока:

а) поставки внеплановой электроэнергии по собственной инициативе;

б) поставки внеплановой электроэнергии по внешней инициативе с указанием энергосистемы-инициатора внепланового перетока;

в) поставки внеплановой электроэнергии, обусловленные режимами параллельной работы (отсутствие инициативы).

Порядок оперативных действий КДЦ «Энергия» при возникновении внепланового перетока электроэнергии

  1. На основании оперативных данных по межгосударственным техническим сальдо-перетокам и плановых перетоков, согласованных в суточных графиках, КДЦ  «Энергия» письменно уведомляет энергосистему, допустившую фактическое отклонение перетока электроэнергии от  согласованного, о необходимости осуществить возврат/прием состоявшегося между энергосистемами перетока внеплановой электроэнергии;
  2. Если в течение трех суток энергосистема, нарушающая согласованное сальдо не предприняла должных мер по возврату/приему электроэнергии, КДЦ «Энергия» письменно уведомляет энергосистему о том, что она является инициатором внепланового перетока и вновь предлагает осуществить мероприятия по компенсации отклонения;
  3. Одновременно КДЦ «Энергия» направляет всем энергосистемам, участникам параллельной работы ОЭС ЦА, информационное письмо о наличии энергосистемы – инициатора внеплановых перетоков и начале действия схемы взаимообменов электроэнергией с целью соблюдения контрактных обязательств между энергосистемами.

Порядок урегулирования отношений, возникающих при внеплановых перетоках электроэнергии

    1. Энергосистемы заключают   договоры   на   внеплановые   перетоки электрической энергии, предусматривающие урегулирование внеплановых перетоков одним из нижеследующих механизмов [1]):

    - на основе договора, обеспечивающего возмещение затрат, связанных непосредственно с куплей-продажей электроэнергии и передачей внеплановых перетоков электроэнергии, возникших по инициативе Стороны – инициатора   внепланового перетока;

    - по договору на возвратной основе, предусматривающему возврат энергосистемой-инициатором внеплановых перетоков в последующие месяцы после расчетного в следующем объеме:

    а) в первом месяце после расчетного – в том же объеме;

    б) во втором месяце после расчетного – с коэффициентом 1,2;

    в) в третьем месяце после расчетного – с коэффициентом 1,5;

    [1] АО «KEGOC» осуществляет урегулирование внеплановых перетоков только в соответствии с п.4.1.1, ГАК «Узбекэнерго» - с п.4.1.1 и 4.1.2.а.

    На внеплановый переток, вновь полученный энергосистемой- инициатором  в период возврата, действует текущий  в данный  период коэффициент возврата.

    При невозврате внеплановой электроэнергии (с учетом повышающих коэффициентов) в течение трех месяцев после расчетного невозвращенный объем подлежит оплате с заключением соответствующих договоров купли-продажи, если иное не согласовано между энергосистемами.

    Энергосистема, принявшая внеплановый переток по внешней инициативе, осуществляет возврат электроэнергии в последующие расчетные периоды с понижающим коэффициентом (0,8).

    1. Внеплановый переток обьемом до 5 млн. кВтч, обусловленный режимом параллельной работы энергосистем ОЭС ЦА и Южной зоны Казахстана, может быть распределен КДЦ «Энергия» между смежными энергосистемами. Возврат этих перетоков  производится  без коэффициентов, указанных в п.1.
    2. Возвраты внеплановой электроэнергии осуществляются в согласованные сроки и по согласованным ровным суточным графикам.
    3. При возврате внеплановых объемов электроэнергии энергосистемы должны обеспечить беспрепятственный прием и транзит электроэнергии.

    При аргументированном письменном отказе в приеме или транзите внеплановой электроэнергии механизм и сроки возврата решаются заинтересованными  сторонами.

    1. Оплата за транзит электроэнергии через сети третьих сторон, как при внеплановой выдаче/приеме электроэнергии, так и при последующем возврате производится энергосистемой – инициатором внеплановой поставки/приема электроэнергии.

