МСС представляет собой современную защищенную корпоративную сеть связи, обеспечивающую передачу больших объемов информации и надежность информационного обмена. Потребность Системного оператора в ее создании продиктована необходимостью обеспечения устойчивости функционирования Единой энергосистемы России в условиях постоянного увеличения информационных потоков, роста числа контролируемых параметров и скорости принятия решений. Информационные технологии служат технологической базой процессов оперативно-диспетчерского управления, совершенствование которых связано с непрерывным развитием электроэнергетики.

Реализация проекта обеспечила бесперебойный обмен телеметрической информацией, необходимой для контроля за работой электроэнергетических объектов, и различными типами данных между подразделениями Системного оператора, а также эффективную загрузку каналов связи и гарантированное качество обслуживания трафика.

«Результатом проекта стало создание масштабируемой защищенной инфраструктуры связи, позволяющей значительно повысить уровень и безопасность информационного обмена в процессе оперативно-диспетчерского управления Единой энергосистемой России, – отметил член Правления ОАО «СО ЕЭС», директор по информационным технологиям Михаил Абраменко. - Использование современных принципов организации информационного обмена в МСС и СЗП позволило также значительно увеличить эффективность использования каналов связи между подразделениями ОАО «СО ЕЭС» без увеличения затрат на оплату ресурса операторов связи».

Мультисервисная сеть связи построена на основе современных принципов организации высоконадежных сетей связи с использованием механизмов и протоколов Cisco Globally Resilient IP. МСС обеспечивает работу специализированных диспетчерско-технологических информационных систем, использующихся в процессе круглосуточного оперативно-диспетчерского управления Единой энергосистемой России, в числе которых системы диспетчерской телефонной связи и передачи телеметрический информации. Кроме того, в мультисервисную сеть связи включены общекорпоративные коммуникационные системы: электронная почта, документооборот, селекторная и видеоконференцсвязь.

Обязательным условием создания МСС была ее масштабируемость и способность обслуживать территориально распределенную систему. Структура Системного оператора представляет собой единую вертикаль оперативно-диспетчерского управления ЕЭС России и состоит из главного диспетчерского центра в Москве, 7 филиалов – объединенных диспетчерских управлений и 59 филиалов – региональных диспетчерских управлений, осуществляющих круглосуточное управление режимами энергосистем на территории 79 субъектов Российской Федерации. К настоящему моменту программно-аппаратные комплексы МСС и СЗП установлены в главном диспетчерском центре и региональных филиалах компании.

Важной составляющей проекта по созданию мультисервисной сети связи Системного оператора является система защиты периметра, предназначенная для минимизации угроз информационной безопасности компании. СЗП интегрирована в МСС для обеспечения контроля доступа к информационным ресурсам Системного оператора, защищенного удаленного доступа в корпоративную сеть, обнаружения и предотвращения сетевых атак и несанкционированной сетевой активности. Функциональность СЗП позволяет организовать защиту каналов связи и шифрование в соответствие с российскими стандартами обеспечения информационной безопасности, а также контроль контента: анализ трафика на прикладном уровне, защиту трафика от вирусов и различных типов spyware и malware, защиту от спама, URL-фильтрацию, антифишинг и др.

Программно-аппаратные комплексы МСС и СЗП основаны на оборудовании компании Cisco Systems и решениях Siemens, IBM, «Микролинк-Связь» и S-Terra.

Проект реализовывался с 2008 года в соответствии с инвестиционной программой ОАО «СО ЕЭС» на 2008–2010 годы.

Согласно протоколу совещания у Председателя Правительства РФ от 21.09.2009 г. № ВП-П9-39пр (п. 14), на котором обсуждались последствия аварии на Саяно-Шушенской ГЭС, разработка и реализация мероприятий по повышению согласованности работы систем АРЧМ и автоматики управления мощностью ГЭС были поручены Минэнерго России и ОАО «СО ЕЭС». Разработку предложений осуществляла рабочая группа, сформированная Системным оператором Единой энергетической системы (ОАО «СО ЕЭС») в сентябре 2009 года. В состав рабочей группы вошли представители ОАО «СО ЕЭС», ОАО «РусГидро», ОАО «Иркутскэнерго», ОАО «Силовые машины», ОАО «Инженерный центр ЕЭС» - «Фирма ОРГРЭС», ОАО «Институт Энергосетьпроект», ЗАО «Институт Энергетических Систем».

Задачей рабочей группы стала разработка системы мероприятий, обеспечивающих согласованную работу систем АРЧМ ЕЭС России и автоматики управления мощностью ГЭС, а также подготовка предложений в нормативно-техническую документацию по планированию и ведению режимов регулирования частоты и перетоков мощности в ЕЭС России с учетом специфики, срока службы и фактического состояния гидроэнергетического оборудования.

Документы, подготовленные рабочей группой, были разработаны в установленные поручением сроки и 31 мая 2010 года направлены в Министерство энергетики РФ для рассмотрения, согласования и организации их принятия в качестве нормативных актов.

Рабочей группой проведен анализ действующих систем автоматического регулирования мощности 30 гидроэлектростанций мощностью выше 100 МВт. Из них к системам АРЧМ в настоящее время подключено 11 ГЭС. Составлено заключение о соответствии фактического состояния систем управления мощностью ГЭС требованиям действующей нормативно-технической документации, определена степень готовности ГЭС к участию в автоматическом вторичном регулировании частоты и перетоков мощности.

На основании проведенного анализа рабочей группой разработан проект Правил (технических требований) обеспечения согласованной работы систем АРЧМ ЕЭС России и автоматики управления мощностью ГЭС. Планируется, что Правила (технические требования) будут приняты в качестве технического регламента или иного отраслевого документа, носящего обязательный характер. Положения Правил (технических требований) направлены на обеспечение безопасной эксплуатации ГЭС при их участии в автоматическом вторичном регулировании частоты и перетоков мощности (АВРЧМ).

Проект Правил (технических требований) определяет требования к управляющим вычислительным комплексам централизованных систем АРЧМ, установленным в диспетчерских центрах ОАО «СО ЕЭС», системам группового регулирования активной мощности ГЭС, установленным на ГЭС, генерирующему оборудованию и системам автоматического управления мощностью ГЭС.

В проекте документа также определены обязанности собственников ГЭС по организации постоянного контроля фактического технического состояния генерирующего оборудования и учета его срока службы, вибрационных, тепловых и других параметров при участии ГЭС в АВРЧМ. Этот раздел Правил (технических требований) регулирует важнейшие вопросы работы гидроагрегатов, участвующих в АВРЧМ: определение допустимых диапазонов регулирования, зон разрешенной, ограниченной и недопустимой работы, формирование в групповом регуляторе активной мощности ГЭС задания на изменение активной мощности гидроагрегатов в зоне разрешенной работы и т.д.

