АО «Системный оператор Единой энергетической системы»https://www.so-ups.ru/ruWed, 01 Dec 2021 05:48:41 +0300Wed, 01 Dec 2021 05:48:41 +0300TYPO3http://blogs.law.harvard.edu/tech/rssnews-17193Fri, 26 Nov 2021 08:42:34 +0300Системный оператор и энергокомпании Карелии провели экскурсию для студентов Петрозаводского государственного университета на один из объектов второй цепи Кольско-Карельского транзита https://www.so-ups.ru/odu-northwest/news/odu-northwest-news-view/news/17193/Энергетики рассказали студентам о современных цифровых технологиях, внедряемых на строящихся энергообъектах транзитаФилиал Системного оператора - Карельское РДУ (осуществляет функции оперативно-диспетчерского управления объектами электроэнергетики на территории Республики Карелия) и Карельское предприятие магистральных электрических сетей Филиала ПАО «Россети ФСК ЕЭС» МЭС Северо-Запада провели для студентов Физико-технического института Петрозаводского государственного университета экскурсию на распределительный пункт 330 кВ Каменный Бор. Объект введен в эксплуатацию в 2021 году в рамках проекта по созданию второй цепи Кольско-Карельского транзита. Мероприятие было организовано старшим преподавателем вуза и ведущим экспертом Службы электрических режимов Карельского РДУ Денисом Петрушиным.

В ходе экскурсии представитель Системного оператора напомнил, что существующий сегодня Кольско-Карельский транзит 330 кВ в одноцепном исполнении протяженностью более 1000 км обладает недостаточной пропускной способностью. Это ограничивает использование располагаемой мощности электростанций энергосистемы Мурманской области, в первую очередь станций без углеродного следа – Кольской АЭС и строящейся Кольской ВЭС. Завершение проекта позволит значительно увеличить максимально допустимый переток в сечениях Кола – Карелия и Онда – Кондопога и повысить пропускную способность транзита Кольская энергосистема – энергосистема Санкт-Петербурга и Ленинградской области.

Денис Петрушин отметил, что все объекты электроэнергетики, в том числе Кольско-Карельского транзита, строятся и вводятся в работу при ключевом участии и контроле Системного оператора ЕЭС. На основании проведённых расчётов и предусмотренных персоналом СО ЕЭС мероприятий обеспечиваются режимные условия для ввода в работу нового оборудования. «Новые электросетевые элементы «встраиваются» в существующую сеть и оказывают влияние на режим работы всей энергосистемы, результат – надёжное электроснабжение потребителей и повышение пропускной способности контролируемых сечений», – пояснил он.

Также студенты познакомились с новой цифровой технологией дистанционного управления оборудованием энергообъектов из диспетчерских центров компании, которая в том числе предусмотрена на распределительном пункте 330 кВ Каменный Бор и обеспечивает возможность дистанционного управления первичным оборудованием.

Эта технология позволяет повысить надежность работы и качество управления электроэнергетическим режимом за счет существенного, в 5–10 раз, сокращения времени производства оперативных переключений, снижения риска ошибочных действий диспетчерского и оперативного персонала, увеличения скорости реализации управляющих воздействий по изменению топологии электрической сети, в том числе при ликвидации аварий в энергосистеме.

В рамках экскурсии учащиеся посетили Ондскую ГЭС ООО «ЕвроСибЭнерго – тепловая энергия».

]]>
news-17163Thu, 18 Nov 2021 18:27:29 +0300Вице-губернатор Санкт-Петербурга Сергей Дрегваль оценил готовность энергосистемы города к зиме из диспетчерского центра Системного оператораhttps://www.so-ups.ru/odu-northwest/news/odu-northwest-news-view/news/17163/Визит профильного вице-губернатора в главный диспетчерский центр Ленинградской энергосистемы состоялся в рамках проверки городской электроэнергетики к работе в период пиковых нагрузок. В диспетчерском зале Ленинградского РДУ Сергей Дрегваль смог наблюдать, как в режиме реального времени диспетчеры управляют работой одной из крупнейших энергосистем ЕЭС России18 ноября в Филиале Системного оператора Ленинградское РДУ вице-губернатор Санкт-Петербурга Сергей Дрегваль ознакомился с режимами работы энергосистемы Санкт-Петербурга и Ленинградской области и провел рабочую встречу с генеральным директором ОДУ Северо-Запада Сергеем Шишкиным и директором Ленинградского РДУ Игорем Курилкиным. 

