АО «Системный оператор Единой энергетической системы»https://www.so-ups.ru/ruThu, 29 Jul 2021 17:26:25 +0300Thu, 29 Jul 2021 17:26:25 +0300TYPO3http://blogs.law.harvard.edu/tech/rssnews-16512Wed, 28 Jul 2021 09:23:22 +0300В Новгородской и Псковской энергосистемах прошла общесистемная противоаварийная тренировка с применением дистанционного управления из диспетчерского центра Системного оператораhttps://www.so-ups.ru/odu-northwest/news/odu-northwest-news-view/news/16512/В ходе мероприятия совершенствовались практические навыки диспетчерского, оперативного и дежурного персонала, оценивалась готовность участников к действиям по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима работы энергосистемы, проверялось выполнение регламентов обмена информацией27 июля в энергосистемах Новгородской и Псковской областей прошла контрольная общесистемная противоаварийная тренировка по ликвидации нарушений нормального режима работы энергосистемы в условиях жаркой погоды с применением цифровой технологии дистанционного управления оборудованием подстанции 330 кВ из диспетчерского центра Системного оператора.

В тренировке приняли участие диспетчерский персонал Филиала Системного оператора Новгородское РДУ (осуществляет функции оперативно-диспетчерского управления объектами электроэнергетики на территории Новгородской и Псковской областей) и оперативный персонал филиала ПАО «ОГК-2» Псковская ГРЭС и Новгородского ПМЭС филиала «Россети ФСК» (ПАО «ФСК ЕЭС»).

Тренировка проводилась с целью отработки взаимодействия при ликвидации аварий в энергосистеме в условиях высоких температур наружного воздуха. В ходе мероприятия совершенствовались практические навыки диспетчерского, оперативного и дежурного персонала, оценивалась готовность участников к действиям по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима работы энергосистемы, проверялось выполнение регламентов обмена информацией. На тренировке также отрабатывалось производство необходимых для предотвращения развития аварии переключений оборудования подстанции (ПС) 330 кВ с использованием новой цифровой технологии дистанционного управления из диспетчерского центра Системного оператора.

По сценарию, разработанному специалистами Новгородского РДУ, аварийное отключение воздушной линии (ВЛ) 330 кВ по причине низовых пожаров по трассе ЛЭП, а также системы шин на ПС 330 кВ Старорусская из-за повреждения оборудования, привело к превышению наибольшего рабочего напряжения в сети 330 кВ энергосистемы Псковской области. Ситуацию осложнило аварийное отключение системы шин 330 кВ и одного энергоблока на Псковской ГРЭС, а также аварийное отключение действием защит распределительного устройства 330 кВ еще на одной ПС 330 кВ Псков с последующим срабатыванием устройств противоаварийной автоматики на отключение нагрузки потребителей. В зону условных отключений попали бытовые потребители и предприятия промышленности с совокупной величиной потребления около 30 МВт.

Результаты тренировки подтвердили готовность диспетчерского персонала Новгородского РДУ к эффективному взаимодействию с оперативным персоналом субъектов электроэнергетики при ликвидации нарушений нормального режима, а также готовность диспетчеров АО «СО ЕЭС» и оперативного персонала региональных энергокомпаний к обеспечению надежной работы энергосистемы Псковской области в условиях высоких температур наружного воздуха.

По итогам тренировки отмечен высокий уровень подготовки диспетчерского персонала Новгородского РДУ, продемонстрированный при ликвидации условной аварии с использованием дистанционного управления оборудованием из диспетчерского центра. Применение технологий дистанционного управления оборудованием энергообъектов входит в число ключевых направлений цифровизации электроэнергетики. Использование этой инновационной технологии повышает надежность работы Единой энергетической системы и качество управления ее электроэнергетическим режимом за счет сокращения времени производства оперативных переключений, повышения скорости реализации управляющих воздействий по изменению топологии электрической сети, минимизации «человеческого фактора» в процессе управления энергосистемой.

]]>
news-16460Fri, 09 Jul 2021 10:30:00 +0300Системный оператор и «Россети» оснастили подстанцию 220 кВ Слобода в Московской области цифровой технологией дистанционного управленияhttps://www.so-ups.ru/odu-center/news/odu-center-news-view/news/16460/Московское РДУ совместно с ПАО «Россети Московский регион» успешно провели комплексные испытания и приступили к дистанционному управлению оборудованием подстанции 220 кВ Слобода из диспетчерского центра Системного оператора и диспетчерского пункта Филиала ПАО «Россети Московский регион» Западные электрические сети.Филиал АО «СО ЕЭС» «Региональное диспетчерское управление энергосистемы г.  Москвы и Московской области» (Московское РДУ) совместно с ПАО «Россети Московский регион» успешно провели комплексные испытания и приступили к дистанционному управлению оборудованием подстанции (ПС) 220 кВ Слобода из диспетчерского центра Системного оператора и диспетчерского пункта Филиала ПАО «Россети Московский регион» Западные электрические сети.

ПС 220 кВ Слобода – важный питающий центр Истринского района на западе Московской области. Ввод новой цифровой системы дает возможность дистанционного управления коммутационным оборудованием и заземляющими разъединителями подстанции с использованием автоматизированных программ переключений (АПП), что позволяет существенно, в 5–10 раз, сократить длительность производства оперативных переключений по сравнению с их выполнением по командам диспетчерского персонала.

АПП – это представленная в виде компьютерного алгоритма последовательность действий при переключениях, включающая проверку эксплуатационного состояния оборудования, формирование и реализацию команд дистанционного управления оборудованием энергообъектов из диспетчерского центра Системного оператора и диспетчерского пункта сетевой компании, а также контроль правильности их исполнения в автоматическом режиме.

Для каждого вида переключений заранее составляется свой алгоритм, после чего диспетчер вместо выполнения ряда последовательных действий может запустить одну из АПП в зависимости от цели выполняемых переключений. Применение АПП повышает эффективность управления электроэнергетическим режимом, сокращает время на производство переключений. Кроме того, использование АПП снижает влияние человеческого фактора и ошибочных действий оперативного персонала при производстве переключений.

При подготовке к реализации дистанционного управления оборудованием ПС 220 кВ Слобода специалисты АО «СО ЕЭС» и ПАО «Россети Московский регион» распределили функции дистанционного управления между Системным оператором и сетевой компанией, провели необходимую настройку АСУ ТП на подстанции, оперативно-информационного комплекса в диспетчерском центре Системного оператора и программно-технического комплекса Филиала ПАО «Россети Московский регион» Западные электрические сети, протестировали системы сбора и передачи телеметрической информации.

