На совещании особое внимание было уделено обсуждению ситуации в Единой энергосистеме России в связи с аномальными погодными условиями июля – августа 2010 года

«Аномально высокие температуры наружного воздуха, державшиеся на протяжении длительного времени, и пожароопасная обстановка привели к сложной режимно-балансовой ситуации как в ряде объединенных энергосистем, так и в ЕЭС России в целом. Системному оператору пришлось управлять режимами в условиях заметного роста потребления электрической энергии и мощности при значительном снижении располагаемой мощности электростанций, а также высокой аварийности на электростанциях и в электрических сетях», - отметил Николай Шульгинов. Он заявил о необходимости проведения специальных организационных и технических мероприятий для подготовки энергосистем к прохождению летнего периода, который в ряде регионов характеризуется столь же сложными схемно-режимными условиями, как и осенне-зимний период.

Важной темой совещания стал анализ первых результатов реализации новых функций, возложенных на ОАО «СО ЕЭС» в 2009 – 2010 годах. В частности, в ходе совещания были проанализированы и обсуждены результаты участия филиалов ОАО «СО ЕЭС» региональных диспетчерских управлений (РДУ) в процессе разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики субъектов Российской Федерации на 5-летний период.

Кроме того, участники совещания обсудили подготовительные мероприятия по проведению долгосрочных конкурентных отборов мощности и запуску рынка системных услуг и принятые Правительством РФ изменения стандартов раскрытия информации субъектами оптового и розничных рынков электрической энергии.

Одной из тем совещания стали итоги плановых целевых проверок филиалов ОАО «СО ЕЭС», проведенных в июне – августе 2010 года, мониторинга соблюдения диспетчерскими центрами требований надежного управления электроэнергетическим режимом работы энергосистем и промежуточные результаты выполнения мероприятий по подготовке к прохождению осенне-зимнего периода 2010/2011 года». На совещании было отмечено, что по результатам контрольных мероприятий вынесен ряд замечаний, требующих устранения в период подготовки к прохождению ОЗП.

Подводя итоги технического совещания, первый заместитель Председателя Правления ОАО «СО ЕЭС» Николай Шульгинов отметил важность взаимодействия служб технологического блока исполнительного аппарата Системного оператора, филиалов компании - ОДУ и РДУ с представителями органов исполнительной власти, субъектами электроэнергетики и крупнейшими потребителями и подчеркнул необходимость повышения эффективности такого взаимодействия.

По итогам совещания руководством технологического блока ОАО «СО ЕЭС» сформированы поручения руководителям технологических блоков ОДУ. Поручения направлены на решение актуальных вопросов по всем направлениям деятельности технологического блока. Итоги выполнения поручений и других решений совещания будут рассмотрены на очередном техническом  совещании, проведение которого планируется в декабре.

На регулярно проводимых технических совещаниях ОАО «СО ЕЭС» разрабатываются единые подходы к реализации функций оперативно-диспетчерского управления, организации взаимодействия с субъектами электроэнергетики и потребителями электрической энергии, а также обсуждаются способы решения актуальных проблем повышения надежности и качества управления электроэнергетическим режимом ЕЭС России.

Потребление электроэнергии в августе 2010 года в целом по России составило 74,2 млрд. кВт•ч (на 5,9 % больше, чем в августе 2009 года), в изолированных энергосистемах – 1,28 млрд. кВт•ч (на 8,3 % меньше по сравнению с августом 2009 года).

Суммарные объемы потребления и выработки электроэнергии в целом по России складываются из показателей электропотребления и выработки объектов, расположенных в Единой энергетической системе России, и объектов, работающих в изолированных энергосистемах (Таймырская, Камчатская, Сахалинская, Магаданская, Чукотская, а также энергосистемы центральной и северной Якутии). Фактические показатели работы энергосистем изолированных территорий представлены субъектами оперативно-диспетчерского управления указанных энергосистем.

В августе 2010 года выработка электроэнергии в России в целом составила 75,4 млрд. кВт•ч, что на 6,8 % больше, чем в августе 2009 года. Электростанции ЕЭС России в августе 2010 года выработали 74,1 млрд. кВт•ч, что на 7,1 % больше выработки в августе прошлого года. В изолированных энергосистемах выработано 1,28 млрд. кВт•ч (на 8,3 % меньше по сравнению с уровнем 2009 года).

Основную нагрузку по обеспечению спроса на электроэнергию в ЕЭС России в августе 2010 года несли тепловые электростанции (ТЭС), выработка которых составила 44,4 млрд. кВт•ч, что на 17,2 % больше, чем в августе 2009 года. Выработка ГЭС за тот же период составила 13,7 млрд. кВт•ч (на 5,9 % меньше уровня 2009 года), выработка АЭС – 12,5 млрд. кВт•ч (на 5,4 % меньше уровня 2009 года), выработка электростанций промышленных предприятий – 3,5 млрд. кВт•ч (на 0,1 % меньше августа 2009 года).

Данные по объединенным энергосистемам (ОЭС) за август 2010 года

С начала 2010 года выработка электроэнергии в России в целом составила 662,7 млрд. кВт•ч, что на 5,1 % больше, чем в январе – августе 2009 года. Выработка электроэнергии в ЕЭС России за восемь месяцев 2010 года составила 649,5 млрд. кВт•ч электроэнергии, что на 5,3% больше показателей аналогичного периода прошлого года. В изолированных энергосистемах выработано 13,24 млрд. кВт•ч (на 5,2 % меньше, чем за восемь месяцев 2009 года).