Визит профильного вице-губернатора в главный диспетчерский центр Ленинградской энергосистемы состоялся в рамках проверки городской электроэнергетики к работе в период пиковых нагрузок.

В диспетчерском зале Ленинградского РДУ Сергей Дрегваль смог наблюдать, как в режиме реального времени диспетчеры управляют работой одной из крупнейших энергосистем ЕЭС России.

Директор Ленинградского РДУ Игорь Курилкин сообщил, что в предстоящий осенне-зимний период 2021-2022 гг. Системный оператор прогнозирует увеличение энергопотребления по территории г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области до 8008 МВт, в т.ч.  в Санкт-Петербурге до 4321 МВт, или на 2,2 % выше по сравнению с итогами предыдущего отопительного сезона.

По словам генерального директора ОДУ Северо-Запада Сергея Шишкина, режим работы энергосистемы планируется и ведется так, чтобы единичное аварийное отключение любого элемента не приводило к выходу технологических параметров за нормативные пределы либо к погашению потребителей. У диспетчера есть 20 минут после первого отключения для приведения параметров работы энергосистемы в такое состояние, чтобы последующее единичное отключение не приводило к негативным последствиям в части перегрузки, повреждения оборудования и выхода электрических параметров за недопустимые значения.

Для эффективного управления энергосистемой Системный оператор внедряет современные цифровые технологии, среди них системы, позволяющие осуществлять дистанционное управление оборудованием энергообъектов непосредственно из диспетчерских центров АО «СО ЕЭС».

Как отметил директор Ленинградского РДУ Игорь Курилкин, Санкт-Петербург был одним из пионеров внедрения этой технологии. «Сегодня совместно с МЭС Северо-Запада мы успешно ее применяем на шести объектах электроэнергетики. Это ПС 220 кВ Проспект Испытателей, ПС 330 кВ Завод Ильич, Василеостровская, Центральная, Ржевская и Волхов-Северная. В ближайшей перспективе аналогичная технология будет реализована на Юго-Западной ТЭЦ и ТЭЦ ГРС-Энерго, а также ряде других электросетевых энергообъектов города и области», – сказал он.

Оценить преимущества технологии вице-губернатор смог лично. На полигонном программном комплексе в пункте тренажерной подготовки персонала Ленинградского РДУ вывод в ремонт условной линии электропередачи занял считанные минуты, тогда как раньше диспетчеру приходилось тратить на эту работу не менее часа.

«Все происходит за счет действия автоматизированной системы производства переключений, установленной в диспетчерском центре Системного оператора и связанной с АСУ ТП энергообъекта. По заданному алгоритму программа определяет необходимые управляющие воздействия и блокировки, объект выводится в ремонт и так же вводится в работу. Внешне это выглядит как несколько кликов компьютерной мышкой, – поясняет Игорь Курилкин. – Сокращается время переключений, оборудование дольше работает по плановому диспетчерскому графику. Уменьшается время ликвидации возможной аварийной ситуации. Кроме того, снижается риск ошибочных действий оперативного персонала и повышается его безопасность при производстве оперативных переключений. В итоге это приводит к повышению надежности работы энергосистемы и улучшению качества управления электроэнергетическим режимом».