Специалисты Московского РДУ и ПАО «Россети Московский регион» совместно разработали типовые программы переключений для ЛЭП и оборудования ПС 220 кВ Слобода, на основе которых были подготовлены АПП и типовые бланки переключений. Также была пересмотрена и введена в действие необходимая нормативно-техническая документация, проведено дополнительное обучение диспетчерского и оперативного персонала, проведены комплексные испытания.

В ходе комплексных испытаний автоматизированной системы дистанционного управления проверены каналы связи, качество поступающей в Московское РДУ и Филиал ПАО «Россети Московский регион» Западные электрические сети телеметрической информации, отработано выполнение функций захвата и освобождения ключа дистанционного управления, функций дистанционного управления выключателями, разъединителями и заземляющими разъединителями ПС 220 кВ Слобода, а также блокировок исполнения ошибочных команд.

Успешное завершение комплексных испытаний подтвердило готовность системы дистанционного управления оборудованием ПС 220 кВ Слобода к вводу в эксплуатацию. В рамках проверки готовности Московского РДУ и Филиала ПАО «Россети Московский регион» Западные электрические сети к работе с новой системой проведена контрольная общесистемная противоаварийная тренировка по ликвидации нарушений нормального режима работы энергосистемы г. Москвы и Московской области с использованием дистанционного управления. В мероприятии приняли участие диспетчерский персонал Московского РДУ и оперативный персонал Филиала ПАО «Россети Московский регион» Западные электрические сети. По итогам проведенных проверки и тренировки совместная комиссия Системного оператора и ПАО «Россети Московский регион» приняла решение о готовности диспетчерского персонала Московского РДУ и оперативного персонала Филиала ПАО «Россети Московский регион» Западные электрические сети к осуществлению функций дистанционного управления оборудованием ПС 220 кВ Слобода.

]]>
news-16383Tue, 06 Jul 2021 13:01:00 +0300Формирование обязательных требований к АСУ ТП объектов электроэнергетики для реализации функций дистанционного управленияhttps://www.so-ups.ru/news/press/press-view/news/16383/Статья в журнале «Электроэнергия. Передача и распределение», №3(66), май-июнь,2021. Новиков А.В., директор по информационным технологиям Филиала АО «СО ЕЭС» ОДУ Средней Волги; Крицкий В.А., генеральный директор АО «НТЦ ЕЭС Противоаварийное управление»;Большаков А.В., директор Филиала АО «СО ЕЭС» РДУ Татарстана. Новиков А.В., директор по информационным технологиям Филиала АО «СО ЕЭС» ОДУ Средней Волги

Крицкий В.А., генеральный директор АО «НТЦ ЕЭС Противоаварийное управление»

Большаков А.В., директор Филиала АО «СО ЕЭС» РДУ Татарстана.

Мир стремительно меняется, и то, что 20–30 лет назад казалось фантастикой, сейчас является повседневностью. Многие из этих изменений напрямую связаны с развитием цифровых технологий. Например, дистанционное управление электросетевыми объектами – технология, позволяющая изменять технологический режим работы и эксплуатационное состояние оборудования подстанций и устройств РЗА удаленно, находясь за сотни километров. Это инновационное направление в последние годы получило мощный толчок к развитию, благодаря тенденции всеобщей цифровизации электроэнергетики.

Суть дистанционного управления (ДУ) — в автоматическом исполнении последовательности операций в соответствии с заранее разработанной и записанной в управляющий программно-аппаратный комплекс автоматизированной программой переключений. В отличие от традиционного способа переключений, когда те же команды отдаются диспетчером Системного оператора голосом по телефону, а на другом конце выполняются оперативным персоналом объекта электроэнергетики, новая технология дает ряд существенных преимуществ.

Среди них:

  • сокращение времени производства оперативных переключений и, как следствие, снижение общего времени отключенного состояния оборудования объектов электроэнергетики для производства ремонтных работ;
  • значительное увеличение скорости реализации управляющих воздействий по изменению топологии электрической сети, сокращение времени ликвидации аварий и длительности обесточения потребителей электрической энергии;
  • минимизация рисков ошибочных действий оперативного персонала и повышение его безопасности при производстве переключений.

ДУ, безусловно, является важным практическим шагом к цифровой трансформации российской энергетики и занимает прочное место в ряду других цифровых технологий, позволяющих получить значительный системный эффект за счет построения на их базе более эффективных моделей управления технологическими процессами объектов электроэнергетики и ЕЭС России в целом.

С 2020 года задача по внедрению ДУ на объектах электроэнергетики приобрела государственный масштаб: в Энергетической стратегии Российской Федерации на период до 2035 года заложен переход оперативно-диспетчерского управления на 100-процентное автоматическое дистанционное управление режимами работы к 2035 году объектами электрической сети 220 кВ и выше и объектами генерации 25 МВт и выше в Единой энергетической системе России.

Системный оператор Единой энергетической системы при поддержке ведущих энергетических компаний активно развивает технологии дистанционного управления электросетевыми объектами. Так, по состоянию на начало 2021 года технология внедрена более чем на 40 подстанциях класса напряжения 110–500 кВ. Активно включаются в процесс владельцы крупнейших электростанций страны, на текущий момент реализован проект дистанционного управления электросетевым оборудованием распределительных устройств электростанции — пилотным проектом стала Воткинская ГЭС в Пермском крае. Начался процесс тиражирования решений на объектах генерации — на разных этапах согласования находятся проекты по реализации ДУ электросетевым оборудованием распределительных устройств электростанций таких собственников, как ПАО «РусГидро», ПАО «Интер-РАО», ПАО «ТГК-1», ПАО «Т Плюс» и ряда других крупных энергокомпаний.

Сейчас проекты по внедрению ДУ на объектах электроэнергетики пока реализуются в соответствии с требованиями документов, совместно разработанных АО «СО ЕЭС» и собственниками объектов электроэнергетики. Этот подход позволил наработать начальный опыт реализации, отработать технические вопросы, оптимизировать процессы внедрения технологии и определить вектор дальнейшего развития. Однако интенсивное распространение ДУ на объектах электроэнергетики четко указывает на необходимость формирования единой нормативной базы, что позволит закрепить сформированные подходы к организации процесса внедрения и дальнейшей эксплуатации новой технологии на объектах электроэнергетики ЕЭС России.

***

Ключевую роль в реализации технологии ДУ играет автоматизированная система управления технологическим процессом (АСУ ТП) объекта электроэнергетики. Она осуществляет прием, обработку команд управления, получаемых из удаленных центров управления, и формирует сигналы на исполнительные устройства. Несмотря на простой, на первый взгляд, функционал, в оборудование АСУ ТП заложена важнейшая задача — реализовать выполнение команды дистанционного управления из правильного источника, в правильной последовательности, с учетом большого объема различных внешних факторов, таких как, например, положение других коммутационных аппаратов или положение ключа режима управления присоединением. В ситуации, когда инициатор команды дистанционного управления может находиться за сотни километров от управляемого объекта, значительно возрастает важность правильного, гарантированного и надежного выполнения АСУ ТП объекта своих функций.