Основную нагрузку по обеспечению спроса на электроэнергию в ЕЭС России в первые восемь месяцев 2010 года несли ТЭС, выработка которых составила 398,6 млрд. кВт•ч, что на 9,1 % больше, чем в январе – августе 2009 года. Выработка ГЭС за тот же период составила 110,0 млрд. кВт•ч (на 5,0 % меньше, чем за восемь месяцев 2009 года), выработка АЭС – 109,55млрд. кВт•ч (на 5,1 % больше, чем в аналогичном периоде 2009 года), выработка электростанций промышленных предприятий – 31,3 млрд. кВт•ч (на 0,1 % меньше показателей января – августа 2009 года).

Потребление электроэнергии за январь – август 2010 года в целом по России составило 653,03 млрд. кВт•ч (на 5,1 % больше, чем в первые восемь месяцев 2009 года), в том числе в ЕЭС России –639,8 млрд. кВт•ч (на 5,3 % больше, чем за 8 месяцев 2009 года), в изолированных энергосистемах –13,24 млрд. кВт•ч (на 5,2% меньше, чем за 8 месяцев 2009 года).

Данные по объединенным энергосистемам (ОЭС) за первые восемь месяцев 2010 года

Для обеспечения безопасного функционирования Европейской части ЕЭС России и надежного электроснабжения потребителей в условиях аномально высоких температур воздуха, в диспетчерских центрах Владимирского, Воронежского Марийского, Мордовского, Московского, Нижегородского и Рязанского региональных диспетчерских управлений ОАО «СО ЕЭС» вводился режим повышенной готовности к чрезвычайным ситуациям.

Планирование и диспетчерское управление режимами работы генерирующих и электросетевых объектов в этот период осуществлялось Системным оператором с учетом технологических особенностей работы оборудования в условиях продолжительных аномально высоких температур воздуха. В частности, учитывалась повышенная вероятность отключения оборудования системообразующей сети. Кроме того, в целях снижения рисков нарушения электроснабжения потребителей на время действия в регионах РФ режима чрезвычайной ситуации (ЧС) Системным оператором был запрещен вывод в ремонт линий электропередачи (ЛЭП) класса напряжения 110 кВ и выше. Исключение составляли только аварийные ремонты, а также начатые на тот момент длительные работы по реконструкции и ремонту оборудования.

Временный запрет вывода в ремонт ЛЭП повлиял на сроки выполнения утвержденного Системным оператором графика летней ремонтной кампании на генерирующих и сетевых объектах, которая является одной из важнейших составляющих процесса подготовки Единой энергосистемы к прохождению осенне-зимнего периода.

«В настоящее время в европейской части ЕЭС России снизилась угроза возникновения лесных пожаров и исчезли погодные факторы, вызывающие ограничение мощности генерирующего оборудования и пропускной способности объектов сетевого хозяйства. Кроме того, благодаря снижению температуры, уровень потребления электроэнергии вернулся к обычным сезонным значениям. В связи с этим мы возвращаемся к планомерной работе по подготовке ЕЭС России к прохождению осенне-зимнего периода», - отметил Директор по управлению режимами ЕЭС – главный диспетчер ОАО «СО ЕЭС» Сергей Павлушко.

Для достижения запланированных на 2010 год объемов ремонта сетевого и генерирующего оборудования к началу ОЗП в европейской части ЕЭС России Системный оператор приступил к уточнению графика ремонтов, проводимых субъектами электроэнергетики.

Имитационный КОМ на 2011 год проводился на основании решения Рабочей группы по вопросам обеспечения функционирования долгосрочного рынка мощности при Минэнерго России от 8 июня 2010 года. Прием ценовых заявок для участия в имитационном КОМ осуществлялся в соответствии с Правилами оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода и проходил с использованием специализированного интернет-сайта «Конкурентный отбор мощности» http://monitor.so-ups.ru.

К участию в имитационном КОМ были допущены 53 субъекта оптового рынка электроэнергии и мощности, прошедшие в НП «Совет рынка» процедуру регистрации генерирующих единиц мощности в отношении своих генерирующих объектов и получившие в Удостоверяющем центре ОАО «Администратор торговой системы» ключи электронно-цифровой подписи. До начала имитационного КОМ указанные процедуры были выполнены по 371 электростанции.

Ценовые заявки подали все допущенные к участию в имитационном КОМ субъекты оптового рынка. Заявки были поданы по 367 электростанциям, из них 360 оформлено в полном соответствии с требованиями к подаче документов.

«Проведенная имитация подтвердила работоспособность процедур и технологических систем, обеспечивающих процесс подачи заявок всеми участниками рынка. Кроме того, имитационный КОМ дает представление о предполагаемой ценовой стратегии участников долгосрочного рынка мощности», - отметил Директор по развитию и сопровождению рынков ОАО «СО ЕЭС» Федор Опадчий.

При проведении имитационного КОМ для ряда участников была выявлена необходимость уточнения ранее согласованных с Системным оператором технических параметров генерирующего оборудования, заявляемых в составе ценовых заявок на продажу мощности.

Согласно постановлению Правительства N 89 от 24 февраля 2010 г. «О некоторых вопросах организации долгосрочного отбора мощности на конкурентной основе на оптовом рынке электрической энергии (мощности)», конкурентный отбор ценовых заявок долгосрочного рынка мощности на 2011 год будет проведен Системным оператором до 1 октября 2010 года.

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.

На основе оценки схемно-режимной ситуации в энергосистеме, диспетчеры филиалов ОАО «СО ЕЭС» ОДУ Северо-Запада и Ленинградское РДУ во взаимодействии с оперативным персоналом энергетических компаний и крупных потребителей реализовали план действий по восстановлению электроснабжения.

Действия по ликвидации аварии в энергосистеме проводились в условиях значительного числа отключенных линий электропередачи (ЛЭП) 110-220-330 кВ, 5 подстанций 330 кВ, 7 подстанций 220 кВ, 89 подстанций 110 кВ и частичной или полной остановки 6 электростанций. Дополнительной сложностью стала невозможность оперативного и достоверного установления причин отключения ненормативного числа электрических элементов на ПС Восточная, приведшего к массовому обесточению электроэнергетических объектов.