Сергей Дрегваль отметил ключевую роль АО «СО ЕЭС» в развитии Санкт-Петербурга. «Будущее города зависит от состояния и возможностей энергосистемы, и в этом смысле Системный оператор – ключевой партнер администрации Санкт-Петербурга. С энергообъектов в Ленинградское РДУ стекается огромный массив данных, которые ложатся в основу не только текущего управления энергосистемой города и области, но и являются базой для формирования перспективного плана развития Санкт-Петербурга, а это прежде всего развитие промышленности и социальной сферы, инвестиционная привлекательность нашего города. Поэтому развитие современных цифровых технологий в управлении таким сложным механизмом как энергосистема - насущная необходимость, и Системный оператор успешно справляется с этой задачей».

В завершение визита Сергей Дрегваль поздравил персонал ОДУ Северо-Запада и Ленинградского РДУ со 100-летием системы оперативно-диспетчерского управления, которое сотрудники Системного оператора будут отмечать 17 декабря, и оставил запись в книге Почетных гостей корпоративного музея компании. 

]]>
news-17162Thu, 18 Nov 2021 16:41:23 +0300Диспетчерский центр Системного оператора в Астрахани посетили руководители министерства промышленности и природных ресурсов регионаhttps://www.so-ups.ru/odu-south/news/odu-south-news-view/news/17162/17 ноября делегация Правительства Астраханской области посетила с рабочим визитом филиал Системного оператора Астраханское РДУ (осуществляет функции оперативно-диспетчерского управления объектами электроэнергетики на территории Астраханской области)17 ноября делегация Правительства Астраханской области посетила с рабочим визитом филиал Системного оператора Астраханское РДУ (осуществляет функции оперативно-диспетчерского управления объектами электроэнергетики на территории Астраханской области).

В состав делегации вошли руководитель регионального штаба по обеспечению безопасности электроснабжения, министр промышленности и природных ресурсов Астраханской области Денис Афанасьев, его заместитель Михаил Луценко и начальник управления ТЭК министерства промышленности и природных ресурсов региона Виталий Щепин.

Руководители региона по видеоконференцсвязи из диспетчерского центра Системного оператора приняли участие в работе Всероссийского совещания «О ходе подготовки субъектов электроэнергетики и объектов ЖКХ к прохождению отопительного сезона 2021-2022 годов», прошедшего под председательством министра энергетики РФ Николая Шульгинова.

По завершении мероприятия директор Астраханского РДУ Александр Чесноков ознакомил гостей со структурой и задачами Системного оператора, а также основными принципами организации оперативно-диспетчерского управления ЕЭС России и современными технологиями управления электроэнергетическим режимом. Он рассказал об особенностях управления режимами работы энергосистемы Астраханской области в условиях увеличения числа объектов ВИЭ, отличающихся нестабильным, резкопеременным характером выработки.

В настоящее время в структуре установленной мощности энергосистемы региона суммарная мощность объектов ВИЭ-генерации составляет 45,7 %. Директор филиала Системного оператора отметил, что обеспечить эффективную интеграцию в состав энергосистемы объектов ВИЭ-генерации среди прочих мер позволяет внедрение современных цифровых технологий автоматизированного дистанционного управления оборудованием и мощностью этих электростанций из диспетчерских центров компании.

В ходе визита гости отметили высокую техническую оснащенность диспетчерского центра, а также богатый опыт Системного оператора в сфере внедрения и использования передовых цифровых технологий и новейших средств автоматизации для решения задач управления электроэнергетическим режимом. Денис Афанасьев подчеркнул ключевую роль Системного оператора как «локомотива цифровизации» в условиях трансформации электроэнергетики.

]]>
news-17116Tue, 16 Nov 2021 07:21:00 +0300В Приморском крае введена в работу цифровая система дистанционного управления оборудованием подстанции 220 кВ Патроклhttps://www.so-ups.ru/odu-east/news/odu-east-news-view/news/17116/Филиал Системного оператора Приморское РДУ совместно с филиалом ПАО «Россети» Приморское ПМЭС ввели в промышленную эксплуатацию автоматизированную систему дистанционного управления оборудованием подстанции (ПС) 220 кВ Патрокл в городе ВладивостокеФилиал Системного оператора Приморское РДУ (осуществляет функции оперативно-диспетчерского управления объектами электроэнергетики на территории Приморского края) совместно с филиалом ПАО «Россети» Приморское ПМЭС ввели в промышленную эксплуатацию автоматизированную систему дистанционного управления оборудованием подстанции (ПС) 220 кВ Патрокл в городе Владивостоке.