В связи с этим необходимо определить функциональные и технические требования к минимально необходимому составу, структуре типовой АСУ ТП для реализации возможности ДУ на всех объектах электроэнергетики по единым правилам. Чтобы требования были обязательными и одинаковыми для всех собственников объектов электроэнергетики, проектных организаций, производителей оборудования, они должны быть приняты на уровне общеотраслевого законодательства. В противном случае, высока вероятность возникновения аварийной ситуации, связанной с потерей наблюдаемости, исполнением ошибочных операций при выполнении оперативных переключений, что в конечном итоге может привести к негативным последствиям, от незапланированного изменения топологии сети, отключения потребителей электрической энергии до повреждения оборудования или нарушения устойчивой работы энергосистемы в целом.

Также должны быть определены правила и способы контроля соответствия требованиям к АСУ ТП. Представляется, что простейшей формой подтверждения соответствия сформулированным минимальным требованиям к АСУ ТП является проведение испытаний на готовность этой системы к ДУ. Данная процедура в обязательном порядке должна проводиться по установленной и согласованной с проектной организацией, производителями оборудования и устройств РЗА методике — как при новом строительстве, так и при модернизации существующего объекта, включая модернизацию самой АСУ ТП.

Начало процесса формирования нормативной базы, определяющей требования к АСУ ТП, и методики подтверждения соответствия, уже положено Системным оператором, в задачи которого входит обеспечение надежной работы ЕЭС России.

Кроме того, необходимо уже сейчас задуматься о создании «инфраструктуры» для проведения подобных испытаний и ответить на вопросы, какие организации могут испытания проводить, какими компетенциями и вспомогательным оборудованием они должны обладать для выполнения необходимой задачи с соответствующим качеством. Как показывает многолетний опыт Системного оператора, накопленный при создании и функционировании Системы добровольной сертификации, одним из очевидных подходов представляется привлечение органов по сертификации — компаний-участниц корпоративных систем сертификации оборудования и решений, созданных ведущими субъектами отрасли. В рамках этих систем уже сейчас накоплен достаточно большой опыт определения соответствия общеобязательным и корпоративным нормативным требованиям.

Это и генерирующие установки электростанций, и противоаварийная автоматика, и устройства локальной автоматики предотвращения нарушения устойчивости, и системы мониторинга переходных режимов. В числе 14 органов по сертификации, допущенных к осуществлению работ, — крупнейшие НИИ и инжиниринговые компании российской энергетики. Так, АО «НТЦ ЕЭС Противоаварийное управление» за пять лет провело более 40 испытаний устройств РЗА, в ходе которых экспертами этой компании выявлено не менее 20 случаев отклонения работы устройств от требований нормативной документации. Среди выявленных отклонений были как несущественные, так и серьезные ошибки в алгоритме функционирования, способные привести к неправильной работе РЗА.

***

АСУ ТП с возможностью ДУ отличается наличием дополнительных программных настроек станционных контроллеров (серверов) АСУ ТП, определяющих порядок обработки команд ДУ, условия разрешения/запрета на выполнение команд ДУ, алгоритм поведения АСУ ТП при возникновении нештатных ситуаций.

Центральным компонентом такой АСУ ТП является ключ дистанционного управления (Ключ ДУ). Это программный элемент, реализованный в АСУ ТП, который является основным арбитром выбора текущего «разрешенного» источника команд дистанционного управления. Логика его работы с одной стороны должна исключать возможность одновременного управления оборудованием и устройствами из разных диспетчерских центров или центров управления сетями, а с другой — допускать перехват управления оперативным персоналом объекта электроэнергетики при необходимости выполнения мероприятий по предотвращению возникновения и развития аварийных ситуаций.

При поступлении команды ДУ из удаленного центра управления в сервере АСУ ТП должна проводиться проверка на отсутствие условий (блокировок), препятствующих выполнению команды дистанционного управления. Блокировки используются для исключения выполнения команд ДУ либо в зависимости от положения других коммутационных аппаратов (например, запрет на включение выключателя при включенных заземляющих разъединителях), либо в случае неисправности (неготовности) оборудования (недостаточное давление элегаза или невзведенный пружинный механизм выключателя). Также запрет на выполнение команд ДУ должен формироваться при выполнении переключений на данном объекте электроэнергетики в текущий момент времени другим диспетчерским центром, центром управления сетями или оперативным персоналом.

Одним из обязательных условий корректной работы ДУ является расширенный информационный обмен с удаленными центрами управления. Для каждого объекта электроэнергетики должен быть определен перечень поступающей в диспетчерский центр Системного оператора или центр управления сетями телеметрической информации, необходимой для обеспечения наблюдаемости текущей ситуации на объекте из удаленного центра управления и осуществления ДУ коммутационными аппаратами и заземляющими ножами, функциями устройств РЗА, технологическим режимом работы оборудования. При выявлении условий, препятствующих выполнению команды дистанционного управления, команда не должна выполняться, и в направлении источника команды должно быть передано сообщение о невозможности либо ошибке выполнения команды.

При выполнении команд дистанционного управления АСУ ТП должна корректно обрабатывать значение телесигналов положения ключа выбора режима управления присоединениями (устройствами РЗА) и запрещать выполнение команд дистанционного управления в случае получения соответствующих его значений от контроллера присоединения или устройства РЗА.

Немаловажным аспектом надежного функционирования АСУ ТП с использованием ДУ является отказоустойчивость ее компонентов и возможность к самовосстановлению после сбоев. Перед вводом в промышленную эксплуатацию необходимо проверить возможности автоматического контроля и самодиагностики работоспособности АСУ ТП, а также сохранение работоспособности системы (или запланированного отключения функции ДУ) при сбоях или отказах отдельных компонентов. Это возможно реализовать путем эмуляции отказов с последующим восстановлением работоспособности отдельных компонентов системы и наблюдением за ее поведением. Для обеспечения возможности анализа событий при проведении расследования аварии, нештатной работы оборудования в АСУ ТП должны быть обеспечены регистрация и последующее хранение всей служебной информации о выполнении команд ДУ для всех возможных источников управления. Проверка функций информационной безопасности также является предметом тщательной подготовки АСУ ТП к вводу в работу. С учетом потенциальной возможности удаленного воздействия на оборудование объекта электроэнергетики и последствий данного инцидента становится критически важным вопрос применения сертифицированных и проверенных встроенных и внешних средств защиты, а также использование лучших мировых практик и подходов к защите информации. Все команды дистанционного управления должны выполняться только из разрешенных источников управления и быть защищены от перехвата или подмены.