Под управлением диспетчеров Системного оператора персоналом энергетических компаний была выполнена оптимальная последовательность переключений в основной сети и создан электроэнергетический режим в энергосистеме, позволивший произвести скорейшее включение в работу отключенных подстанций, ЛЭП и электрических станций для восстановления электроснабжения потребителей.

В 19 ч. 00 мин. 20.08.2010 под руководством Генерального директора Филиала ОАО «СО ЕЭС» ОДУ Северо-Запада Василия Синянского был создан оперативный штаб для руководства ликвидацией аварийной ситуации с участием технических руководителей и специалистов филиалов ОАО «СО ЕЭС» ОДУ Северо-Запада и Ленинградского РДУ. Была проведена оценка ситуации, произведены необходимые расчеты режимов, разработан план ликвидации технологического нарушения, осуществлен анализ аварийных процессов по регистрирующим приборам. Штаб организовал взаимодействие с руководителями ОАО «Ленэнерго», ОАО «ТГК-1», филиала ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Северо-Запада.

Уже через 27 минут после технологического нарушения, в 19 ч 01 мин. были включены ВЛ 330 кВ, соединяющие Северо-Западную ТЭЦ с ПС Восточная и с ПС Каменногорская, включена ПС Каменногорская и началось подключение потребителей по сети 110 кВ.

В период с 19 ч. 05 мин. по 19 ч 30 мин по включенным ВЛ 330 кВ подано напряжение на ПС Выборгская, ПС 330 кВ Северная и обеспечено электроснабжение более трети отключенных потребителей в Санкт-Петербурге и Выборгском районе Ленинградской области.

С 20 ч. 15 мин. до 20 ч. 55. мин были поочередно включены все оставшиеся ВЛ и ПС 220-330 кВ в Ленинградской энергосистеме и начался процесс включения оставшихся потребителей.

Совместные действия филиала ОАО «Холдинг МРСК» ОАО «Ленэнерго», филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Северо-Запада, ОАО «ТГК-1», ОАО «Санкт-Петербургские электрические сети», Октябрьской железной дороги ОАО «РЖД» и Комитета по энергетике и инженерному обеспечению, скоординированные диспетчерскими центрами ОДУ Северо-Запада и Ленинградским РДУ, позволили в кратчайшие сроки ликвидировать последствия технологического нарушения и обеспечить восстановление электроснабжения потребителей в энергосистеме Санкт-Петербурга и Ленинградской области. Оптимальная последовательность выполнения переключений обеспечила безаварийное включение в работу сетевых и подстанционных объектов, а кратчайший срок восстановления электрической схемы энергосистемы позволил избежать повреждений генерирующего оборудования на остановленных электрических станциях.

Справка:

Развитие нештатной ситуации в энергосистеме Санкт-Петербурга и Ленинградской области началось в 18 ч 34 мин с одновременного отключения сразу четырех элементов на ПС 330 кВ Восточная: в результате срабатывания релейной защиты (РЗА), оказались отключенными две ВЛ 330 кВ, соединяющие подстанцию с Ленинградской АЭС и с ПС 330 кВ Южная, автотрансформатор мощностью 250 МВА и перемычка, соединяющая два открытых распределительных устройства 330 кВ подстанции. По предварительным данным, причиной срабатывания автоматики стало повреждение кабеля, обеспечивающего питание и коммутацию устройств РЗА.

В течение следующих 3 минут действием защитной автоматики были отключены несколько ЛЭП 110-330 кВ, что привело к полному или частичному обесточению потребителей в Приморском, Выборгском, Калининском, Красногвардейском, Курортном, Петроградском, Невском, Центральном, Василеостровском районах Санкт-Петербурга, в Выборгском, Приозерском и Кировском районах Ленинградской области. Кроме того, в результате нештатной ситуации в электрической сети были отключены Северная, Выборгская, Центральная, Правобережная, Дубровская ТЭЦ и Светогорская ГЭС с полным прекращением генерации и потерей собственных нужд.

За всю историю существования ЕЭС России это первый случай, когда рекордное значение максимума потребления мощности в энергосистеме достигается в летний период. Величины исторических максимумов других региональных систем датированы зимними месяцами.

Рекордные показатели потребления электрической мощности в энергосистеме Кубани фиксировались начиная с июля 2010 года. Предыдущий летний исторический максимум потребления мощности в энергосистеме Кубани, зафиксированный 25 августа 2008 года на уровне 3 148 МВт, был превышен 20 июля. В этот день, во время вечернего максимума, потребление мощности составило 3 212 МВт при среднесуточной температуре +28,0 ºС.

По мнению директора Филиала ОАО «СО ЕЭС» «Региональное диспетчерское управление энергосистемы Кубани» (Кубанское РДУ) Юрия Степаньяна, одной из причин роста уровня потребления мощности стала установившаяся аномально высокая, даже для Кубани, температура воздуха. Средняя температура воздуха в Краснодарском крае и Республике Адыгея, входящих в операционную зону Кубанского РДУ, в дни прохождения летнего максимума потребления мощности выше средней многолетней температуры августа на 7 ºС.

«Другими, не менее важными причинами, являются интенсивное развитие курортно – рекреационного комплекса побережья Черного и Азовского морей, набирающее темпы формирование инфраструктуры Олимпийских объектов в городе Сочи и, как следствие, связанное с ними наращивание электрических нагрузок при строительстве и вводе объектов», - отметил Юрий Степаньян. По его словам, на увеличение уровня потребления также оказало влияние увеличение числа туристов, приехавших на Кубань из регионов центральной России, где аномальная жара привела к значительному ухудшению экологической обстановки.