ПС 220 кВ Патрокл была построена в период подготовки к форуму АТЭС-2012 для обеспечения электроснабжения перспективных нагрузок во Владивостоке. Подстанция является основным питающим центром части города в районе бухты Патрокл.

Введенная в эксплуатацию автоматизированная система представляет собой программно-аппаратный комплекс, позволяющий дистанционно управлять оборудованием подстанции и подключенными к ней линиями электропередачи из диспетчерского центра Системного оператора путем запуска автоматизированной программы переключений (АПП). Новая цифровая система обеспечивает возможность дистанционного управления из Приморского РДУ всеми выключателями и разъединителями 220 кВ, а также заземляющими ножами ЛЭП 220 кВ, находящимися в диспетчерском управлении Системного оператора. Возможность дистанционного управления остальными коммутационными аппаратами получил Центр управления сетями (ЦУС) Приморского ПМЭС в соответствии с взаимосогласованным распределением функций дистанционного управления электросетевым оборудованием подстанции.

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. Использование АПП позволяет 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.

Внедрение автоматизированного дистанционного управления оборудованием ПС 220 кВ Патрокл позволяет повысить надежность и качество управления электроэнергетическим режимом энергосистемы Приморского края 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 процессе реализации проекта дистанционного управления оборудованием ПС 220 кВ Патрокл специалисты Системного оператора принимали участие в рассмотрении и согласовании задания на проектирование, рассмотрении и согласовании проектной документации, включающей в себя технические решения по созданию системы дистанционного управления, они также участвовали в разработке программ комплексных испытаний и тестировании системы. В рамках проекта выполнено распределение функции дистанционного управления между Системным оператором и Федеральной сетевой компанией, проведена необходимая настройка автоматизированной системы управления технологическим процессом (АСУ ТП) подстанции и оперативно-информационного комплекса Приморского РДУ, а также программно-технического комплекса ЦУС Приморского ПМЭС, протестирована система сбора и передачи телеметрической информации в диспетчерский центр, реализованы меры по обеспечению информационной безопасности.

Специалистами Приморского РДУ разработаны типовые программы переключений для ЛЭП и оборудования ПС 220 кВ Патрокл, 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 Приморского РДУ и оперативного персонала ПС 220 кВ Патрокл и ЦУС Приморского ПМЭС, проведены комплексные испытания автоматизированной системы дистанционного управления. При проведении комплексных испытаний Приморское РДУ обеспечило необходимые схемно-режимные условия в энергосистеме региона.

Во время испытаний проверялись каналы связи, качество поступающей в Приморское РДУ телеметрической информации, выполнение функций дистанционного управления выключателями, разъединителями и заземляющими ножами ПС 220 кВ Патрокл, а также блокировок исполнения ошибочных команд. Успешное завершение комплексных испытаний подтвердило готовность автоматизированной системы дистанционного управления оборудованием ПС 220 кВ Патрокл к вводу в эксплуатацию.

ПС 220 кВ Патрокл стала девятым по счету питающим центром в Приморской энергосистеме, на котором реализован проект дистанционного управления оборудованием из диспетчерского центра АО «СО ЕЭС». «В рамках цифровой трансформации оперативно-диспетчерского управления Системный оператор уже несколько лет поэтапно внедряет автоматизированную систему производства переключений во всех своих филиалах, что позволит организовать автоматизированное дистанционное управление оборудованием более чем двухсот объектов электроэнергетики в соответствии с согласованными с сетевыми организациями планами-графиками», – отметил генеральный директор ОДУ Востока Виталий Сунгуров.