***

Таким образом, очевидно, что при имеющихся существенных преимуществах дистанционного управления появляются новые риски, и основной задачей на данном этапе Системный оператор видит их нивелирование за счет внедрения на государственном уровне новых подходов к проверке готовности оборудования объектов электроэнергетики к дистанционному управлению, а именно — проведение испытаний по стандартизированным методикам тех ключевых компонентов АСУ ТП, которые непосредственно вовлечены в реализацию дистанционного управления.

журнал «Электроэнергия. Передача и распределение», №3(66), май-июнь,2021

]]>
news-16378Mon, 05 Jul 2021 13:45:28 +0300На Марченковской ВЭС осуществлен проект дистанционного управления активной и реактивной мощностью ветровой электростанцииhttps://www.so-ups.ru/odu-south/news/odu-south-news-view/news/16378/Филиалы Системного оператора ОДУ Юга и Ростовское РДУ совместно с ветроэнергетическим дивизионом Госкорпорации «Росатом» АО «НоваВинд» успешно провели испытания и ввели в работу автоматизированную систему дистанционного управления мощностью крупнейшего объекта ВИЭ-генерации на территории Ростовской области Марченковской ВЭС из диспетчерского центра Системного оператораФилиалы Системного оператора ОДУ Юга и Ростовское РДУ совместно с ветроэнергетическим дивизионом Госкорпорации «Росатом» АО «НоваВинд» успешно провели испытания и ввели в работу автоматизированную систему дистанционного управления мощностью крупнейшего объекта ВИЭ-генерации на территории Ростовской области Марченковской ВЭС из диспетчерского центра Системного оператора.

Марченковская ВЭС установленной мощностью 120 МВт стала второй после Азовской ВЭС ветровой электростанцией ЕЭС России, на которой внедрена технология дистанционного управления как активной, так и реактивной мощностью генерирующего оборудования. Ранее в ЕЭС России дистанционное управление и активной, и реактивной мощностью применялось только на солнечных электростанциях. Проект позволяет обеспечить полноценную эффективную интеграцию в Единую энергосистему ветровой электростанции как источника генерации, характеризующегося резкопеременной нагрузкой.

Дистанционное управление реактивной мощностью ВЭС создает дополнительный инструмент противоаварийного управления и оптимизации электроэнергетических режимов ОЭС Юга за счет оперативного регулирования уровней напряжения в узлах электрической сети.

Введенный в эксплуатацию комплекс дистанционного управления предусматривает автоматизированное управление из диспетчерского центра Ростовского РДУ технологическим режимом работы 48 ветроустановок, объединенных схемой выдачи мощности, через единую локальную автоматизированную систему управления по специальным цифровым каналам связи.

В рамках проекта специалисты ОДУ Юга и Ростовского РДУ совместно с АО «НоваВинд» принимали участие в подготовке технического задания на проектирование, согласовании проектной документации, включающей в себя технические решения по созданию автоматизированной системы дистанционного управления мощностью Марченковской ВЭС, а также в разработке программы комплексных испытаний этой системы, предшествующих ее вводу в эксплуатацию.

При подготовке к комплексным испытаниям специалисты АО «СО ЕЭС» провели необходимую настройку оперативно-информационного комплекса в Ростовском РДУ, совместно с АО «НоваВинд» протестировали телеметрические системы обмена информацией между электростанцией и диспетчерским центром Системного оператора. Для обеспечения проведения испытаний Ростовским РДУ также был реализован комплекс режимных мероприятий.

В 2020–2021 годах в энергосистемах Ростовской области и Республики Калмыкия системами дистанционного управления активной мощностью оснащены Гуковская, Каменская, Сулинская, Целинская, Салынская и Казачья ветровые электростанции, а также системами управления активной и реактивной мощностью – Азовская ВЭС. С Марченковской ВЭС общая мощность ветровых электростанций региона, на которых внедрена новая технология, составила 776,9 МВт или 9,5 % суммарной установленной мощности всех объектов генерации энергосистем Ростовской области и Республики Калмыкия.

Внедрение технологий дистанционного управления ведется Системным оператором в сотрудничестве с субъектами электроэнергетики в рамках решения задачи цифровизации отрасли.

]]>
news-16377Mon, 05 Jul 2021 11:27:47 +0300Системный оператор и Россети реализовали в Воронежской области проект дистанционного управления оборудованием подстанцииhttps://www.so-ups.ru/odu-center/news/odu-center-news-view/news/16377/Воронежское РДУ совместно с филиалом «Россети Центр Воронежэнерго» успешно провели комплексные испытания и ввели в работу цифровую систему дистанционного управления оборудованием подстанции 110 кВ Спутник из диспетчерского центра Системного оператора и центра управления сетями ВоронежэнергоФилиал АО «СО ЕЭС» Воронежское РДУ (осуществляет оперативно-диспетчерское управление энергосистемой Воронежской области) совместно с филиалом «Россети Центр Воронежэнерго» успешно провели комплексные испытания и ввели в работу цифровую систему дистанционного управления оборудованием подстанции (ПС) 110 кВ Спутник из диспетчерского центра Системного оператора и центра управления сетями (ЦУС) Воронежэнерго.

Введенная в эксплуатацию в июле 2020 года ПС 110 кВ Спутник трансформаторной мощностью 80 МВА обеспечивает электроснабжение потребителей Коминтерновского района Воронежа. Благодаря оснащению современным цифровым оборудованием и средствами автоматизации, обеспечивающими в том числе реализацию функции автоматизированного дистанционного управления из диспетчерского центра, энергообъект по своим характеристикам соответствует требованиям, предъявляемым к подстанциям нового поколения.

После ввода системы автоматизированного дистанционного управления в промышленную эксплуатацию диспетчерский персонал Воронежского РДУ и оперативный персонал ЦУС Воронежэнерго получил возможность дистанционного управления коммутационными аппаратами и заземляющими разъединителями подстанции с использованием автоматизированных программ переключений (АПП), которые позволяют существенно, в 5–10 раз, сократить длительность производства оперативных переключений по сравнению с их «традиционным» выполнением оперативным персоналом объектов электроэнергетики по голосовым командам диспетчерского персонала.

АПП – это представленная в виде компьютерного алгоритма последовательность операций при переключениях. В соответствии с АПП команды дистанционного управления поступают непосредственно в автоматизированную систему управления технологическим процессом (АСУ ТП) объекта электроэнергетики с контролем их исполнения на основе информации о состоянии оборудования и выполненных операциях.