     

    Регулирование небалансов мощности производится на основании Методики по определению объемов  услуг по регулированию частоты (мощности) для энергосистем Объединенной Энергосистемы Центральной Азии и Единой Энергосистемы Казахстана.

    Методика применяется при следующих условиях:

    а) параллельная работа ОЭС ЦА, ЕЭС Казахстана и ЕЭС России;

    б) изолированная работа ОЭС ЦА и Южной зоны ЕЭС Казахстана при разрыве транзита Север-Юг Казахстана.
  1. Режим параллельной работы ОЭС ЦА, ЕЭС Казахстана и ЕЭС России.

1.1. При параллельной работе услуги по регулированию мощности  (регулирование небалансов мощности) определяются как услуги по выполнению согласованного диспетчерского графика на границе ОЭС ЦА – ЕЭС Казахстана.

1.2. Регулирование мощности на границе ОЭС ЦА – ЕЭС Казахстана осуществляется под руководством КДЦ "Энергия" регулирующей энергосистемой,  которая обеспечивает выполнение согласованного суточного графика с отклонением не более ± 50 МВт.

1.3. Регулирующая или привлекаемые к регулированию энергосистемы должны выдерживать согласованный сальдо-переток на границе ЕЭС Казахстана с ОЭС ЦА.

При исчерпании диапазона регулирования у основной регулирующей энергосистемы привлечение к регулированию другой регулирующей энергосистемы осуществляется по команде ДД КДЦ "Энергия" с записью в оперативном журнале ОДЦ.

При исчерпании регулировочного диапазона у регулирующих энергосистем ДД КДЦ "Энергия" должен сообщить ДД энергосистемы, нарушающей согласованный диспетчерский график, о начале участия АО "КEGOC" (казахского Системного оператора) в регулировании ее небалансов.

1.4. Оплата за отклонение от согласованного диспетчерского графика производится Потребителями регулирующей мощности энергосистеме, осуществляющей регулирование мощности на границе ОЭС ЦА и ЕЭС Казахстана, и АО "KEGOC".

  1. Режим изолированной работы ОЭС Центральной Азии и Южной зоны ЕЭС Казахстана при разрыве транзита Север – Юг Казахстана.

2.1. При изолированной работе услуги по регулированию определяются как услуги по регулированию частоты в соответствии с действующим ГОСТом.

2.2. Регулирующая энергосистема,  назначаемая КДЦ "Энергия", обеспечивает поддержание частоты в соответствии с действующим ГОСТом.

2.3. При исчерпании регулировочного диапазона у основной регулирующей системы привлечение к регулированию другой регулирующей энергосистемы осуществляется по команде ДД КДЦ «Энергия»  с  записью в оперативном журнале КДЦ «Энергия». Учет регулирующей  мощности в этом случае производится по обеим энергосистемам.

В Методике разработан специальный алгоритм, позволяющий определить объемы услуг по регулированию мощности (частоты) за расчетный период (месяц), основанный на понятии среднечасового отклонения мощности энергосистемы – отклонении интегрального значения энергии за час от плановой величины часового задания мощности в суточном графике энергосистемы.

Инструменты, используемые в КДЦ «Энергия»

Оптимизация структуры генерирующего оборудования на перспективу

Оптимизация структуры генерирующих источников для целей перспективного планирования в КДЦ «Энергия» не производится и соответствующее программное обеспечение не используется. Каждая энергосистема самостоятельно планирует структуру будущей генерации и задача увязки национальных программ с целью их оптимизации в функцию КДЦ «Энергия» в настоящее время не входит.

В рамках проекта Всемирного банка была разработана программа для Узбекской энергосистемы с использованием GAMS-технологии в среде Excel, позволяющая моделировать будущую структуру генерации с учетом различных факторов, однако, насколько нам известно, на практике она не используется, главным образом из-за отсутствия специалистов в Управлении перспективного развития энергосистемы, умеющих эксплуатировать данную программу.

В КДЦ «Энергия» также отсутствуют соответствующие специалисты для использования этой программы.