Также рабочей группой сформирован перечень предложений по корректировке действующей нормативно-технической документации (НТД) в области взаимодействия систем АРЧМ и оборудования ГЭС.

При разработке предложений в НТД рабочей группой проанализирована действующая нормативно-техническая база в области взаимодействия генерирующего оборудования ГЭС и централизованных систем АРЧМ. На основе проведенного анализа разработаны проекты изменений в 8 существующих документов, в числе которых Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации, стандарт ОАО «СО ЕЭС» «Оперативно-диспетчерское управление в электроэнергетике. Регулирование частоты и перетоков активной мощности в ЕЭС и изолированно работающих энергосистемах России», а также применяемые в ОАО «РусГидро», ОАО «Иркутскэнерго» и иных генерирующих компаниях стандарты организаций.

До принятия и вступления в силу Правил (технических требований) обеспечения согласованной работы систем АРЧМ ЕЭС России и автоматики управления мощностью ГЭС в качестве нормативного акта в целях обеспечения выполнения предусмотренных ими требований ОАО «СО ЕЭС» планирует утвердить Правила (технические требования) в виде Стандарта ОАО «СО ЕЭС» и в дальнейшем организовать присоединение к данному стандарту генерирующих компаний-владельцев гидроэлектростанций.

Информация о системе АРЧМ ЕЭС России

Управление режимом энергосистем по частоте и перетокам активной мощности в реальном времени осуществляется с использованием Централизованных систем автоматического регулирования частоты и перетоков активной мощности (ЦС АРЧМ). Поддержание работоспособности и развитие систем АРЧМ – одна из важных задач ОАО «СО ЕЭС».

ЦС АРЧМ представляют собой современные программно-аппаратные комплексы, установленные в главном диспетчерском центре Системного оператора в Москве и ряде региональных диспетчерских центров. Регулирование частоты электрического тока и перетоков активной мощности осуществляется ГЭС, имеющими маневренное генерирующее оборудование и оснащенными системами автоматического управления активной мощностью. В процессе оперативно-диспетчерского управления ГЭС получают команды как от диспетчеров Системного оператора, так и в автоматическом режиме - от ЦС АРЧМ, что позволяет в реальном времени поддерживать баланс мощности и частоту в масштабах всей ЕЭС России. В настоящее время решается вопрос о расширении числа генерирующих объектов для участия в автоматическом вторичном регулировании частоты и перетоков активной мощности.

Благодаря работе систем АРЧМ и действиям диспетчерского персонала Системного оператора, частота электрического тока в ЕЭС России постоянно поддерживается в пределах 50±0,2 Гц, что соответствует нормальному уровню согласно ГОСТ 13109-97.

Новая схема прохождения диспетчерских команд (разрешений) обеспечивает их прямую передачу от Тюменского РДУ на 16 ПС 500 кВ Тюменской энергосистемы без привлечения оперативного персонала производственных отделений ОАО «Тюменьэнерго».

Работа по изменению схемы прохождения диспетчерских команд на ПС 500 кВ энергосистемы Тюменской области проводилась с марта 2009 года и включала организацию прямых каналов связи между диспетчерским центром Тюменского РДУ и ПС 500 кВ, а также пересмотр инструктивной диспетчерской документации Тюменского РДУ и МЭС Западной Сибири. В частности, было пересмотрено положение по организации оперативно-диспетчерского управления в операционной зоне Филиала ОАО «СО ЕЭС» Тюменское РДУ, инструкция по оперативным переключениям и документы, регламентирующие порядок взаимодействия Тюменского РДУ с субъектами электроэнергетики.

Исключение промежуточных звеньев из схем прохождения диспетчерских команд повысило оперативность и достоверность информационного обмена между Тюменским РДУ и объектами управления, снизило риск ошибочных действий при проведении плановых переключений и ликвидации технологических нарушений в энергосистеме, что в свою очередь повысило качество управления электроэнергетическим режимом и надежность функционирования региональной энергосистемы.

Мероприятия выполнены в рамках реализации Целевой модели прохождения команд и организации каналов связи и передачи телеметрической информации между диспетчерскими центрами и ЦУС сетевых организаций, подстанциями, утвержденной в январе 2007 года ОАО
«СО ЕЭС» и ОАО «ФСК ЕЭС».

Цели проекта – создание единой транспортной инфраструктуры для всех информационных систем ОАО «СО ЕЭС», формирование на ее основе унифицированной среды интеграции приложений, внедренных в филиалах и подразделениях компании за последние годы, а также упрощение взаимодействия Системного оператора с субъектами оптового рынка электроэнергии и мощности за счет использования открыто публикуемых методов и интерфейсов.

Новый программно-аппаратный комплекс установлен в главном диспетчерском центре Системного оператора в Москве и во всех 66 филиалах ОАО «СО ЕЭС» – объединенных и региональных диспетчерских управлениях.

«Корпоративная интеграционно-транспортная система является одним из ключевых элементов технологической платформы Системного оператора. Новая система позволяет решать комплекс задач по оптимизации рабочих процессов и работе с субъектами электроэнергетической отрасли. Внедрение КИТС существенно ускорит информационное взаимодействие в процессе непрерывного оперативно-диспетчерского управления Единой энергосистемой России и функционирования рынков электроэнергии и мощности», – заявил член Правления ОАО «СО ЕЭС», директор по информационным технологиям Михаил Абраменко.

Основой КИТС стал программно-аппаратный комплекс IBM WebSphere DataPower XI50. Также в проекте использовались оборудование и программные решения компаний SUN и Microsoft.

Внедрение КИТС в ОАО «СО ЕЭС» осуществлялось компанией КРОК. Работа над проектом началась в 2007 году и велась в два этапа.

Первая очередь КИТС, введенная в промышленную эксплуатацию в 2008 году, предусматривала развертывание транспортной инфраструктуры на базе IBM SystemX, разработку и внедрение системы гарантированной доставки сообщений на базе программного комплекса IBM WebSphereMQ, системы файловых адаптеров на всех узлах КИТС, а также средств мониторинга, администрирования и конфигурирования КИТС в филиалах Системного оператора объединенных и региональных диспетчерских управлениях. Решение позволяет осуществлять обмен сообщениями между приложениями, используя протоколы http, MQ, SMTP. В качестве базы для унификации информационного взаимодействия используется формат XML.