Внедрение автоматизированного дистанционного управления оборудованием ПС 110 кВ Спутник позволяет повысить надежность и качество управления электроэнергетическим режимом энергосистемы Воронежской области за счет сокращения времени производства оперативных переключений, снижения риска ошибочных действий диспетчерского и оперативного персонала, увеличения скорости реализации управляющих воздействий по изменению топологии электрической сети.

В рамках реализации проекта было обеспечено выполнение ряда организационных и технических мероприятий в соответствии с утвержденным планом-графиком. В том числе – распределение функций дистанционного управления между Воронежским РДУ и ЦУС Воронежэнерго, необходимая настройка АСУ ТП на подстанции, оперативно-информационного комплекса в диспетчерском центре и программно-технического комплекса ЦУС Воронежэнерго. Протестированы системы сбора и передачи телеметрической информации.

Специалистами Воронежского РДУ и Воронежэнерго совместно разработаны типовые программы переключений для ЛЭП и оборудования ПС 110 кВ Спутник, на основе которых были подготовлены АПП и типовые бланки переключений. Также была актуализирована и введена в действие необходимая инструктивная и техническая документация, организовано дополнительное обучение диспетчерского и оперативного персонала, проведены комплексные испытания автоматизированной системы дистанционного управления. В ходе комплексных испытаний проверялись каналы связи, качество поступающей в Воронежское РДУ и ЦУС Воронежэнерго телеметрической информации, выполнение функций захвата и освобождения ключа дистанционного управления, функций дистанционного управления выключателями, разъединителями и заземляющими разъединителями ПС 110 кВ Спутник, а также блокировок исполнения ошибочных команд. Успешное завершение комплексных испытаний подтвердило готовность автоматизированной системы дистанционного управления оборудованием ПС 110 кВ Спутник к вводу в эксплуатацию.

В рамках проверки готовности Воронежского РДУ и Воронежэнерго к работе с новой системой проведена контрольная общесистемная противоаварийная тренировка по ликвидации нарушений нормального режима работы энергосистемы Воронежской области с использованием дистанционного управления. В мероприятии приняли участие диспетчерский персонал Воронежского РДУ и оперативный персонал Воронежэнерго. По итогам проведенных проверки и тренировки совместная комиссия Системного оператора и «Россети Центр» приняла решение о готовности диспетчерского персонала Воронежского РДУ и оперативного персонала Воронежэнерго к осуществлению функций дистанционного управления оборудованием ПС 110 кВ Спутник.

В рамках цифровизации оперативно-диспетчерского управления Системный оператор уже несколько лет поэтапно внедряет автоматизированную систему производства переключений во всех своих филиалах, что в перспективе позволит организовать автоматизированное дистанционное управление оборудованием и устройствами более чем двухсот объектов электроэнергетики в соответствии с согласованными с сетевыми организациями планами-графиками. Оснащение диспетчерских центров Системного оператора автоматизированными системами производства переключений, а подстанций – современными АСУ ТП, поддерживающими автоматизированное дистанционное управление, является важным практическим шагом к цифровой трансформации энергетики. Использование передовых цифровых технологий в энергетической отрасли позволяет получить значительный системный эффект за счет построения на их базе более эффективных моделей управления технологическими процессами объектов электроэнергетики и ЕЭС России в целом.

]]>
news-16370Fri, 02 Jul 2021 11:43:37 +0300В Калужской энергосистеме введена в работу цифровая система дистанционного управления оборудованием ПС 220 кВ Войловоhttps://www.so-ups.ru/odu-center/news/odu-center-news-view/news/16370/Диспетчерский персонал Смоленского РДУ приступил к выполнению функции дистанционного управления оборудованием питающего центра с 2 июля 2021 годаФилиал Системного оператора Смоленское РДУ (осуществляет оперативно-диспетчерское управление энергосистемами Смоленской, Брянской и Калужской областей) совместно с АО «Особая экономическая зона промышленно-производственного типа "Калуга"» (АО «ОЭЗ ППТ "Калуга"») по итогам успешных комплексных испытаний ввели в работу автоматизированную систему дистанционного управления оборудованием подстанции (ПС) 220 кВ Войлово из диспетчерского центра.

Диспетчерский персонал Смоленского РДУ приступил к выполнению функции дистанционного управления оборудованием питающего центра с 2 июля 2021 года.

ПС 220 кВ Войлово трансформаторной мощностью 160 МВА введена в эксплуатацию в декабре 2018 года. Она обеспечивает энергоснабжение потребителей электроэнергии, расположенных на Людиновской площадке особой экономической зоны «Калуга», крупнейшим из которых является тепличный комплекс ООО «Агро-Инвест». Благодаря оснащению современным цифровым оборудованием и средствами автоматизации, обеспечивающими в том числе реализацию функции автоматизированного дистанционного управления из диспетчерского центра, ПС 220 кВ Войлово по своим характеристикам соответствует требованиям, предъявляемым к подстанциям нового поколения.

После ввода системы автоматизированного дистанционного управления в промышленную эксплуатацию диспетчерский персонал Смоленского РДУ получил возможность дистанционного управления коммутационными аппаратами и заземляющими разъединителями подстанции с использованием автоматизированных программ переключений (АПП), которые позволяют существенно, в 5–10 раз, сократить длительность производства оперативных переключений по сравнению с их «традиционным» выполнением оперативным персоналом объектов электроэнергетики по голосовым командам диспетчерского персонала.

АПП – это представленная в виде компьютерного алгоритма последовательность операций при переключениях. В соответствии с АПП команды дистанционного управления поступают непосредственно в автоматизированную систему управления технологическим процессом (АСУ ТП) объекта электроэнергетики с контролем их исполнения на основе информации о состоянии оборудования и выполненных операциях.

Внедрение автоматизированного дистанционного управления оборудованием ПС 220 кВ Войлово позволяет повысить надежность и качество управления электроэнергетическим режимом энергосистемы Калужской области за счет сокращения времени производства оперативных переключений, снижения риска ошибочных действий диспетчерского и оперативного персонала, увеличения скорости реализации управляющих воздействий по изменению топологии электрической сети.