Планирование генерации и нагрузки энергоблоков

Оптимизация состава генерирующего оборудования производится специальной программой WinOpt, разработанной в КДЦ «Энергия», предназначенной для многокритериальной оптимизации по активной мощности для краткосрочного (суточного) планирования и долгосрочного (перспективные летние и зимние режимы) планирования.

В WinOpt производится:

  • оптимизация режима с минимизацией суммарных затрат по ОЭС ЦА на покупку энергии от ее производителей (основных ТЭС и ГЭС ОЭС ЦА) и ущерба от недоотпуска энергии за расчетный период. Расчетный период – перспектива (зима, лето) или предстоящие сутки;
  • оптимизация почасовых электроэнергетических режимов ОЭС ЦА. Расчетный период - сутки;

Оптимизация проводится  с учетом всех основных почасовых ограничений: по линиям, сечениям, станциям, а также ограничений либо почасовых, либо суточных по межсистемным перетокам, сальдо-перетокам энергосистем или их частей.

Оптимизационный блок комплекса построен на основе GAMS-технологии. В программе проводится прием макетов прогнозного потребления для оптимизации и контроль полноты принимаемой информации, формирование макетов с данными диспетчерских заданий для энергосистем, формирование файлов с плановыми заданиями для диспетчеров КДЦ «Энергия» и НДЦ, формирование и выдача документов.

Анализ потокораспределения и статической устойчивости

В КДЦ «Энергия» расчеты потокораспределения в установившихся режимах и статической устойчивости проводятся по программе RASTRWin3 (Россия). Имеется ограниченное количество ключей, что создает сложности для эксплуатации.

Расчет токов КЗ

В КДЦ «Энергия» для расчета токов короткого замыкания используются следующие программные комплексы:

  1.  Комплекс расчета аварийных режимов в сложных электрических сетях объемом до 3000 узлов V-VI-50 института электродинамики НАН Украины.
  2.  Комплекс программ для расчета электрических величин при повреждениях и расчета уставок релейной защиты ТКЗ-3000 (ПК БРИЗ, г.Новосибирск, Россия).        
  3.  Комплекс программ АРМ СРЗА, 3 очередь, версия 1.0 (ПК БРИЗ, г.Новосибирск, Россия).        

        С помощью комплексов программ можно рассчитывать все виды электрических величин симметричных, фазных, междуфазных составляющих, а также все возможные отношения U/I (сопротивления) при однократных продольных и поперечных видах несимметрии с учетом активной составляющей сопротивлений и отличия величины сопротивления прямой и обратной последовательностей.

Программы V-VI-50 и ТКЗ-3000 - устаревших модификаций (используется операционная система DOS), обновлению не подлежат. Комплекс программ АРМ СРЗА – достаточно новая версия, работает в Windows.

Анализ динамической устойчивости

В КДЦ «Энергия» расчеты динамической устойчивости проводятся по программе MUSTANG. Программа MUSTANG предназначена для оперативного решения следующих основных задач:

  • расчет потокораспределения мощности в сложных энергосистемах сети переменного тока;     
  • моделирование электромеханических переходных процессов в энергосистемах с отображением действий  сложных комплексов противоаварийной автоматики (ПА).

Программа 2005 года, под Windows, но снята с производства (дальнейшему усовершенствованию не подлежит).

В дальнейшем КДЦ «Энергия» планирует перейти на программу DigSILENT с русифицированным интерфейсом, которая позволит охватить все выше перечисленные программы (п.3.1-3.4) с использованием единой базы данных.

Информация по обмену данными системы SCADA с национальными энергосистемами

В КДЦ «Энергия» используется ОИК АСДУ (оперативно-информационный комплекс автоматизированной системы диспетчерского управления) собственной разработки. По своим функциональным возможностям он уступает современным системам SCADA.

В соседних энергосистемах уже внедрены системы SACDA (за исключением узбекской энергосистемы). С учетом того, что в комплексе ОИК АСДУ используются старые протоколы для приема и передачи телеметрической информации и телесигнализации (ТМ-512, RPT-80, Гранит), соседним энергосистемам приходится использовать специальные конвертеры для преобразования информации в международных протоколах в формат, используемый в КДЦ «Энергия».