Увеличение до рекордных показателей летнего максимума нагрузок 2010 года в условиях аномально высоких температур наружного воздуха привело к снижению пропускной способности распределительных сетей классов напряжения 6/10/35/110 кВ ОАО «Кубаньэнерго» и ОАО «НЭСК-Электросети». Снижение пропускной способности распредсетевого комплекса могло привести к возникновению технологических нарушений на объектах энергетики Кубани и нарушению нормального режима работы региональной энергосистемы. В целях недопущения возникновения технологических нарушений и стабилизации работы энергосистемы Кубани в июле-августе вводился режим ограничения электропотребления. Незначительные ограничения вводились в относящемся к регионам с высокими рисками нарушения электроснабжения Юго-Западном районе и Центральном энергорайоне энергосистемы Кубани. В частности, в Краснодаре объем ограничений составлял от 1,8 до 7 МВт, а в городах Анапа и Геленджик – от 3 до 7 МВт.

По словам Юрия Степаньяна, риски надежности электроснабжения потребителей Анапы создает отставание развития сетевого комплекса 110-220 кВ в Анапском энергоузле. С целью их устранения приказом Минэнерго РФ от 22.09.2009 №417 утверждены проекты по реконструкции и вводу новых объектов. В их число вошли технические мероприятия по реконструкции ВЛ 110 кВ Варениковская-Гостаагаевская с заменой провода на большее сечение и ввод в работу ПС 220 кВ Бужора. Завершение реализации этих проектов запланировано соответственно ОАО «Кубаньэнерго» и ОАО «ФСК ЕЭС» в 2011 году.

«Однако, несмотря на высокий уровень потребления мощности, значительный объем реконструкции действующих энергообъектов и нового сетевого строительства, отставание развития сети 110-220 кВ, продолжающуюся ремонтную компанию в зоне ответственности ОАО «ФСК ЕЭС» и ОАО «Кубаньэнерго», Кубанская энергосистема в основном функционирует стабильно, без серьезных технологических нарушений, влияющих на системную надежность», - отметил директор Кубанского РДУ.

Положение является основополагающим документом, определяющим взаимоотношения компаний в процессе управления Системным оператором электрическими режимами работы Единой энергосистемы. Оно конкретизирует действующую нормативную базу в сфере оперативно-диспетчерского управления с учетом технологических особенностей функционирования атомных электрических станций и обеспечения безопасности их работы.

Ранее в своей работе стороны руководствовались временным Положением, подписанным в мае 2004 года. Необходимость разработки нового документа возникла вследствие изменения нормативно-технической базы, регулирующей процессы планирования при управлении режимами работы ЕЭС России и порядок расследования причин аварий в электроэнергетике.

Новый документ описывает все основные деловые процессы, сопровождающие взаимодействие компаний при осуществлении Системным оператором управления энергосистемой:

• планирование режимов работы АЭС, ремонтов оборудования и технического обслуживания устройств релейной защиты и автоматики и средств диспетчерского и технологического управления;
• управление технологическими режимами работы энергоблоков АЭС, включая порядок ведения оперативных переговоров, оформления, подачи, рассмотрения и согласования диспетчерских заявок, производства переключений;
• порядок предотвращения развития и ликвидации нарушений нормального режима работы электрической части АЭС, а также порядок взаимодействия Системного оператора и Концерна «Росэнергоатом» при расследовании причин аварий в электроэнергетике.

Положение впервые детально описывает этапы взаимодействия ОАО «Концерн Росэнергоатом» с Системным оператором при проектировании, строительстве, вводе в эксплуатацию, реконструкции, модернизации и техническом перевооружении АЭС. Ранее в этих процессах стороны руководствовались общими положениями нормативной базы в сфере планирования развития ЕЭС России.

Кроме того, в новый документ введены общие требования к организации обмена технологической информацией между АЭС и диспетчерскими центрами Системного оператора.

Параллельно с разработкой нового Положения стороны вели разработку сопутствующих документов, описывающих основные деловые процессы, предусмотренные Положением. В частности, уже утверждены регламенты представления в диспетчерские центры ОАО «СО ЕЭС» информации о возникновении технологических нарушений в работе АЭС и совместного мониторинга выполнения неплановых ремонтов основного оборудования АЭС.

В настоящее время продолжается разработка других необходимых документов, определяющих порядок взаимодействия Системного оператора и его филиалов с ОАО «Концерн Росэнергоатом» при осуществлении функций оперативно-диспетчерского управления ЕЭС России.

Перевод оперативно-диспетчерского управления стал заключительным этапом начавшейся в 2007 году реализации территориального инвестиционного проекта ОАО «СО ЕЭС» по созданию инфраструктуры и технологическому переоснащению диспетчерского центра Смоленского РДУ.

Территориальный инвестиционный проект включал в себя проектирование и строительство нового здания, оснащение его современными инженерными, информационными и телекоммуникационными системами. Цель проекта – повышение надежности оперативно-диспетчерского управления режимами работы энергосистем Брянской, Калужской и Смоленской областей.

В диспетчерском центре установлен диспетчерский щит на основе видеопроекционных кубов, обеспечивающий больший объем, точность и оперативность информации о состоянии объектов электроэнергетики операционной зоны Смоленского РДУ. Диспетчерская связь организована на основе волоконно-оптических линий, обеспечивающих высокую скорость и надежность передачи данных. Здание оснащено системой гарантированного электроснабжения, включающей автономные источники питания для обеспечения непрерывного оперативно-диспетчерского управления энергосистемами Брянской, Калужской и Смоленской областей в случае возникновения аварийных ситуаций.

В новом диспетчерском центре Смоленского РДУ оборудованы пункт тренажерной подготовки персонала и учебный класс для проведения семинаров и практических занятий по повышению квалификации специалистов РДУ. Пункт тренажерной подготовки станет базой для проведения общесистемных противоаварийных тренировок и учений с участием диспетчеров Смоленского РДУ и оперативного персонала генерирующих и сетевых предприятий Смоленской, Брянской и Калужской областей.