В рамках реализации проекта выполнен ряд организационных и технических мероприятий в соответствии с утвержденным планом-графиком, в частности, проведены необходимая настройка АСУ ТП на подстанции и оперативно-информационного комплекса в диспетчерском центре, а также тестирование системы сбора и передачи телеметрической информации. Специалистами Смоленского РДУ разработаны типовые программы переключений для ЛЭП и оборудования ПС 220 кВ Войлово, на основе которых подготовлены АПП и типовые бланки переключений. Также актуализирована и введена в действие необходимая инструктивная и техническая документация, организовано дополнительное обучение диспетчерского персонала Смоленского РДУ и оперативного персонала ПС 220 кВ Войлово, проведены комплексные испытания автоматизированной системы дистанционного управления. Во время испытаний проверялись каналы связи, качество поступающей в Смоленское РДУ телеметрической информации, выполнение функций дистанционного управления выключателями, разъединителями и заземляющими разъединителями ПС 220 кВ Войлово, а также блокировок исполнения ошибочных команд. Успешное завершение комплексных испытаний подтвердило готовность автоматизированной системы дистанционного управления оборудованием ПС 220 кВ Войлово к вводу в эксплуатацию.

В ходе проверки готовности к работе с новой системой проведена контрольная общесистемная противоаварийная тренировка по ликвидации нарушений нормального режима работы энергосистемы Калужской области с использованием дистанционного управления. В мероприятии приняли участие диспетчерский персонал Смоленского РДУ и оперативный персонал ПС 220 кВ Войлово. По итогам проведенных проверки и тренировки совместная комиссия Системного оператора и АО «ОЭЗ ППТ "Калуга"» приняла решение о готовности диспетчерского персонала Смоленского РДУ и оперативного персонала ПС 220 кВ Войлово к осуществлению функций дистанционного управления оборудованием подстанции.

В рамках цифровизации оперативно-диспетчерского управления Системный оператор уже несколько лет поэтапно внедряет автоматизированную систему производства переключений во всех своих филиалах, что в перспективе позволит организовать автоматизированное дистанционное управление оборудованием и устройствами более чем двухсот объектов электроэнергетики в соответствии с согласованными с субъектами электроэнергетики, потребителями электрической энергии планами-графиками. Оснащение диспетчерских центров Системного оператора автоматизированными системами производства переключений, а объектов электроэнергетики – современными АСУ ТП, поддерживающими автоматизированное дистанционное управление, является важным практическим шагом к цифровой трансформации энергетики. Использование передовых цифровых технологий в энергетической отрасли позволяет получить значительный системный эффект за счет построения на их базе более эффективных моделей управления технологическими процессами объектов электроэнергетики и ЕЭС России в целом.

]]>
news-16347Fri, 25 Jun 2021 15:50:03 +0300На Азовской ВЭС впервые в ЕЭС России осуществлен проект дистанционного управления активной и реактивной мощностью ветровой электростанцииhttps://www.so-ups.ru/odu-south/news/odu-south-news-view/news/16347/Филиалы АО «СО ЕЭС» ОДУ Юга и Ростовское РДУ совместно с ООО «Энел Рус Винд Азов успешно провели испытания и ввели в работу автоматизированную систему дистанционного управления технологическими режимами работы и эксплуатационным состоянием оборудования Азовской ВЭС из диспетчерского центра Системного оператораФилиал АО «СО ЕЭС» «Объединенное диспетчерское управление энергосистемы Юга» (ОДУ Юга) и «Региональное диспетчерское управление энергосистем Ростовской области и Республики Калмыкия» (Ростовское РДУ) совместно с ООО «Энел Рус Винд Азов (100% дочернее общество ПАО «Энел Россия») успешно провели испытания и ввели в работу автоматизированную систему дистанционного управления технологическими режимами работы и эксплуатационным состоянием оборудования Азовской ВЭС из диспетчерского центра Системного оператора.

Азовская ВЭС установленной мощностью 90 МВт стала первой ветровой электростанцией ЕЭС России, на которой внедрена технология дистанционного управления как активной, так и реактивной мощностью генерирующего оборудования. Ранее в ЕЭС России дистанционное управление и активной, и реактивной мощностью применялось только на солнечных электростанциях. Благодаря конструктивной позиции ПАО «Энел Россия» и эффективному сотрудничеству с Системным оператором, впервые в ЕЭС России такой проект реализован на ВЭС, что позволяет обеспечить полноценную эффективную интеграцию в Единую энергосистему ветровых станций, характеризующихся резкопеременной нагрузкой.

До сих пор на ВЭС в России осуществлялись проекты дистанционного управления только активной мощностью, что повышает эффективность участия электростанции в общем первичном регулировании частоты в энергосистеме, а также за счет оперативного снижения выдаваемой активной мощности по командам Системного оператора способствует максимально быстрому восстановлению нормальной режимно-балансовой ситуации при отклонении электроэнергетического режима от планового диспетчерского графика – например, в случае аварий в энергосистеме. В свою очередь, дистанционное управление реактивной мощностью Азовской ВЭС создает дополнительный инструмент противоаварийного управления и оптимизации электроэнергетических режимов ОЭС Юга за счет оперативного регулирования уровней напряжения в узлах электрической сети.

Собственнику энергообъекта дистанционное управление дает возможность оптимизировать схему оперативного обслуживания ВЭС, отказавшись от необходимости постоянного дежурства оперативного персонала на станции в пользу ее обслуживания оперативно-выездной бригадой.

О проекте дистанционного управления Азовской ВЭС

Введенный в эксплуатацию комплекс дистанционного управления предусматривает автоматизированное управление из диспетчерского центра Ростовского РДУ технологическим режимом работы и эксплуатационным состоянием 26 ветроустановок, объединенных схемой выдачи мощности, через единую локальную автоматизированную систему управления (АСУ ТП) по специальным цифровым каналам связи. Одновременно реализована функция дистанционного управления установленными на подстанции ВЭС коммутационными аппаратами, обеспечивающими возможность полного отключения ВЭС или ограничения выдачи ее мощности вплоть до 0 МВт в случае нештатных ситуаций, а также заземляющими ножами распределительного устройства электростанции.

В рамках проекта специалисты ОДУ Юга и Ростовского РДУ совместно с ПАО «Энел Россия» принимали участие в подготовке технического задания на проектирование, согласовании проектной документации, включающей в себя технические решения по созданию автоматизированной системы дистанционного управления оборудованием и режимами работы Азовской ВЭС, а также в разработке программы комплексных испытаний этой системы, предшествующих ее вводу в эксплуатацию.

При подготовке к комплексным испытаниям специалисты АО «СО ЕЭС» провели необходимую настройку оперативно-информационного комплекса (ОИК) в Ростовском РДУ, совместно с ПАО «Энел Россия» протестировали телеметрические системы обмена информацией между электростанцией и диспетчерским центром Системного оператора. Для обеспечения проведения испытаний Ростовским РДУ также был реализован комплекс режимных мероприятий.