]]>
news-17115Tue, 16 Nov 2021 07:15:17 +0300Системный оператор и Россети реализовали проект дистанционного управления оборудованием подстанции 220 кВ РЦ в Хабаровскеhttps://www.so-ups.ru/odu-east/news/odu-east-news-view/news/17115/Филиал Системного оператора – Хабаровское РДУ совместно с филиалом «Россети ФСК ЕЭС» – Хабаровское ПМЭС успешно провели комплексные испытания автоматизированной системы дистанционного управления оборудованием ПС 220 кВ РЦ в энергосистеме Хабаровского краяФилиал Системного оператора – Хабаровское РДУ (осуществляет функции оперативно-диспетчерского управления объектами электроэнергетики на территории Хабаровского края и Еврейской автономной области) совместно с филиалом «Россети ФСК ЕЭС» (ПАО «ФСК ЕЭС») – Хабаровское ПМЭС успешно провели комплексные испытания автоматизированной системы дистанционного управления оборудованием подстанции (ПС) 220 кВ РЦ в энергосистеме Хабаровского края.

Диспетчеры Хабаровского РДУ получили возможность дистанционного управления коммутационными аппаратами 220 кВ подстанции с использованием автоматизированных программ переключений (АПП), которые позволяют в 5–10 раз сократить длительность производства оперативных переключений по сравнению с их выполнением по командам диспетчерского персонала. Хабаровское ПМЭС также приступило к осуществлению дистанционного управления оборудованием ПС 220 кВ РЦ из центра управления сетями (ЦУС) в соответствии с согласованным с Системным оператором перечнем распределения функций дистанционного управления.

АПП – это представленная в виде компьютерного алгоритма последовательность операций при переключениях, которая обеспечивает выполнение переключений. Она отправляет команды непосредственно в автоматизированную систему управления технологическим процессом (АСУ ТП) управляемого энергетического объекта и контролирует их успешное исполнение, получая информацию о предыдущих выполненных операциях.

«С учетом ввода в 2018 году дистанционного управления оборудованием ПС 220 кВ Амур кабельно-воздушная линия (КВЛ) 220 кВ РЦ – Амур стала первой КВЛ в операционной зоне Хабаровского РДУ, вывод в ремонт и ввод в работу которой будет проводиться автоматизированно из диспетчерского центра, – прокомментировал событие генеральный директор Филиала АО «СО ЕЭС» «Объединенное диспетчерское управление энергосистемы Востока» Виталий Сунгуров. – Подстанция 220 кВ РЦ является центром питания для части города Хабаровска, ряда промышленных и социальных объектов, а также международного аэропорта».

В ходе реализации проекта специалисты Хабаровского РДУ и ОДУ Востока принимали участие в рассмотрении и согласовании технического задания на проектирование, рассмотрении и согласовании проектной документации, включающей в себя технические решения по модернизации АСУ ТП ПС 220 кВ РЦ и созданию автоматизированной системы дистанционного управления.

Совместно со специалистами ПАО «ФСК ЕЭС» выполнено распределение функций дистанционного управления между Системным оператором и сетевой компанией, проведена необходимая настройка АСУ ТП подстанции, оперативно-информационного комплекса в диспетчерском центре и программно-технического комплекса ЦУС Хабаровского ПМЭС, протестированы телеметрические системы сбора и передачи информации в диспетчерский центр Системного оператора. В рамках проекта реализованы меры по обеспечению информационной безопасности ПС 220 кВ РЦ и каналов связи, пересмотрена и введена в действие необходимая нормативно-техническая документация, проведено дополнительное обучение диспетчерского и оперативного персонала. Хабаровским РДУ также разработаны типовые программы переключений для оборудования подстанции с использованием дистанционного управления, на основе которых подготовлены АПП и типовые бланки переключений, реализован комплекс мероприятий по проведению испытаний автоматизированной системы дистанционного управления.