На втором этапе, завершившемся в апреле 2010 года, реализована система шлюзов, обеспечивающих обмен информацией с субъектами электроэнергетической отрасли. Для управления учетными записями и правами внешних пользователей используется программный комплекс Sun Corporate Directory Server.

Кроме того, на втором этапе на базе программно-аппаратного решения IBM DataPower сформирована подсистема обработки сообщений, предназначенная для комплексной интеграции приложений и управления прикладными процессами.

«Построение ИТ-инфраструктуры, ориентированной на взаимодействие с приложениями внешних организаций, требует повышенного внимания к информационной безопасности и надежности. Проект Системного оператора – первый в России опыт внедрения WebSphere DataPower в территориально распределенной системе. На его примере продемонстрированы возможности информационных технологий в области защиты данных, передаваемых по открытым каналам, а также обеспечения высокой отказоустойчивости», – говорит директор департамента информационных технологий компании «КРОК» Игорь Никулин.

В апреле 2009 года проект КИТС ОАО «СО ЕЭС» был удостоен ежегодной национальной премии «IT-ЛИДЕР 2009».

Централизованная система противоаварийной автоматики – программно-аппаратный комплекс, обеспечивающий в автоматическом режиме сохранение устойчивости работы энергосистемы при возникновении аварийных возмущений. ЦСПА играет важную роль в обеспечении надежности работы электроэнергетических систем, повышает точность управляющих воздействий и позволяет расширить область допустимых режимов работы энергосистемы.

Унифицированные ЦСПА реализованы на базе современного микропроцессорного оборудования с применением новейших информационных технологий, что позволяет осуществлять ее автоматическую адаптивную настройку в режиме реального времени при изменении схемно-режимной ситуации в энергосистеме. ЦСПА решают задачу минимизации управляющих воздействий на отключение нагрузки потребителей и изменение генерации электростанций с целью обеспечения устойчивости энергосистемы при возникновении аварийных ситуаций.

Реализованная в ОЭС Средней Волги ЦСПА состоит из двух уровней. Верхний уровень представляет собой управляющий вычислительный программно-аппаратный комплекс (УВК), размещенный в диспетчерском центре Филиала ОАО «СО ЕЭС» ОДУ Средней Волги. УВК ЦСПА функционирует совместно с существующей в ОДУ Средней Волги системой сбора и передачи информации о режиме работы энергосистемы. На верхнем уровне ЦСПА в режиме реального времени осуществляется циклический сбор информации, расчет устойчивости энергосистемы и выбор настроек управляющих воздействий низовых устройств ЦСПА, расположенных на энергообъектах 500 кВ ОЭС Средней Волги.

Обмен информацией между верхним и нижним уровнями ЦСПА осуществляется по взаимно резервируемым цифровым каналам передачи данных. Настройки управляющих воздействий передаются с верхнего уровня ЦСПА на нижний, состоящий из микропроцессорных комплексов на Балаковской АЭС, Жигулёвской ГЭС и Заинской ГРЭС. При возникновении аварийной ситуации микропроцессорные комплексы на электростанциях обеспечивают реализацию управляющих воздействий в соответствии с принятыми от верхнего уровня настройками.

Проект по созданию ЦСПА реализован Филиалом ОАО «СО ЕЭС» ОДУ Средней Волги, Филиалом ОАО «Концерн Росэнергоатом» Балаковская АЭС, Филиалом ОАО «РусГидро» Жигулёвская ГЭС, Филиалом ОАО «Генерирующая компания» Заинская ГРЭС при участии Филиала ОАО «НИИПТ» и  ООО «Прософт-Системы».

Ввод в промышленную эксплуатацию ЦСПА позволит повысить надежность электроснабжения потребителей ОЭС Средней Волги, а также за счет повышения точности определения необходимых управляющих воздействий ПА сократить объем  отключения нагрузки потребителей  в аварийных ситуациях на величину до 300 МВт.

Информация о Централизованной системе противоаварийной автоматики

В ЕЭС России длительное время функционируют уникальные, не имеющие мировых аналогов, централизованные системы противоаварийной автоматики (ЦСПА) ОЭС Урала, ОЭС Средней Волги. Надежность и эффективность  ЦСПА доказана их многолетней успешной эксплуатацией.

Непрерывное развитие ЕЭС России, широкомасштабное внедрение цифровых устройств управления привели к необходимости разработки новой архитектуры ЦСПА на основе современных принципов построения сложных расчетных вычислительных комплексов, функционирующих в непрерывном режиме на базе современных программно-технических средств и использующих векторные измерения параметров режима.

ОАО «СО ЕЭС» планомерно ведет работы по совершенствованию систем противоаварийной автоматики, определяет направления развития функциональности и технического совершенствования этих систем, ориентируясь на современный уровень технологий и научных разработок.

К настоящему моменту унифицированные ЦСПА внедрены в ОЭС Урала, ОЭС Юга и ОЭС Средней Волги, а также в Тюменской энергосистеме.

В 2011−2012 гг. Централизованные системы противоаварийной автоматики будут введены в эксплуатацию в ОЭС Востока и ОЭС Сибири.

Централизованная система противоаварийной автоматики – программно-аппаратный комплекс, обеспечивающий в автоматическом режиме сохранение устойчивости работы энергосистемы при возникновении аварийных возмущений. ЦСПА играет важную роль в обеспечении надежности электроэнергетических систем, повышает точность и сокращает избыточность управляющих воздействий и расширить область допустимых режимов работы энергосистемы.

Внедренная унифицированная ЦСПА реализована на базе современных информационных технологий, что позволяет осуществлять автоматическую адаптивную настройку противоаварийной автоматики при изменении схемно-режимной ситуации в энергосистеме в режиме реального времени. Таким образом, ЦСПА является системой противоаварийной автоматики, обеспечивающей минимизацию управляющих воздействий на отключение нагрузки потребления и генерации при возникновении аварийных ситуаций.

ЦСПА ОЭС Юга имеет двухуровневую структуру. Верхний уровень представляет собой управляющий программно-аппаратный комплекс, установленный в диспетчерском центре Филиала ОАО «СО ЕЭС» «Объединенное диспетчерское управление энергосистемами Юга» (ОДУ Юга). Управляющий комплекс интегрирован в существующую систему сбора и передачи информации о режиме работы энергосистемы. На этом уровне осуществляется циклический сбор информации с низового уровня, постоянный расчет устойчивости ОЭС Юга и выбор настроек низового устройства ЦСПА.