В 2020 году в энергосистемах Ростовской области и Республики Калмыкия реализованы проекты дистанционного управления активной мощностью Гуковской, Каменской, Сулинской, Целинской, Салынской и Казачьей ветровых электростанций. С подключением к системе дистанционного управления Азовской ВЭС общая мощность ветровых электростанций региона, на которых внедрена новая технология, составила 638 МВт или 8 % суммарной установленной мощности всех объектов генерации.

Развитие инновационной цифровой технологии Системный оператор осуществляет в сотрудничестве с субъектами электроэнергетики в рамках реализации Энергетической стратегии РФ до 2035 года, предусматривающей переход на 100-процентное автоматическое дистанционное управление режимами работы объектов электрической сети 220 кВ и выше и объектов генерации выше 25 МВт в ЕЭС России.

 

]]>
news-16337Wed, 23 Jun 2021 09:51:25 +0300Руководители Балтийского РДУ и Министерства развития инфраструктуры Калининградской области обсудили перспективные направления развития энергосистемы регионаhttps://www.so-ups.ru/odu-northwest/news/odu-northwest-news-view/news/16337/В Министерстве развития инфраструктуры Калининградской области состоялась рабочая встреча министра, заместителя руководителя регионального штаба по обеспечению безопасности электроснабжения Евгении Кукушкиной и директора Филиала Системного оператора Балтийское РДУ Игоря БарановскогоВ Министерстве развития инфраструктуры Калининградской области состоялась рабочая встреча министра, заместителя руководителя регионального штаба по обеспечению безопасности электроснабжения Евгении Кукушкиной и директора Филиала Системного оператора Балтийское РДУ (осуществляет оперативно-диспетчерское управление энергосистемой Калининградской области) Игоря Барановского.

Руководитель филиала Системного оператора сообщил о планах компании по поэтапному внедрению цифровой технологии автоматизированного дистанционного управления оборудованием энергообъектов из диспетчерских центров региональных энергосистем, в том числе из диспетчерского центра Балтийского РДУ.

Организация дистанционного управления является одной из важных мер повышения надежности функционирования ЕЭС России и электроснабжения потребителей, подчеркнул Игорь Барановский. Он напомнил, что положение о переходе на 100-процентное автоматическое дистанционное управление режимами работы сетевых объектов 220 кВ и выше и объектов генерации 25 МВт и выше в ЕЭС России включено в Энергетическую стратегию России до 2035 года.

Системный оператор, отвечающий за надежное и стабильное функционирование энергосистемы страны, выступает идеологом, инициатором и координатором развития цифрового дистанционного управления оборудованием объектов электроэнергетики в ЕЭС России. На начало 2021 года из диспетчерских центров Системного оператора по всей стране осуществляется дистанционное управление оборудованием более 40 подстанций класса напряжения 110–500 кВ, в целом же до 2025 года предполагается довести число подстанций с автоматизированным дистанционным управлением более чем до 200.

«В Калининградской области уже реализован проект дистанционного управления оборудованием новой Ушаковской ветроэлектростанции, построенной вместо выработавшей свой ресурс Зеленоградской ВЭС. Один из проектов в сфере цифровизации, реализованных Системным оператором и «Янтарьэнерго», – внедрение дистанционного управления на подстанции 110 кВ Береговая в Калининграде. Также в совместных планах «Янтарьэнерго» и Балтийского РДУ до 2023 года реализовать дистанционное управление еще на двух подстанциях 110 кВ – Индустриальная и Озерки», – рассказал Игорь Барановский.

Он подчеркнул, что внедрение технологий дистанционного управления позволяет многократно сократить длительность производства одной из базовых операций в оперативно-диспетчерском управлении энергосистемой – оперативных переключений в электроустановках, что помогает уменьшить период отклонения режима работы электростанций от планового диспетчерского графика для выполнения режимных мероприятий на время переключений и значительно сократить длительность неоптимальных режимов энергосистемы в целом.

Игорь Барановский рассказал о других проектах в сфере цифровизации оперативно-диспетчерского управления, реализованных Системным оператором в сотрудничестве с субъектами региональной энергетики. Среди них – внедрение в соответствии с поручением Министерства энергетики РФ от 11 сентября 2019 года программно-технического комплекса противоаварийной автоматики. Введенный комплекс предназначен для оптимизации объема отключаемой нагрузки потребителей при аварийном отключении крупных энергоблоков в условиях изолированной работы энергосистемы Калининградской области от ЕЭС России.

Евгения Кукушкина поддержала инициативы Системного оператора в сфере цифровизации, направленные на повышение эффективности работы энергосистемы Калининградской области.

]]>
news-16331Mon, 21 Jun 2021 17:00:31 +0300ОДУ Юга: энергосистемы Северного Кавказа – перспективная площадка для внедрения технологий дистанционного управленияhttps://www.so-ups.ru/odu-south/news/odu-south-news-view/news/16331/На состоявшемся в Минеральных Водах Северо-Кавказском Энергетическом Форуме начальник Службы развития и технического перевооружения Филиала АО «СО ЕЭС» «Объединенное диспетчерское управление энергосистемы Юга» Денис Ситников выступил с докладом о перспективах внедрения в энергообъединении цифровой технологии дистанционного управления электросетевым оборудованием и режимами работы электростанцийНа состоявшемся в Минеральных Водах Северо-Кавказском Энергетическом Форуме начальник Службы развития и технического перевооружения Филиала АО «СО ЕЭС» «Объединенное диспетчерское управление энергосистемы Юга» Денис Ситников выступил с докладом о перспективах внедрения в энергообъединении цифровой технологии дистанционного управления электросетевым оборудованием и режимами работы электростанций.

Денис Ситников рассказал об истории внедрения цифровых технологий в оперативно-диспетчерском управлении, основных принципах и преимуществах дистанционного управления, общесистемных, экономических, технологических и организационных эффектах от внедрения новой цифровой технологии. Он ознакомил участников форума с опытом Системного оператора по реализации проектов дистанционного управления в ЕЭС России и представил основные требования к техническому оснащению объектов электроэнергетики для реализации функции дистанционного управления.

Представитель Системного оператора подчеркнул, что принятая Правительством РФ в июне 2020 года Энергетическая стратегия России, предусматривает необходимость перехода на 100-процентное автоматическое дистанционное управление режимами работы сетевых объектов 220 кВ и выше и объектов генерации 25 МВт и выше в ЕЭС России к 2035 году. Основными направлениями развития новой цифровой технологии в Единой энергосистеме являются реализация дистанционного управления оборудованием и устройствами РЗА объектов электросетевого комплекса и распределительных устройств электростанций, дистанционного управления графиками нагрузки электростанций, а также дистанционного управления электросетевым оборудованием и устройствами РЗА, активной и реактивной мощностью электростанций ВИЭ.