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-16915Fri, 08 Oct 2021 04:37:42 +0300Применение Системным оператором технологии СМЗУ при планировании режимов позволило увеличить эффективность использования мощностей ГЭС Ангарского каскадаhttps://www.so-ups.ru/odu-siberia/news/odu-siberia-news-view/news/16915/Филиал АО «СО ЕЭС» «Объединенное диспетчерское управление энергосистемы Сибири» (ОДУ Сибири) повышает эффективность использования наиболее экономичной генерации ОЭС Сибири за счет определения максимально допустимых перетоков активной мощности в контролируемом сечении 500 кВ Братск – Красноярск (при перетоках активной мощности в западном направлении) с применением программного комплекса Барс-МДПФилиал АО «СО ЕЭС» «Объединенное диспетчерское управление энергосистемы Сибири» (ОДУ Сибири) повышает эффективность использования наиболее экономичной генерации ОЭС Сибири за счет определения максимально допустимых перетоков активной мощности в контролируемом сечении 500 кВ Братск – Красноярск (при перетоках активной мощности в западном направлении) с применением программного комплекса Барс-МДП.

При проведении конкурентного отбора в рынке на сутки вперед (РСВ) объемы выработки электростанций определяются в том числе с учетом максимально допустимых перетоков мощности (МДП) в контролируемых сечениях для наиболее неблагоприятных схемно-режимных условий функционирования энергосистем.

Программный комплекс Барс-МДП, разработанный АО «НТЦ ЕЭС» и ОДУ Сибири, обеспечивает расчет и запись в расчетную модель РСВ значений МДП, определенных для прогнозируемых на период планирования актуальных условий функционирования энергосистем, с применением информации и алгоритмов работы технологии Системы мониторинга запасов устойчивости (СМЗУ). Это повышает эффективность краткосрочного планирования, дает возможность максимально использовать пропускную способность сетевых транзитов и увеличивать загрузку наиболее экономичных электростанций.

Применение Барс-МДП при планировании режима работы в контролируемом сечении 500 кВ Братск – Красноярск (в западном направлении) позволило увеличить загрузку ГЭС Ангарского каскада на величину до 250 МВт за счет максимального использования пропускной способности электрической сети. При этом появилась возможность отказаться от загрузки наименее экономически эффективной генерации.

«Братск – Красноярск» уже тринадцатое контролируемое сечение в ОЭС Сибири, где Системный оператор начал определять величины допустимых перетоков активной мощности по параметрам прогнозируемых электроэнергетических режимов с использованием информации и алгоритмов работы СМЗУ.

Введенная в работу в 2018 году в ОДУ Сибири цифровая система мониторинга запасов устойчивости, в режиме реального времени определяет величины допустимых перетоков активной мощности, основываясь на более чем 10 000 параметрах телеметрии и учитывает изменения схемно-режимной ситуации в энергосистеме. СМЗУ в ОЭС Сибири используется как цифровая онлайн-система для управления электроэнергетическим режимом, а также в качестве технологического инструмента актуализации расчетной модели для проведения расчетов на рынке на сутки вперед. Эффектом от внедрения системы является увеличение использования пропускной способности существующей сети на величину до 800 МВт, что обеспечивает возможность загрузки экономически эффективных тепловых и гидравлических электростанций ОЭС Сибири.

]]>
news-16869Tue, 05 Oct 2021 14:29:21 +0300Системный оператор и Россети реализовали проект дистанционного управления оборудованием переключательного пункта 220 кВ Зея в Амурской областиhttps://www.so-ups.ru/odu-east/news/odu-east-news-view/news/16869/Диспетчерский персонал Амурского РДУ получил возможность дистанционного управления коммутационными аппаратами 220 кВ подстанции с использованием автоматизированной системы производства переключений, что позволило в 5–10 раз сократить длительность производства оперативных переключенийФилиал Системного оператора Амурское РДУ (осуществляет функции оперативно-диспетчерского управления объектами электроэнергетики на территории Амурской области) совместно с филиалом «Россети ФСК ЕЭС» Амурское ПМЭСпосле успешных комплексных испытаний приступили к выполнению функций дистанционного управления оборудованием переключательного пункта (ПП) 220 кВ Зея в Свободненском районе региона.