С момента создания в 2003 году и до августа 2010 года диспетчерское управление в операционной зоне Смоленского РДУ осуществлялось из арендованных помещений, расположенных в разных зданиях. Разобщение технологического комплекса и небольшая площадь рабочих помещений не отвечали нормам функционирования диспетчерских центров. Новое трехэтажное здание общей площадью свыше 3,2 тыс. кв. м, оснащенное современным технологическими системами и оборудованием, обеспечит условия для дальнейшего развития инфраструктуры регионального диспетчерского управления.

Цель подписанного Соглашения - установление долгосрочного сотрудничества и координация взаимодействия при осуществлении ОАО «СО ЕЭС» оперативно-диспетчерского управления электроэнергетическим режимом работы ЕЭС России и осуществлении ОАО «РЖД» оперативно-технологического управления подведомственными объектами электросетевого хозяйства.

Как отметил на подписании Соглашения Борис Аюев, на некоторых территориях России электросетевые объекты ОАО «РЖД» являются системообразующими элементами всей энергетической системы региона, поэтому эффективное и скоординированное взаимодействие между Системным оператором и ОАО «РЖД» имеет большое значение как для надежного и бесперебойного электроснабжения объектов железнодорожного транспорта, так и для стабильной работы региональных энергосистем.

Соглашение определяет общие принципы и направления сотрудничества между Системным оператором и ОАО «РЖД» на долгосрочную перспективу.

Одним из направлений взаимодействия между компаниями станет координация разработки и реализации схемы и программы развития ЕЭС России, схем и программ перспективного развития электроэнергетики субъектов РФ, инвестиционных программ субъектов электроэнергетики с программами перспективного развития объектов электросетевого хозяйства железнодорожного транспорта. Кроме того, стороны Соглашения будут координировать планирование и управление технологическими режимами работы объектов электросетевого хозяйства ОАО «РЖД», в том числе в части регулирования напряжения, согласования графиков ремонта и технического обслуживания объектов.

Согласно подписанному Соглашению ОАО «СО ЕЭС» и ОАО «РЖД» будут реализовывать мероприятия по повышению наблюдаемости и управляемости электроэнергетическим режимом работы ЕЭС России и режимами работы объектов электросетевого хозяйства ОАО «РЖД»

Важными вопросами, затронутыми в соглашении, стали взаимодействие при предотвращении и ликвидации аварийных ситуаций на объектах электросетевого хозяйства ОАО «РЖД», модернизация основного электротехнического оборудования, устройств релейной защиты и автоматики на объектах тяговых транзитов системного значения, проведение совместных противоаварийных тренировок персонала по ликвидации аварийных ситуаций, создание и эксплуатация систем сбора и передачи технологической информации с объектов ОАО «РЖД» в диспетчерские центры ОАО «СО ЕЭС», обмен оперативной информацией.

Реализация подписанного Соглашения в территориальных подразделениях двух компаний будет осуществляться посредством принятия совместных согласованных решений, заключения отдельных соглашений, регламентов, положений и других двухсторонних документов, определяющих порядок взаимодействия сторон.

По словам Бориса Аюева, подписанный документ является базовым для дальнейшего совершенствования партнерских отношений между Системным оператором и ОАО «РЖД».

В целях подготовки предложений по реализации основных направлений деятельности ОАО «СО ЕЭС» и ОАО «РЖД» создана совместная рабочая группа, которая займется подготовкой и согласованием документов, определяющих принципы и порядок взаимодействия двух компаний, а также организацией проведения мероприятий, направленных на повышение эффективности совместной работы.

Новый стандарт Системного оператора «Обеспечение согласованной работы систем автоматического регулирования частоты и перетоков мощности ЕЭС России и автоматики управления мощностью гидроэлектростанций. Условия организации процесса. Условия создания объекта. Нормы и требования» вступил в силу 1 июля 2010 года.

Письма с предложением присоединиться к стандарту направлены руководству генерирующих компаний-владельцев крупнейших гидроэлектростанций – ОАО «РусГидро», ОАО «Иркутскэнерго», ОАО «Красноярская ГЭС» и ОАО «ТГК-1». Аналогичные предложения направлены в организации, участвующие в проектировании и производстве оборудования ГЭС и систем автоматического регулирования частоты: ОАО «Силовые машины», Филиал ОАО «Инженерный центр ЕЭС – Фирма ОРГРЭС», ОАО «Институт «Энергосетьпроект», ЗАО «Институт энергетических систем».

Новый стандарт ОАО «СО ЕЭС» создан на основе решений отраслевой рабочей группы, сформированной Системным оператором во исполнение протокольных поручений Председателя Правительства РФ Владимира Путина по результатам расследования причин аварии на Саяно-Шушенской ГЭС. В рабочую группу, сформированную в сентябре 2009 года, 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».

Положения стандарта направлены на обеспечение согласованной работы систем автоматического регулирования частоты и перетоков мощности ЕЭС России и автоматики управления мощностью гидроэлектростанций (ГЭС), участвующих в автоматическом вторичном регулировании частоты и перетоков мощности (АВРЧМ). Документ содержит правила (технические требования), которые должны выполнять генерирующие компании-владельцы гидроэлектростанций мощностью 30 МВт и более, подключенные к централизованным системам регулировании частоты и перетоков мощности в ЕЭС России.

В документе 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. Стандарт  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.

Стандарт также 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.

Присоединение субъектов электроэнергетики к стандарту ОАО «СО ЕЭС» осуществляется подписанием дополнительного соглашения к действующим договорам оказания услуг по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике или заключением с Системным оператором отдельного соглашения о присоединении к стандарту и его использовании.

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.