Обмен информацией между верхним и нижним уровнем осуществляется по цифровым каналам передачи данных. Нижний уровень ЦСПА представляет собой микропроцессорный комплекс, смонтированный на Ставропольской ГРЭС. В случае возникновения аварийной ситуации указанный комплекс обеспечивает реализацию управляющих воздействий в соответствии с принятыми от верхнего уровня настройками.

Ввод в эксплуатацию первой очереди ЦСПА в ОЭС Юга позволит уменьшить ограничение потребителей в аварийных ситуациях на величину до 100 МВт.

В 2010–2011 гг. запланировано дальнейшее развитие ЦСПА. В 2010 году планируется ввод в промышленную эксплуатацию микропроцессорных комплексов ПА нижнего уровня на подстанциях 500 кВ Тихорецк и Шахты, а в 2011 году – на подстанции 330 кВ Чирюрт.

Информация о Централизованной системе противоаварийной автоматики

В ЕЭС России длительное время функционируют уникальные, не имеющие мировых аналогов, централизованные системы противоаварийной автоматики (ЦСПА) ОЭС Урала, ОЭС Средней Волги и Тюменской энергосистемы. Надежность и эффективность  ЦСПА доказана их многолетней успешной эксплуатацией.

Непрерывное развитие ЕЭС России, широкомасштабное внедрение цифровых устройств управления привели к необходимости разработки новой архитектуры ЦСПА на основе современных принципов построения сложных расчетных вычислительных комплексов, функционирующих в непрерывном режиме на базе современных программно-технических средств и использующих векторные измерения параметров режима.

ОАО «СО ЕЭС» планомерно ведет работы по совершенствованию систем противоаварийной автоматики, определяет направления развития функциональности и технического совершенствования этих систем, ориентируясь на современный уровень технологий и научных разработок.

В 2010 году унифицированная Централизованная система противоаварийной автоматики нового поколения будет введена в эксплуатацию в ОЭС Средней Волги. На  2011−2012 гг. запланированы вводы ЦСПА в ОЭС Востока и ОЭС Сибири.

Ввод цифрового канала связи и передачи данных в опытную эксплуатацию состоялся 30 декабря 2009 года. Прием в промышленную эксплуатацию запланирован в Ι квартале 2010 года. Работу по организации канала выполнили Филиал ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Сибири и ОАО «РУСАЛ Саяногорск». Филиал ОАО «СО ЕЭС» Хакасское РДУ обеспечил подключение телекоммуникационного оборудования к оперативно-информационному комплексу в диспетчерском центре РДУ.

Новый цифровой канал связи и передачи телеметрической информации позволит диспетчерам Хакасского РДУ получать в режиме реального времени информацию о работе сетевого оборудования, участвующего в электроснабжении Хакасского алюминиевого завода. Перечень передаваемых данных включает в себя уровни напряжения на шинах 220 кВ подстанции (ПС)

ГПП-3 Хакасского алюминиевого завода, фактическую величину потребляемой активной и реактивной мощности как в целом по заводу, так и для каждого автотрансформатора 220 кВ подстанции этого предприятия. Кроме того, телекоммуникационный канал будет выполнять функцию резервного для передачи данных с Саяногорского алюминиевого завода, имеющего собственный канал связи с региональным диспетчерским управлением.

Поступление регулярной телеметрической информации о работе энергетического оборудования заводов способно существенно повысить скорость и оптимальность принятия решений диспетчерами Системного оператора в процессе управления электроэнергетическими режимами для прекращения развития аварийных ситуаций и их ликвидации. В частности, повышение наблюдаемости объектов поможет значительно сократить время ликвидации технологических нарушений в случае их возникновения и снизить объемы аварийного отключения потребления в Саяногорском энергоузле.

Наличие прямых каналов диспетчерской связи с крупнейшими промышленными потребителями, включенными под действие систем противоаварийного управления, является важным фактором надежного функционирования ЕЭС России. Вопрос организации таких каналов, позволяющих повысить управляемость региональных энергосистем в аварийных и послеаварийных режимах, приобрел особую актуальность после аварии на Саяно-Шушенской ГЭС. Создание прямого телекоммуникационного канала с Хакасским РДУ было включено в перечень мероприятий по обеспечению надежного энергоснабжения потребителей ОЭС Сибири в осенне-зимний период 2009/2010 г., разработанный после аварии Министерством энергетики РФ при участии Системного оператора.

Тренажер используется для проведения регулярных противоаварийных тренировок диспетчерского персонала Системного оператора, в ходе которых совершенствуются навыки ликвидации технологических нарушений, работы в послеаварийных режимах и в период восстановления нормального режима работы энергосистемы.

«Финист» приходит на смену тренажеру «Феникс», который использовался в качестве основного программного средства проведения противоаварийных тренировок диспетчерского персонала Системного оператора с 1995 года. Главным отличием нового тренажера стало максимальное приближение моделируемых условий к параметрам реальной энергосистемы. Схемы энергосистем, моделируемые на новом тренажере, могут содержать до 7000 узлов электрической цепи, что в 3 раза больше, чем в «Фениксе». Кроме того, «Финист» интегрирован с оперативно-информационным комплексом (ОИК) диспетчерского центра Системного оператора, что позволяет использовать для тренировок модель энергосистемы, максимально близко повторяющую ЕЭС России.

Максимально точная модель энергосистемы, реализованная в тренажере «Финист», а также видеостена, мониторы и средства связи, идентичные тем, что используются в диспетчерских пунктах, воссоздают привычную для диспетчера рабочую среду. Проведение тренировки в условиях точной имитации рабочей обстановки позволяет повысить оперативность действий и качества выполнения оперативно-диспетчерских функций в реальных ситуациях.

«Модернизация режимного тренажера осуществлена в рамках комплексной работы по постоянному повышению качества подготовки диспетчерского персонала Системного оператора в условиях непрерывного развития Единой энергетической системы России. Размерность и точность моделей, используемых для проведения тренировок, должны соответствовать возрастающей сложности структуры реальных энергосистем», - отметил руководитель центра тренажерной подготовки персонала ОАО «СО ЕЭС» Валерий Будовский.

Промышленная эксплуатация программно-аппаратного комплекса режимного тренажера диспетчера «Финист» начата в исполнительном аппарате ОАО «СО ЕЭС» в Москве и Филиале ОАО «СО ЕЭС» «Объединенное диспетчерское управление энергосистемами Северо-Запада» (ОДУ Северо-Запада) в Санкт-Петербурге. До конца 2009 года «Финист» поступит в остальные шесть объединенных диспетчерских управлений Системного оператора. Оснащение новым тренажером региональных диспетчерских управлений планируется завершить к 2012 году.