Технические возможности ОИК АСДУ по приему/передаче ТИ и ТС уже исчерпаны.

Взаимообмен информации с энергосистемами ОЭС ЦА осуществляется каналами дальней автоматизированной связи, каналами телемеханики и передачи данных с использованием следующей каналообразующей аппаратуры:

  • аппаратура уплотнения кабельных линий связи ТН-12 ТКЕ и ТН-12 ТК-ЕМ;
  • аппаратура уплотнения кабельных линий связи 5Я71;
  • аппаратура вторичного уплотнения ТГФМ 15\3 и 12\6;
  • аппаратура ВЧ связи Z-12, АСК-3.
  • аппаратура автоматической дальней телефонной связи энергосистем АДАСЭ-п;
  • аппаратура междугородней связи совещаний (МСС);
  • пульт дежурного инженера связи с табло сигнализации состояния средств телемеханики и связи ОЭС Центральной Азии и Южной части ЕЭС Казахстана.

Для телефонной связи используется УП АТС Миником DX-500, для записи диспетчерских разговоров - системы SRS и Fantom на базе ПК Р-4.

В оперативной работе используются арендованные каналы связи, ВЧ каналы по линиям электропередач 110, 220, 500 кВ и радио-релейные каналы связи. Основными каналами связи и телемеханики являются арендованные каналы связи.

Перечень каналов связи арендуемых КДЦ «Энергия»:

 

Ташкент - Бишкек

2 канала

Ташкент - Душанбе

1 канал

Ташкент - Астана

1 канал

Ташкент - Алматы

1 канал

Ташкент - Ашгабат

1 канал

Ташкент - Токтогул

1 канал

 

Объем ТИ и ТС:

Количество ТИ и ТС, поступающих в КДЦ «Энергия»

(на 31.12.2016)

Количество ТИ и ТС,  передаваемых КДЦ «Энергия» в ОЭС ЦА

(на 31.12.2016)

ТИ

ТС

ТИ

ТС

в протоколе ТМ-512

655

в протоколе ТМ-512

1152

213

24

Правила/руководящие документы

ОЭС ЦА является структурным звеном Единой электроэнергетической системы (ЕЭС) СНГ и использует регламентирующие нормативно-технические документы, разработанные на уровне ЕЭС СНГ, в частности:

  • Единые принципы параллельной работы энергосистем СНГ;
  • Договор об обеспечении параллельной работы электроэнергетических систем государств-участников СНГ;
  • Соглашение о транзите электроэнергии и мощности государств-участников СНГ;
  • Соглашение о гармонизации таможенных процедур при перемещении электрической энергии через таможенные границы государств – участников СНГ;

а также требования к качеству электроэнергии, к регулированию турбин,  к системам измерений, методика определения и размещения резервов мощности, методика мониторинга регулирования частоты и мощности, методика определения и размещения потерь в межгосударственных ЛЭП и т.п.

Вместе с тем, имеется ряд документов, регламентирующих осуществление параллельной работы энергосистем, входящих в ОЭС ЦА:

  1. Соглашение между Правительством Республики Казахстан, Правительством Кыргызской Республики, Правительством Республики Таджикистан и Правительством Республики Узбекистан о параллельной работе энергетических систем государств Центральной Азии, в котором оговорены основные принципы осуществления параллельной работы;
  2. Методика сведения балансов сальдо-перетоков электроэнергии энергосистем ОЭС Центральной Азии и Южной зоны Казахстана;
  3. Методика по определению объемов услуг по регулированию частоты (мощности) для энергосистем Объединенной Энергосистемы Центральной Азии и Единой Энергосистемы Казахстана;
  4. Методика расчета транзитов электроэнергии в Объединенной энергосистеме Центральной Азии и Казахстана,

которые носят обязательный характер для энергосистем Центральной Азии.

КДЦ «Энергия» принимал непосредственное участие в разработке и/или согласовании в большинстве вышеуказанных регламентирующих нормативно-технических документов, а также большого количества инструктивных документов (инструкций, режимных указаний) для оперативного персонала энергосистем Центральной Азии.