О стандартах организаций

Согласно Федеральному закону «О техническом регулировании» от 27.12.2002 №184-ФЗ, стандарты организаций являются частью принятой в России системы стандартизации наряду с национальными стандартами, правилами стандартизации, нормами и рекомендациями в области стандартизации, общероссийскими классификаторами технико-экономической и социальной информации и рядом других нормативных документов.

Стандарты организаций могут разрабатываться и утверждаться организациями самостоятельно, исходя из необходимости и целей стандартизации деятельности в данной области. Порядок разработки, утверждения, учета, изменения и отмены стандартов организаций устанавливается ими самостоятельно с учетом положений Федерального закона «О техническом регулировании».

5-6 августа на Киришской ГРЭС (филиал ОАО «ОГК-6») под руководством директора по развитию и сопровождению рынков ОАО «СО ЕЭС» Федора Опадчего состоялось выездное заседание Координационного штаба по запуску рынка услуг по обеспечению системной надежности. В ходе мероприятия проведены имитационные конкурентные отборы субъектов электроэнергетики, оказывающих услуги по нормированному первичному регулированию частоты (НПРЧ) и автоматическому вторичному регулированию частоты и перетоков активной мощности (АВРЧМ).

Координационный штаб по запуску рынка системных услуг (Штаб РСУ) создан для координации действий Системного оператора и генерирующих компаний по подготовке к запуску нового сегмента оптового рынка электроэнергии и мощности - рынка услуг по обеспечению системной надежности (системных услуг). В состав штаба вошли представители ОАО «СО ЕЭС», всех оптовых генерирующих компаний, ОАО «ИНТЕР РАО ЕЭС», ООО «Башкирская генерирующая компания» (Республика Башкортостан), ОАО «Генерирующая компания» (Республика Татарстан), ОАО «Иркутскэнерго», ОАО «РусГидро» и ОАО «Концерн Росэнергоатом».

По словам Федора Опадчего, выбор Киришской ГРЭС в качестве места проведения Штаба РСУ не случаен: «Электростанция является одним из примеров успешной реализации всего комплекса подготовительных работ для оказания услуг по обеспечению системной надежности. На станции уже проведена модернизация оборудования, установлены программно-технические комплексы мониторинга и управления, проведены испытания по участию в НПРЧ и АВРЧМ».

«Мы, как представители генерирующих компаний, заинтересованы в скорейшем запуске рынка системных услуг. Он позволит нам компенсировать затраты на соответствующую модернизацию оборудования и затраты, которые мы несем в результате участия в мероприятиях по обеспечению системной надежности», - отразил позицию производителей электроэнергии и.о. заместителя генерального директора ОГК-6 по маркетингу и сбыту Анатолий Яковлев.

Целью имитационных конкурентных отборов стала апробация разработанных Системным оператором нормативных и методических документов по их проведению.

Заявки на участие в имитационных конкурентных отборах были поданы всеми оптовыми генерирующими компаниями, ОАО «ИНТЕР РАО ЕЭС», ОАО «Башкирэнерго» (Республика Башкортостан), ОАО «Генерирующая компания» (Республика Татарстан), ОАО «Концерн Росэнергоатом». Документы для участия в мероприятии готовились представителями генерирующих компаний в соответствии с требованиями, которые будут предъявляться при проведении реальных конкурентных отборов.

По итогам имитационных конкурентных отборов специалистами ОАО «СО ЕЭС» даны разъяснения субъектам электроэнергетики, подавшим свои заявки на участие, по порядку проведения отборов, требованиям к субъектам электроэнергетики и документам, подтверждающим данные требования. Представителям генерирующих компаний были разъяснены порядок оформления и подачи заявки, критерии ее допуска к участию в отборе, оценке и сопоставлению допущенных заявок.

В свою очередь, субъекты электроэнергетики, принявшие участие в заседании Штаба РСУ, внесли предложения, которые будут учтены Системным оператором при доработке нормативных и методических документов и проведении реальных конкурентных отборов, запланированных в конце 2010 года.

Кроме того, в ходе заседания Штаба РСУ специалистами ОАО «СО ЕЭС» представлены доклады о порядке заключения договоров по результатам проведенных отборов, предмете договора, обязанностях и ответственности сторон. Также были представлены подходы к ценообразованию, концепция мониторинга фактического оказания услуг по НПРЧ и АВРЧМ и определения стоимости оказанных услуг.

Одним из важнейших вопросов по развитию рынка системных услуг, рассмотренному на заседании Штаба РСУ, стало обсуждение с представителями ОАО «Иркутскэнерго», ОАО «РусГидро» и ОАО «ТГК-1» основных принципов проведения отборов путем запроса предложений по определению субъектов электроэнергетики, оказывающих услуги по регулированию реактивной мощности без производства электрической энергии.

Как сообщил по завершении заседания Штаба РСУ Федор Опадчий, подготовка к запуску рынка системных услуг находится в завершающей стадии: «Мы вплотную подошли к тому моменту, когда проводившаяся на протяжении 4 лет подготовительная работа по разработке основополагающих принципов и нормативной базы должна перейти в плоскость практической реализации и предоставить качественно новые возможности по управлению надежностью энергосистемы со стороны Системного оператора и получению дополнительных финансовых источников для развития со стороны субъектов энергетики».

Информация о рынке системных услуг

Рынок услуг по обеспечению системной надежности (системных услуг) - один из инструментов поддержания необходимого уровня надежности и качества функционирования Единой энергетической системы России (ЕЭС России) в условиях полной либерализации рынков электроэнергии и мощности, начиная с 2011 года.

Виды услуг по обеспечению системной надежности, порядок отбора субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии, оказывающих такие услуги, а также правила их оказания и механизмы ценообразования определены Постановлением Правительства Российской Федерации от 03.03.2010 № 117 «О порядке отбора субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии, оказывающих услуги по обеспечению системной надежности, и оказания таких услуг, а также об утверждении изменений, которые вносятся в акты Правительства Российской Федерации по вопросам оказания услуг по обеспечению системной надежности».