СМЗУ, разработанная специалистами Системного оператора, представляет собой программный комплекс для определения опасных сечений в системообразующей сети и пропускной способности электрических сетей в них. Комплекс способен учитывать любые изменения схемы электрической сети в режиме реального времени. Использование СМЗУ позволяет повысить устойчивость работы энергосистемы за счет оптимального использования пропускной способности сетей, без ввода новых сетевых элементов.

Учет пропускной способности сети, особенно в опасных сечениях, необходим для выбора оптимального управления режимами работы энергосистем. Невозможность заблаговременного определения сетевых ограничений для всего многообразия схемно-режимных ситуаций в энергосистеме может быть скомпенсирована созданием и использованием СМЗУ, предоставляющей информацию о таких ограничениях диспетчерскому персоналу с периодичностью 15 секунд в процессе циклического  расчета текущего электроэнергетического режима энергосистемы.

Пилотный проект по вводу СМЗУ реализован Системным оператором совместно с ОАО «ФСК ЕЭС», ОАО «ОГК-2» и ОАО «Тюменьэнерго» на территории северных районов Тюменской области в рамках работ по повышению надежности электроснабжения потребителей. Энергодефицитность и слабо развитая сетевая инфраструктура этой части тюменской энергосистемы приводят к необходимости ввода ограничений энергоснабжения потребителей, крупных нефте- и газодобывающих предприятий, в ремонтных схемах работы энергосистемы.

При разработке технических решений учитывалась необходимость их максимально быстрой реализации. В связи с этим оптимальным техническим решением был признан проект внедрения СМЗУ, предложенный Системным оператором. Срок его реализации составляет два года, тогда как другие решения, в том числе предусматривающие строительство новых линий электропередачи или генерирующих источников, требуют соответственно не менее 3 и 5 лет.

Создание системы в операционной зоне Тюменского РДУ началось в октябре 2007 года. В течение 2 лет был разработан и внедрен новый программно-технический комплекс СМЗУ, включающий три компонента: измерительную систему, систему сбора данных и информационную расчетную систему. Измерительная система с периодичностью в 20 мс осуществляет сбор данных от измерительных устройств и регистраторов параметров, установленных на объектах ФСК и генерирующих компаний северных районов Тюменской области. Следующий уровень СМЗУ – система сбора данных расположена в вычислительной сети Филиала Системного оператора Тюменского РДУ. Система отвечает за автоматизированный сбор и предварительную подготовку информации, полученной от измерительной системы. Консолидированная информация передается в информационную расчетную систему, также расположенную в вычислительной сети Тюменского РДУ. Информационная расчетная система занимается автоматизированной обработкой информации, поступающей от системы сбора данных и от оперативного информационного комплекса Тюменского РДУ, и осуществляет расчет допустимых перетоков мощности в энергорайоне.

СМЗУ позволяет обеспечить управление электроэнергетическим режимом с максимальным использованием пропускной способности сети в различных схемно-режимных ситуациях. Внедренная система повышает пропускную способность электрических сетей северных районов Тюменской области в контролируемых сечениях в среднем на 15 %, а также предоставляет диспетчерскому персоналу Системного оператора необходимую информацию для принятия решений при возникновении нерасчетных схемно-режимных ситуаций в энергосистеме.

Комплексные испытания СМЗУ, проведенные с октября 2008 года в ходе опытной эксплуатации, подтвердили ее соответствие проектным требованиям. По итогам проверки СМЗУ совместной комиссией ОАО «СО ЕЭС», ОАО «ФСК ЕЭС», ОАО «ОГК-2» и ОАО «Тюменьэнерго» принято решение о ее готовности к вводу в промышленную эксплуатацию.

По словам председателя комиссии, заместителя главного диспетчера ОАО «СО ЕЭС» Андрея Жукова, реализация масштабного системного проекта по внедрению СМЗУ стала возможной благодаря плодотворному сотрудничеству всех его участников. «Реализация этого проекта является образцом эффективного взаимодействия энергокомпаний и Системного оператора при решении задач повышения надежности энергоснабжения потребителей в тюменской энергосистеме», – отметил Андрей Жуков.

Реализованный проект не имеет аналогов в России. В ходе его реализации были применены новейшие отечественные научные разработки, технические и технологические решения.

В будущем планируется внедрение СМЗУ в других энергосистемах, а также дальнейшее функциональное развитие системы.

Цель реконструкции – повышение надежности оперативно-диспетчерского управления режимами работы Объединенной энергосистемы Востока (ОЭС Востока) и входящих в нее региональных энергосистем.

В рамках реконструкции проведена замена устаревшего мнемонического светодиодного щита на новый щит, построенный на основе 21 видеокуба BARCO, проложена структурированная кабельная сеть, обеспечивающая связь рабочих мест диспетчеров с оперативно-информационным комплексом ОДУ Востока. Также в диспетчерском центре установлена интегрированная система безопасности, включающая в себя систему контроля доступа в диспетчерский центр и пожарно-охранную сигнализацию, заменены системы кондиционирования и отопления.

Установленный в ходе реконструкции диспетчерский щит позволяет существенно увеличить детализацию схемы энергосистемы, расширить количество отображаемых параметров. В нем реализована возможность динамического отображения объектов диспетчеризации, которая при необходимости позволяет увеличивать определенные участки схемы ОЭС Востока, энергорайоны, энергоузлы и отдельные объекты.

На время реконструкции диспетчерский персонал осуществлял управление режимом ОЭС Востока из Центра тренажерной подготовки персонала (ЦТПП) ОДУ Востока. ЦТПП, принятый в эксплуатацию в 2006 году, оснащен всеми средствами оперативно-диспетчерского управления, включая каналы связи с энергетическими объектами ОЭС Востока и тренажерный диспетчерский щит из 6 видеокубов, на который поступают данные оперативно-информационного комплекса ОДУ Востока. Оборудование ЦТПП используется для проведения тренировок оперативного персонала ОДУ и подведомственных ему региональных диспетчерских управлений, а также в качестве резервного при управлении электроэнергетическим режимом в условиях чрезвычайной ситуации.

В период осуществления диспетчеризации из ЦТПП ОДУ Востока было обеспечено надежное управление режимом ОЭС Востока. По окончании реконструкции управление ОЭС Востока переведено в основной диспетчерский зал.

Модернизация диспетчерского зала ОДУ Востока является общесистемным инвестиционным проектом Системного оператора. После ее завершения ОДУ Востока стало шестым филиалом ОАО «СО ЕЭС» ОДУ, в котором установлен диспетчерский щит на основе видеокубов.