Диспетчерский персонал Амурского РДУ получил возможность дистанционного управления коммутационными аппаратами 220 кВ подстанции с использованием автоматизированной системы производства переключений (АСПП), которые позволяют в 5–10 раз сократить длительность производства оперативных переключений по сравнению с их выполнением по командам диспетчерского персонала. Амурское ПМЭС также приступило к осуществлению дистанционного управления оборудованием ПП 220 кВ Зея из центра управления сетями (ЦУС) в соответствии с согласованным с Системным оператором перечнем распределения функций дистанционного управления.

Автоматизированная программа переключений – это представленная в виде компьютерного алгоритма последовательность операций при переключениях. Она обеспечивает выполнение переключений, отправляя команды непосредственно в автоматизированную систему управления технологическим процессом (АСУ ТП) управляемого энергетического объекта, и контролирует их успешное исполнение, получая информацию о предыдущих выполненных операциях.

«Успешное внедрение автоматизированного дистанционного управления оборудованием ПП 220 кВ Зея позволило повысить надежность работы и качество управления электроэнергетическим режимом энергосистемы Амурской области за счет сокращения времени производства оперативных переключений», – прокомментировал событие генеральный директор Филиала АО «СО ЕЭС» «Объединенное диспетчерское управление энергосистемы Востока» (ОДУ Востока) Виталий Сунгуров. – «Данный переключательный пункт является одной из транзитных подстанций, обеспечивающих электроснабжение магистрального газопровода «Сила Сибири».

Для внедрения проекта дистанционного управления был разработан совместный план-график реализации мероприятий, утвержден перечень распределения функций дистанционного управления оборудованием ПП, реализована комплексная программа проверки прохождения команд дистанционного управления оборудованием ПП 220 кВ Зея. В ходе реализации проекта специалисты Амурского РДУ и ОДУ Востока принимали участие в рассмотрении и согласовании технического задания на проектирование, проектной документации, включающей в себя технические решения по созданию системы дистанционного управления оборудованием ПП 220 кВ Зея.

Совместно со специалистами ПАО «ФСК ЕЭС» проведена необходимая настройка АСУ ТП подстанции, оперативно-информационного комплекса в диспетчерском центре и программно-технического комплекса ЦУС Амурского ПМЭС, настроены и протестированы системы сбора и передачи информации в Амурское РДУ. В рамках проекта пересмотрена и введена в действие необходимая документация, проведено дополнительное обучение диспетчерского персонала Амурского РДУ и оперативного персонала ЦУС Амурского ПМЭС, проведена противоаварийная тренировка.

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-16852Thu, 30 Sep 2021 10:35:09 +0300Директор Амурского РДУ выступил с докладом о внедрении дистанционного управления в ЕЭС Россииhttps://www.so-ups.ru/odu-east/news/odu-east-news-view/news/16852/29 сентября 2021 года в Благовещенске состоялось заседание Регионального штаба по обеспечению безопасности электроснабжения на территории Амурской области, в ходе которого директор Филиала Системного оператора – Амурское РДУ выступил с докладом о развитии дистанционного управления в ЕЭС России29 сентября 2021 года в Благовещенске состоялось заседание Регионального штаба по обеспечению безопасности электроснабжения на территории Амурской области по подготовке энергетического комплекса региона к работе в отопительный сезон 2021–2022 годов, в ходе которого директор Филиала Системного оператора – Амурское РДУ (осуществляет функции оперативно-диспетчерского управления объектами электроэнергетики на территории Амурской области) Борис Васильев выступил с докладом о развитии дистанционного управления в ЕЭС России, преимуществах новой цифровой технологии и ее реализации в энергосистеме Приамурья.

Заседание Регионального штаба прошло под руководством министра жилищно-коммунального хозяйства Амурской области Алексея Тарасова. В мероприятии участвовали руководители территориальных электроэнергетических компаний и представители региональных органов власти.