Говоря о внедрении технологии, Денис Ситников отметил, что в Северо-Кавказском Федеральном округе проекты цифрового дистанционного управления реализованы на подстанции 110 кВ Город, Чиркейской ГЭС, Ирганайской ГЭС, Зеленчукской ГЭС и ГЭС-2. В стадии реализации в СКФО еще более десяти проектов. В целом по ЕЭС России по итогам 2020 года Системный оператор осуществляет дистанционное управление из диспетчерских центров оборудованием распределительных устройств более 40 подстанций 110–500 кВ и распределительного устройства одной гидроэлектростанции (Воткинская ГЭС), активной и реактивной мощностью восьми солнечных электростанций, активной мощностью шести ветровых электростанций, а также дистанционное управление графиками нагрузки 18  ГЭС. Проекты реализованы совместно с ПАО «Россети», ПАО «РусГидро», ОАО «Сетевая компания» (Республика Татарстан), ПАО «Энел Россия», АО «Объединенная энергетическая компания» (г. Москва), ПАО «Фортум», группой компаний «Хевел».

Он также отметил, что цифровая технология дистанционного управления объективно востребована в ОЭС Юга, где идет активное развитие генерации на возобновляемых источниках энергии. По состоянию на 1 июня 2021 года установленная мощность электростанций ВИЭ в энергообъединении составила 2069 МВт, к концу 2024 года планируется ввести еще 1600 МВт мощностей «зеленой генерации». Использование технологии дистанционного управления мощностью ВИЭ-генерации позволяет, при необходимости, максимально быстро снижать мощность ВИЭ-генератора для предотвращения и ликвидации нарушений нормального режима в энергосистеме.

В завершение доклада Денис Ситников рассказал о перспективах внедрения цифрового дистанционного управления в ЕЭС России. Он отметил, что Системный оператор и энергокомпании накопили значительный опыт реализации проектов дистанционного управления, в ходе совместной деятельности разработан ряд типовых документов, апробированы технические решения, создана необходимая нормативно-техническая база.

После выступления представитель Системного оператора ответил на вопросы участников мероприятия, которые, в частности, касались, возможности организации дистанционного управления электросетевым оборудованием и мощностью конкретных электростанций ВИЭ.

Северо-Кавказский Энергетический Форум (СКЭФ) – ежегодное и крупнейшее на Северном-Кавказе конгрессно-выставочное мероприятие для специалистов топливно-энергетической отрасли. В СКЭФ участвуют топ-менеджеры ведущих энергетических компаний, представители федеральной и региональной власти, эксперты, представители научного сообщества, руководители профильных вузов и научно-исследовательских институтов, производители оборудования.

]]>
news-16256Fri, 04 Jun 2021 11:56:50 +0300Системный оператор представил техническим руководителям ОЭС Сибири планы по повышению надежности энергосистемы за счет развития цифровых технологий дистанционного управления https://www.so-ups.ru/odu-siberia/news/odu-siberia-news-view/news/16256/На совещании с участием технических руководителей энергетических компаний Объединенной энергосистемы Сибири Филиал Системного оператора - ОДУ Сибири представил участникам современные технологии дистанционного управления и планы по их развитию в ОЭС СибириНа совещании с участием технических руководителей генерирующих, электросетевых компаний Объединенной энергосистемы Сибири Филиал АО «СО ЕЭС» «Объединенное диспетчерское управление энергосистемы Сибири» (ОДУ Сибири) представил участникам современные технологии дистанционного управления и планы по их развитию в ОЭС Сибири.

Директор по развитию технологий диспетчерского управления ОДУ Сибири Александр Работин отметил, что внедряемые Системным оператором технологии управления оборудованием энергообъектов являются важнейшим направлением цифровой трансформации электроэнергетики. Он подчеркнул необходимость решения одной из важнейших задач, включенных в новую Энергетическую стратегию Российской Федерации на период 2020–2035 гг., – развитие цифровых технологий дистанционного управления.

Идеологом, инициатором и координатором развития цифрового дистанционного управления оборудованием распределительных устройств и устройствами РЗА, мощностью электростанций в ЕЭС России является Системный оператор. В сотрудничестве с крупнейшими компаниями отрасли Системным оператором к началу 2021 года в ЕЭС России в целом реализовано дистанционное управление оборудованием более 40 подстанций 110–500 кВ из диспетчерских центров АО «СО ЕЭС». В соответствии с согласованными с сетевыми компаниями планами-графиками, до 2025 года предполагается организовать дистанционное управление оборудованием свыше 200 подстанций. В их число входят и 32 подстанции 110–500 кВ в ОЭС Сибири. Также Системный оператор активно взаимодействует с генерирующими компаниями по реализации дистанционного управления оборудованием распределительных устройств электростанций.

Внедрение технологий автоматизированного дистанционного управления оборудованием распределительных устройств и устройствами РЗА позволит получить целый ряд преимуществ как для энергосистемы в целом, так и для собственников энергообъектов и потребителей.  Снизится риск ошибочных действий персонала при производстве оперативных переключений. В энергосистеме сократится длительность производства оперативных переключений по сравнению с их «традиционным» выполнением оперативным персоналом объектов электроэнергетики по устным командам диспетчерского персонала, а значит сократится период отклонения режима работы электростанций от планового диспетчерского графика для выполнения режимных мероприятий на время производства переключений. Всё это в конечном итоге повышает надежность работы энергосистемы, отметил Александр Работин.

Наряду с внедрением дистанционного управления распределительными устройствами важнейшим направлением развития цифровых технологий в электроэнергетике является управление активной и реактивной мощностью электростанций. В ОЭС Сибири под управлением Системного оператора реализованы проекты дистанционного управления активной и реактивной мощностью на четырех солнечных электростанциях: Майминской, Чемальской, Ининской и Усть-Коксинской. Цифровая технология дистанционного управления мощностью ВИЭ-генерации позволяет диспетчерам Системного оператора при необходимости максимально быстро снижать мощность СЭС для предотвращения и ликвидации нарушений нормального режима в энергосистеме, дает больше возможностей для регулирования уровней напряжения,  собственникам генерирующих объектов позволяет снижать расходы на их содержание за счет оптимизации схемы оперативно-технологического управления.

Системным оператором ведется работа в направлении развития   дистанционного управления мощностью тепловых и гидроэлектростанций. Очередным шагом в этом направлении стала цифровая система доведения плановой мощности (СДПМ) до электростанций. На текущий момент в ОЭС Сибири эта система внедрена на Саяно-Шушенской и Новосибирской ГЭС. Принято решение о ее внедрении на гидростанциях в Иркутской области и Красноярском крае, совместно с генерирующими компаниями обсуждается возможность внедрения СДПМ на тепловых станциях ОЭС Сибири.

]]>