Системный оператор завершил реализацию основного этапа территориального инвестиционного проекта по созданию инфраструктуры и технологическому переоснащению диспетчерского центра Филиала ОАО «СО ЕЭС» ОДУ Центра. Перевод оперативно-диспетчерского управления в новый диспетчерский центр, позволит повысить надежность работы ЕЭС на территории 19 субъектов Российской Федерации.

В ходе построения современного комплекса диспетчерского управления в здании диспетчерского центра осуществлена прокладка каналов диспетчерской связи и монтаж центральной приемо-передающей станции «Smart-FEP». В диспетчерском зале установлен диспетчерский щит на основе видеопроекционных кубов BARCO, обеспечивающий необходимую информативность и оперативность отображения состояния энергообъектов операционной зоны, развернута программно-аппаратная платформа для функционирования оперативно-информационного комплекса «СК-2003».

Создан автоматизированный инженерный комплекс, который включает в себя системы теплоснабжения, вентиляции, кондиционирования, физической безопасности, а также средства водяного и газового пожаротушения. Здание оборудовано системой гарантированного электроснабжения от автономных источников питания для обеспечения непрерывного и надежного управления энергосистемой в любых нештатных ситуациях.

С учетом специфики круглосуточной работы диспетчеров ОДУ в здании созданы оптимальные условия для работы и отдыха сотрудников.

Инвестиционный проект, начатый в 2007 году, предусматривал перевод Пензенского РДУ в новое здание, построенное и оснащенное с учетом специфики оперативно-диспетчерской деятельности.

В настоящее время здание и комплекс оборудования приняты в эксплуатацию рабочей комиссией под руководством генерального директора Филиала ОАО «СО ЕЭС» «Объединенное диспетчерское управление энергосистемами Средней Волги» (ОДУ Средней Волги) Искандера Аметова, начался процесс перевода регионального диспетчерского управления в новое здание. Завершение процесса запланировано на август. Перевод оперативно-диспетчерской службы РДУ в новый диспетчерский центр осуществляется без каких-либо отклонений от требований круглосуточной диспетчеризации региональной энергосистемы.

С момента своего создания в 2003 году Пензенское РДУ работало на арендованных площадях. Реализация инвестиционного проекта была вызвана необходимостью развития технологий оперативно-диспетчерского управления в Пензенской области, в то время как недостаток арендованных производственных площадей, на которых располагалось РДУ, а также их несоответствие технологическим нормам препятствовали выполнению этих требований.

Для решения задачи размещения этого регионального филиала ОАО «СО ЕЭС» оптимальным по производственным, организационным и финансовым критериям вариантом было признано приобретение недостроенного здания с последующей достройкой и оснащением его необходимым оборудованием. Подрядчики на этапах разработки проекта и достройки здания были выбраны по итогам открытых конкурсов. Разработкой проекта, достройкой, инженерным и технологическим оснащением занимались пензенские компании.

В процессе строительства и оснащения нового здания РДУ применены современные технологии, показавшие на практике высокий уровень надежности. В диспетчерском центре РДУ смонтирован современный диспетчерский щит на основе видеопроекционных кубов BARCO, значительно повышающий точность и оперативность отображения состояния энергообъектов операционной зоны по сравнению с использовавшимся до настоящего времени мнемоническим светодиодным щитом. Для организации диспетчерской связи проложены волоконно-оптические линии. В новом здании предусмотрено гарантированное электроснабжение диспетчерского пункта от автономного источника питания для непрерывного и надежного управления энергосистемой в любых нештатных ситуациях. Кроме того, проектирование здания с учетом специфики круглосуточной работы РДУ помогло создать оптимальные условия для работы и отдыха сотрудников.

Реализация инвестиционного проекта позволит расширить наблюдаемость текущего состояния объектов диспетчеризации энергосистемы Пензенской области, ускорить принятие диспетчерами оперативных решений, повысить стабильность функционирования систем диспетчерского управления, добиться большей эффективности планирования и управления режимами работы региональной энергетической системы.

По словам генерального директора ОДУ Средней Волги Искандера Аметова, «работа в современном здании, оснащенном с использованием новейших достижений отечественных и зарубежных технологий, позволит организовать диспетчерское управление на качественно новом уровне и создаст все необходимые условия для повышения надежности функционирования энергосистемы Пензенской области».

Непрерывное совершенствование навыков оперативно-диспетчерского персонала – одна из важных составляющих процесса обеспечения надежного функционирования энергосистемы. В ходе занятий, проводимых на базе центров и пунктов тренажерной подготовки, отрабатываются и совершенствуются профессиональные навыки  персонала Системного оператора.

Важнейшим направлением использования ПТПП станет проведение общесистемных противоаварийных тренировок с участием диспетчеров Системного оператора и специалистов генерирующих и сетевых предприятий области. Общесистемные противоаварийные тренировки позволяют отработать взаимодействие между региональным диспетчерским управлением и энергокомпаниями для усиления надежности функционирования энергосистемы и повышения оперативности ликвидации технологических нарушений.

Пункт тренажерной подготовки персонала Ивановского РДУ станет учебной базой при проведении предаттестационной подготовки диспетчеров для успешного прохождения ими регулярной обязательной государственной аттестации, проводимой специалистами Ростехнадзора. ПТПП также будет использоваться для подготовки персонала технологического блока и IT-специалистов Ивановского РДУ к внутренним экзаменам по технической эксплуатации, охране труда, пожарной и промышленной безопасности.

ПТПП Ивановского РДУ оснащен всеми необходимыми программно-аппаратными средствами для отработки действий в различных схемно-режимных ситуациях, возникающих в процессе функционирования реально действующей энергосистемы. В состав оборудования ПТПП входят диспетчерские коммутаторы, оперативно-информационный комплекс СК-2003, использующийся в оперативной работе во всех региональных диспетчерских управлениях тренажер оперативных переключений «TWR-12», режимный тренажер «Феникс», программный комплекс «Эксперт-диспетчер», система записи диспетчерских переговоров «ЭХО+».

С вводом в действие нового тренажерного комплекса диспетчеры Ивановского РДУ смогут без отрыва от производства совершенствовать навыки оперативных переключений в электроустановках, отрабатывать действия по управлению надежностью энергосистемы с использованием математической модели Единой энергосистемы России, позволяющей точно сымитировать управление ЕЭС России. Воссозданная в ПТПП рабочая обстановка реального диспетчерского центра позволит обучающимся специалистам в условиях тренировки опробовать варианты решения различных диспетчерских задач и выбрать наиболее оптимальный из них.