В соответствии с Постановлением Правительства Системный оператор осуществляет отбор субъектов электроэнергетики, оказывающих услуги по обеспечению системной надежности, заключение с такими субъектами договоров и оплату услуг, а также координацию действий участников рынка системных услуг.

Услуги по обеспечению системной надежности будут оказываться генерирующими компаниями, а также крупными потребителями электроэнергии.

Филиалы ОАО «СО ЕЭС» «Региональное диспетчерское управление энергосистемами Хабаровского края и Еврейской автономной области» (Хабаровское РДУ) и «Объединенное диспетчерское управление энергосистемами Востока» (ОДУ Востока) разработали и приступили к реализации комплекса мероприятий по управлению режимом работы энергосистемы Хабаровского края в условиях временного останова Комсомольской ТЭЦ-1 и Комсомольской ТЭЦ-3 в период с 1 по 23 августа. Разработанный комплекс режимных мероприятий согласован с Комитетом по развитию ТЭК Правительства Хабаровского края в июне 2010 года.

Необходимость полного останова Комсомольской ТЭЦ-1 и Комсомольской ТЭЦ-3 суммарной установленной мощностью 410 МВт возникла в связи с реконструкцией газотранспортной системы Сахалин - Комсомольск-на-Амуре - Хабаровск.

Основным видом топлива электрических станций Комсомольская ТЭЦ-1 и Комсомольская ТЭЦ-3 является природный газ, поставляемый с месторождений Сахалинской области. Резервным топливом для этих электростанций является мазут. Проведенные специалистами Хабаровского РДУ и ОДУ Востока расчеты показали наличие режимной возможности полного останова ТЭЦ-1 и ТЭЦ-3 на время ремонта газопровода и обеспечения потребителей электроэнергией за счет двух других электростанций ОАО «ДГК» - Комсомольской ТЭЦ-2 и Амурской ТЭЦ, а также за счет увеличения перетока мощности из других энергорайонов.

Комсомольская ТЭЦ-1 и Комсомольская ТЭЦ-3 полностью останавливаются для проведения плановых ремонтов практически ежегодно. В 2010 году этот период, по согласованию с Системным оператором и газоснабжающими организациями, ОАО «ДГК» совместило собственную ремонтную кампанию с реконструкцией газотранспортной системы.

В целях минимизации влияния реконструкции газопровода на работу энергосистемы Хабаровского края ремонт был запланирован на летний период, характеризующийся наиболее низким электропотреблением в течение года.

В ходе реализации комплекса режимных мероприятий специалистами Хабаровского РДУ были скорректированы графики плановых ремонтов на объектах сетевых компаний, для того, чтобы в период останова станций все сетевое оборудование энергорайона Комсомольска-на-Амуре находилось в работе. Для замещения мощности остановленных ТЭЦ были отданы диспетчерские команды на развертывание дополнительного генерирующего оборудования на Комсомольской ТЭЦ-2 и Амурской ТЭЦ. Кроме того, Системный оператор обеспечил увеличение перетока в энергорайон из других энергосистем Объединенной энергосистемы (ОЭС) Востока на 40% - со 140 до 200 МВт.

Одновременно с ремонтом на газотранспортной системе ОАО «ДГК» проведет текущий ремонт на Комсомольской ТЭЦ-3.

После завершения ремонтных работ и возобновления поставок газа Системный оператор обеспечит включение генерирующего оборудование Комсомольской ТЭЦ-1 и Комсомольской ТЭЦ-3 в работу и его синхронизацию с ОЭС Востока.

В связи с установившимися в ряде регионов Европейской части Российской Федерации аномально высокими температурами воздуха и возникающими пожарами лесных массивов и торфяников, приводящими, в том числе, к аварийным отключениям воздушных линий электропередачи и к повышенным рискам нарушения электроснабжения потребителей, Указом Президента Российской Федерации в Республике Марий Эл, Республике Мордовия, Владимирской, Воронежской, Московской, Нижегородской и Рязанской областях объявлена чрезвычайная ситуация, связанная с обеспечением пожарной безопасности.

Приказом Системного оператора, осуществляющего функции оперативно-диспетчерского управления технологическими режимами работы объектов электроэнергетики ЕЭС России, определен перечень организационных и технических мероприятий, направленных на обеспечение стабильной работы энергосистемы на период действия чрезвычайной ситуации в регионах РФ. Комплекс этих мероприятий разработан в соответствии с Правилами оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике, утвержденными Правительством РФ.

Планирование и диспетчерское управление режимами работы генерирующих и электросетевых объектов осуществляется Системным оператором с учетом технологических особенностей работы оборудования в условиях продолжительных аномально высоких температур воздуха.

В частности, Системным оператором учитывается повышенная вероятность отключения оборудования системообразующей сети, связанная с высокой температурой воздуха и пожароопасной обстановкой в регионах ЧС, а также вероятность возникновения нерасчетных возмущений, в том числе связанных с высоким риском одновременного отключения более одной ЛЭП, находящихся вблизи зон возникновения пожара.

В целях снижения рисков нарушения электроснабжения потребителей в регионах чрезвычайной ситуации (ЧС) запрещен вывод в ремонт линий электропередачи класса напряжения 110 кВ и выше. Исключением являются аварийные ремонты, начатые длительные работы по реконструкции и ремонту оборудования.

Кроме того, для сокращения времени проведения осмотров аварийно отключившихся линий электропередачи до одних суток и незамедлительного предоставления сведений о результатах осмотров в диспетчерские центры Системного оператора, руководителям филиалов ОАО «СО ЕЭС», в операционных зонах которых введен режим ЧС, поручено организовать взаимодействие с территориальными организациями, эксплуатирующими объекты электрических сетей класса напряжения 110 кВ и выше.