«Центры и пункты тренажерной подготовки обеспечивают максимальную эффективность профессиональной подготовки диспетчеров Системного оператора, высокая квалификация которых является залогом надежного функционирования и развития Единой энергетической системы России, – отметил в ходе церемонии открытия ПТПП директор Ивановского РДУ Владимир Тарасов. – Именно поэтому создание и совершенствование специализированных подразделений, отвечающих за обучение персонала, – одно из важнейших направлений деятельности ОАО «СО ЕЭС».

В соответствии с Технической политикой Системного оператора и годовой инвестиционной программой в 2008 году оснащены новейшим оборудованием и программным обеспечением пункты тренажерной подготовки персонала 10 филиалов ОАО «СО ЕЭС»: Красноярское РДУ, Башкирское РДУ, Марийское РДУ, Дагестанское РДУ, Вологодское РДУ, Липецкое РДУ, Смоленское РДУ, Тверское РДУ, Балтийское РДУ и Кольское РДУ.

Подведение итогов ежегодной национальной премии «IT-ЛИДЕР 2009» состоялось 23 апреля в Москве.

По условиям премии, наряду с ОАО «СО ЕЭС» звания «IT-ЛИДЕР» удостоен также руководитель проекта – член Правления, директор по информационным технологиям ОАО «СО ЕЭС» Михаил Абраменко.

Созданная в Системном операторе корпоративная интеграционно-транспортная система является одним из важных элементов технологической платформы, обеспечивающей выполнение основной функции Системного оператора – круглосуточного централизованного оперативно-диспетчерского управления режимами работы объектов электроэнергетики в Единой энергетической системе России.

Работа над созданием современной версии КИТС началась в 2007 году. Первая очередь КИТС, введенная в промышленную эксплуатацию в 2008 году, предусматривала развертывание транспортной инфраструктуры, разработку и внедрение системы гарантированной доставки сообщений на базе программного комплекса IBM WebSphereMQ и системы файловых адаптеров на всех узлах КИТС, а также средств мониторинга, администрирования и конфигурирования КИТС в филиалах Системного оператора – объединенных и региональных диспетчерских управлениях.

В настоящее время в ОАО «СО ЕЭС» проводятся комплексные испытания второй очереди системы, включающей в себя средства обработки данных и взаимодействие с внешними контрагентами. Запуск ее в промышленную эксплуатацию запланирован на июнь 2009 года.

Реализация проекта КИТС позволит увеличить надежность информационного обмена между подразделениями Системного оператора, унифицировать методы и средства обмена информацией между различными частями программно-аппаратного комплекса, расположенными в различных регионах страны, повысив эффективность управления Единой энергетической системой России.

ОАО «СО ЕЭС» получает премию «IT-ЛИДЕР» уже второй раз. Впервые компания была удостоена этой национальной премии в 2005 году в номинации «Предприятия ТЭК».

Информация о ежегодной премии «IT-ЛИДЕР»

Национальная ежегодная Премия «IT-ЛИДЕР» присуждается корпоративным организациям и их
IT-руководителям за вклад в развитие информационных технологий, повышающих эффективность деятельности организаций и улучшающих стандарты жизни российского общества. Премия была учреждена в 2002 году. В состав оргкомитета премии входят Ассоциация Менеджеров России, журналы «Итоги», «CIO», «Intelligent Enterprise», а также представители крупнейших IT-компаний.

Цель совещания – обсуждение разработанного Системным оператором проекта регламента оперативного взаимодействия энергетических компаний при эксплуатации средств диспетчерского и технологического управления, представляющих собой сложные IT-комплексы.В совещании примут участие руководители и специалисты технологических и IT-служб ОАО «СО ЕЭС», ОАО «ФСК ЕЭС», ОАО «Холдинг МРСК», генерирующих компаний, а также представители сервисных и проектных компаний.

Программа совещания разделена на две секции, в ходе работы которых будут представлены доклады и обсуждены вопросы по следующим направлениям:

• 2 марта – «Отраслевая программа модернизации систем телемеханики и связи. Состояние и перспективы»;
• 3 марта – «Эксплуатация средств диспетчерского и технологического управления. Регламенты взаимодействия между Системным оператором и субъектами электроэнергетики».
• В заключительный день мероприятия, 4 марта, состоится круглый стол на тему «Повышение надежности работы программно-аппаратных комплексов средств диспетчерского и технологического управления. Поиск путей и решений».

По итогам совещания планируется принятие протокола, в который будут включены предложения участников мероприятия, направленные на повышение надежности работы средств диспетчерского и технологического управления на всех объектах электроэнергетики операционной зоны ОДУ Центра.

Одним из наиболее важных элементов технологического переоснащения Северокавказского РДУ стала установка нового диспетчерского щита, собранного на основе 15 проекционных видеокубов «BARCO» с диагональю 67 дюймов. Использование нового программно-аппаратного комплекса значительно повышает точность и оперативность отображения процессов, происходящих в управляемой энергосистеме, что значительно ускоряет принятие диспетчерами необходимых решений.

Выполненный комплекс работ по реконструкции помещений и технологическому переоснащению диспетчерского центра Северокавказского РДУ оценивался комиссией под руководством члена Правления, исполнительного директора ОАО «СО ЕЭС» Анатолия Батова. Комиссия, в состав которой вошли специалисты исполнительного аппарата ОАО «СО ЕЭС» и Филиала ОАО «СО ЕЭС» «Объединенное диспетчерское управление энергосистемами Юга» (ОДУ Юга), дала высокую оценку проделанной работе и подтвердила готовность технологических систем и персонала Северокавказского РДУ к выполнению функций оперативно-диспетчерского управления.

Кроме ввода в эксплуатацию нового диспетчерского щита, в Северокавказском РДУ полностью реконструирована локальная вычислительная сеть и смонтировано новое оборудование диспетчерской телефонной связи.

Техническое переоснащение диспетчерских центров, обеспечивающих управляемость региональных энергосистем и надежное электроснабжение потребителей – одно из важнейших направлений реализации территориальных инвестиционных проектов ОАО «СО ЕЭС». Только в 2008 году новые диспетчерские щиты на основе проекционных видеокубов были введены в строй в Бурятском, Курском, Оренбургском РДУ, в ОДУ Средней Волги и Сибири.

Комплекс работ по модернизации технологической инфраструктуры, инженерных коммуникаций, систем безопасности и противопожарной защиты выполнен в целях повышения надежности и эффективности управления электроэнергетическим режимом ЕЭС на территории Республики Бурятия.

Одним из наиболее важных элементов технологического переоснащения Бурятского РДУ стала установка нового диспетчерского щита, собранного на основе 10 проекционных видеокубов «BARCO». Новый диспетчерский щит позволяет отображать, фиксировать, обрабатывать и контролировать параметры функционирования объектов электроэнергетики в режиме реального времени. Оперативность обновления данных о состоянии энергообъектов сокращает время реагирования диспетчерского персонала на изменения режимов, и как следствие, повышается надежность функционирования энергосистемы Республики Бурятия. В настоящее время  видеопроекционное оборудование компании «BARCO», установленное в исполнительном аппарате и 31 филиале ОАО «СО ЕЭС», продемонстрировало высокую эффективность в ходе практической эксплуатации.

Результат выполненного комплекса работ по реконструкции помещений и технологическому переоснащению диспетчерского центра Бурятского РДУ оценивался комиссией под руководством генерального директора Филиала ОАО «СО ЕЭС» Объединенное диспетчерское управление энергосистемами Сибири (ОДУ Сибири) Владимира Лапина.

Комиссия дала высокую оценку проделанной работе и подтвердила готовность к эксплуатации технологических систем диспетчерского центра Бурятского РДУ, а также готовность персонала к выполнению функций по оперативно-диспетчерскому управлению на территории Республики Бурятия.

Модернизация оборудования и реконструкция здания Бурятского РДУ – один из более чем 20 территориальных инвестиционных проектов, реализуемых сегодня ОАО «СО ЕЭС» в своих филиалах.

Внедрение новой автоматизированной системы диспетчерского управления – один из крупнейших инновационных проектов ОАО «СО ЕЭС». Современный программно-аппаратный комплекс SCADA/EMS позволит интегрировать основные технологические задачи Системного оператора на единой информационно-технологической платформе, станет основным инструментом  управления режимами Единой энергосистемы, формирования диспетчерского графика, анализа состояния сети, управления частотой электроэнергии, а также выполнения других функций, необходимых для обеспечения надежного функционирования ЕЭС России.

Испытания будут проводиться разработчиком SCADA/EMS – компанией Siemens при участии специалистов  Системного оператора. Цель заводских испытаний – проверка планируемой функциональности внедряемой SCADA/EMS на параметрах реальной энергосистемы, заданных специалистами Системного оператора.

ОДУ Юга – первый из двух филиалов ОАО «СО ЕЭС», выбранных для внедрения новой автоматизированной системы диспетчерского управления. Для подготовки к испытаниям работникам ОДУ предстоит впервые в российской практике провести уникальный комплекс работ по сбору основной технологической информации о генерирующих мощностях и объектах сетевой инфраструктуры Юга России.

Также для проведения испытаний специалистами Системного оператора были созданы методики формирования схем и графиков для визуального представления режимов работы объектов электроэнергетики, утвержден единый формат и варианты графического отображения информации, обрабатываемой с помощью SCADA/EMS.

В соответствии с планом заводские испытания SCADA/EMS для энергосистемы Юга России начнутся в первом квартале 2010 года.

Следующим к сбору информации для заводских испытаний SCADA/EMS приступит  Филиал ОАО «СО ЕЭС» - Объединенное диспетчерское управление Средней Волги. Сбор и формализация необходимых данных будут проходить с учетом замечаний и опыта, полученного по результатам аналогичных работ в ОДУ Юга, что позволит филиалам одновременно закончить этап подготовки и параллельно начать испытания системы автоматизированного управления.

Одним из наиболее важных элементов технологического переоснащения ОДУ Сибири стала установка нового диспетчерского щита, собранного из 24 проекционных видеокубов «Barco». Его использование позволяет отображать, фиксировать, обрабатывать и контролировать параметры функционирования объектов электроэнергетики в режиме реального времени. Тем самым значительно сокращается время реагирования диспетчерского персонала на изменения режимов энергетических объектов и, как следствие, повышается надежность функционирования энергосистемы Сибирского региона.

Выполненный комплекс работ по реконструкции помещений и технологическому переоснащению диспетчерского центра ОДУ Сибири оценивался комиссией под руководством генерального директора Филиала ОАО «СО ЕЭС» ОДУ Востока Сергея Другова. Комиссия, в состав которой вошли специалисты исполнительного аппарата ОАО «СО ЕЭС» и филиала ОАО «СО ЕЭС» РП «Сибирьэнерготехнадзор», дала положительную оценку проделанной работе и подтвердила готовность технологических систем и персонала ОДУ Сибири к выполнению функций оперативно-диспетчерского управления.

Участники обсудили итоги работы блока информационных технологий Системного оператора за последние два года и перспективные направления его развития, проблемы реорганизации эксплуатационной деятельности в области IT, участие филиалов в реализации крупных корпоративных проектов.

В работе совещания приняли участие член Правления, директор по информационным технологиям ОАО «СО ЕЭС» Михаил Абраменко, руководители служб  эксплуатации программно-аппаратного комплекса, телемеханики и связи Системного оператора и его филиалов, представители блоков IT субъектов энергетики.

«Роль информационных технологий в обеспечении надежности энергосистемы очень высока, – отмечает Михаил Абраменко. – Программно-вычислительные комплексы и телекоммуникационные системы – основной инструмент диспетчерского управления. От эффективности их работы, полноты информации, оперативности передачи данных и качества их обработки во многом зависит скорость принятия решения, точность диспетчерских команд, правильная работа противоаварийной автоматики и многое другое. Именно поэтому мы в Системном операторе уделяем IT-блоку такое пристальное внимание».

В центре внимания собравшихся были вопросы организации взаимодействия  ОАО «СО ЕЭС» с сетевыми и генерирующими компаниями, координации IT-политики различных компаний отрасли в целях повышения эффективности и надежности управления ЕЭС. В частности, обсуждались вопросы координации при внедрении на энергообъектах новых систем телемеханики и связи.

Один из крупных проектов, обсуждавшихся на совещании, – внедрение новой автоматизированной системы диспетчерского управления SCADA/EMS (система контроля и сбора данных/система управления энергией) производства компании Siemens. Проект такого масштаба осуществляется в России впервые. SCADA/EMS – основной инструмент диспетчерского управления, который включает в себя компьютерное оборудование и комплекс программ для формирования диспетчерского графика, оценки состояния сети, управления частотой, генерацией и выполнения других функций, необходимых для обеспечения надежного функционирования ЕЭС России. В систему войдут 242 рабочих станции. Математическая модель, используемая SCADA/EMS, содержит около 20 тысяч расчетных узлов.