В целях оперативного реагирования на аварийные ситуации, произошедшие по причине жаркой погоды, реализации дополнительных мер по обеспечению надежного электроснабжения потребителей Системный оператор ведет круглосуточный мониторинг отключений ЛЭП 110 кВ и выше, их причин и последствий, а также сбор сведений о количестве отключенных трансформаторных подстанций и оборудования классов напряжения 6-10 кВ и численности населения, оставшегося без электроснабжения.

На период действия режима чрезвычайной ситуации организовано дежурство ответственных руководителей структурных подразделений филиалов ОАО «СО ЕЭС» во внерабочее время.

В торжественном мероприятии, посвященном вводу в эксплуатацию нового диспетчерского центра, приняли участие Председатель Правления ОАО «Системный оператор Единой энергетической системы» Борис Аюев, Первый заместитель Председателя Совета Федерации Александр Торшин, Губернатор Костромской области Игорь Слюняев, Председатель Костромской областной Думы Андрей Бычков, генеральный директор Филиала ОАО «СО ЕЭС» «Объединенное диспетчерское управление энергосистемами Центра» Сергей Сюткин, директор Костромского РДУ Осман Нурмагомедов. Также в церемонии открытия участвовали представители администрации города Кострома, руководства ОАО «ОГК-3» и ее филиала - Костромской ГРЭС, главного управления ОАО «ТГК-2» по Костромской области, филиала ОАО «МРСК Центра» - «Костромаэнерго».

Новый диспетчерский центр построен и оснащен с применением современных достижений в строительстве и сфере оперативно-диспетчерского управления. Управление энергосистемой из современного диспетчерского центра позволит расширить наблюдаемость текущего состояния объектов диспетчеризации, ускорить принятие диспетчерами оперативных решений, добиться большей эффективности планирования и управления режимами энергосистемы Костромской области.

«Ввод в эксплуатацию современного диспетчерского центра, значительно повышающего надежность управления региональной энергосистемой, особенно важен в Костромской области, где потребление электроэнергии постепенно выходит на докризисный уровень, а в дальнейшем, согласно прогнозам Системного оператора, ожидается его рост на уровне двух процентов в год», - заявил Председатель Правления ОАО «СО ЕЭС» Борис Аюев, открывая новый диспетчерский центр.

С момента своего создания в 2003 году Филиал ОАО «СО ЕЭС» Костромское РДУ работал на арендованных площадях, что ограничивало возможности для развития инфраструктуры диспетчерского управления. Строительство нового диспетчерского центра в г.Костроме является одним из мероприятий по созданию инфраструктуры, необходимой для повышения надежности управления Системным оператором электроэнергетическими режимами на территории Костромской области. Создание соответствующей инфраструктуры вошло в число основных положений Соглашения  о взаимодействии по обеспечению надежного энергоснабжения потребителей Костромской области, подписанного областной администрацией и ОАО «СО ЕЭС» в июне 2009 года.

Председатель Правления ОАО «СО ЕЭС» Борис Аюев поблагодарил губернатора области за поддержку, оказанную в вопросах строительства здания диспетчерского центра. Он отметил, что сотрудничество с региональной властью является одним из основных в системе приоритетов, определяющих план реализации инвестиционных проектов Системного оператора: «Сегодня сразу в нескольких региональных энергосистемах необходимо провести качественное обновление диспетчерской инфраструктуры. Готовность местных органов власти оказывать административную поддержку проектам Системного оператора, непосредственно влияющим на надежность управления региональными энергосистемами, способна ускорить их реализацию. Поэтому в таких регионах новые диспетчерские центры будут построены в первую очередь».

«Самое главное для нас – то, что Системный оператор, администрация Костромской области и те коллективы, которые трудились над реализацией этого проекта, работали как одна команда. Объект был построен быстро, качественно и в срок. Новый диспетчерский центр внесет  существенную лепту в вопросы безопасности энергоснабжения и стабильности работы энергосистемы Костромской области. В свою очередь это способствует привлечению инвесторов в экономику нашего региона», - заявил Губернатор Костромской области Игорь Слюняев.

«Электроэнергетика – основа экономического потенциала любого региона. Поэтому проект Системного оператора, повышающий надежность управления Костромской энергосистемой, окажет позитивное влияние на формирование благоприятного инвестиционного климата в области», - подчеркнул Первый заместитель Председателя Совета Федерации Александр Торшин.

О новом диспетчерском центре

Строительство нового здания Филиала ОАО «СО ЕЭС» «Региональное диспетчерское управление энергосистемы Костромской области» велось с сентября 2007 года в рамках инвестиционной программы ОАО «СО ЕЭС», разработанной в соответствии с технической политикой компании. Генеральным подрядчиком проекта на конкурсной основе было выбрано объединение «Костромагорстрой».

Четырехэтажное здание общей площадью около двух с половиной тысяч квадратных метров возведено в историческом центре Костромы по адресу ул. Маршала Новикова, д. 55. Архитектурный проект нового диспетчерского центра был утвержден Архитектурным советом города Костромы. Проект разработан в соответствии с современными архитектурными тенденциями, при этом общий вид офисного комплекса соответствует стилю городской застройки этого района.

Новый диспетчерский центр оснащен современным технологическим оборудованием. В здании смонтирован современный диспетчерский щит на основе видеопроекционных кубов, значительно повышающий возможности отображения состояния энергообъектов операционной зоны по сравнению с использовавшимся до настоящего времени мнемоническим светодиодным щитом. Предусмотрено гарантированное энергоснабжение диспетчерского центра от автономного источника питания с целью непрерывного и надежного управления энергосистемой в любых нештатных ситуациях. Диспетчерская связь организована на основе волоконно-оптических линий, для проведения регулярных противоаварийных тренировок диспетчеров в здании Костромского РДУ открыт Центр тренажерной подготовки персонала.