Борис Васильев рассказал о задачах по цифровизации электроэнергетики в рамках построения цифровой экономики России, направлениях развития цифрового дистанционного управления в Единой энергосистеме, основных принципах и преимуществах дистанционного управления, общесистемных, экономических, технологических и организационных эффектах от внедрения новой цифровой технологии. Он познакомил участников заседания с опытом Системного оператора по реализации проектов дистанционного управления в ЕЭС России, в Объединенной энергосистеме Востока и энергосистеме Амурской области и представил основные требования к техническому оснащению объектов электроэнергетики для реализации функции дистанционного управления.

Директор Амурского РДУ подчеркнул, что развитие дистанционного управления в электроэнергетике – это целенаправленная работа, выполняемая Системным оператором совместно с компаниями отрасли. 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 активной и реактивной мощностью электростанций ВИЭ. Новые цифровые технологии позволяют сократить время производства оперативных переключений, исключить риски ошибочных действий диспетчерского и оперативного персонала, увеличить скорость реализации управляющих воздействий по изменению топологии электрической сети, что является важным фактором поддержания стабильной работы энергосистемы.

Борис Васильев отметил, что Системный оператор и энергокомпании накопили значительный опыт реализации проектов дистанционного управления, в ходе совместной деятельности разработан ряд типовых документов, создана нормативно-техническая база. После завершения доклада он ответил на вопросы участников мероприятия.

]]>
news-16691Fri, 03 Sep 2021 08:38:50 +0300Руководители РДУ Татарстана рассказали студентам КГЭУ о передовых цифровых технологиях в электроэнергетикеhttps://www.so-ups.ru/odu-volga/news/odu-volga-news-view/news/16691/1 сентября руководители РДУ Татарстана) в рамках Дня знаний приняли участие в торжественных мероприятиях и традиционном лектории Казанского государственного энергетического университета1 сентября руководители Филиала АО «СО ЕЭС» «Региональное диспетчерское управление энергосистемы Республики Татарстан» (РДУ Татарстана) в рамках Дня знаний приняли участие в торжественных мероприятиях и традиционном лектории Казанского государственного энергетического университета (КГЭУ).  

Ежегодно в мероприятиях в честь начала нового учебного года в КГЭУ принимают участие руководители ведущих энергокомпаний Республики Татарстан. Системный оператор представили директор РДУ Татарстана Андрей Большаков и заместитель главного диспетчера по оперативной работе РДУ Татарстана Рустем Альтапов.

Рустем Альтапов подготовил для первокурсников лекцию на тему «Системный оператор Единой энергетической системы России. Современные методы управления электроэнергетическими режимами. Дистанционное управление в электроэнергетике». Он рассказал будущим энергетикам о функциях Системного оператора, технологиях оперативно-диспетчерского управления и основных актуальных задачах, стоящих перед компанией в условиях цифровой трансформации отрасли. Особое внимание было уделено одной из ключевых мер повышения надежности функционирования ЕЭС России и электроснабжения потребителей – дистанционному управлению оборудованием энергообъектов.

Представитель Системного оператора пояснил, на каких энергообъектах возможна реализация дистанционного управления, какие требования при этом предъявляются к оборудованию, устройствам релейной защиты (РЗА), автоматизированной системе управления технологическим процессом (АСУ ТП) объекта и автоматизированному рабочему месту (АРМ) персонала. Он рассказал студентам о технологических и организационных преимуществах дистанционного управления для ЕЭС России, результатах реализации и планах дальнейшего развития технологии дистанционного управления на энергообъектах энергосистемы Республики Татарстан.

В Системном операторе работа с молодежью включена в Программу инновационного развития АО «СО ЕЭС» и входит в число приоритетных направлений деятельности компании. С 2012 года в Казанском государственном энергетическом университете в соответствии с договорами между учебным заведением и АО «СО ЕЭС» ведется подготовка студентов КГЭУ по специализированным программам Системного оператора. Кроме того, студенты КГУЭ проходят целевую производственную практику в филиалах Системного оператора, посещают с экскурсиями диспетчерские центры операционной зоны ОДУ Средней Волги.

 

]]>
news-16668Fri, 27 Aug 2021 14:24:02 +0300Системный оператор и компания «Хевел» реализовали первый в Оренбургской энергосистеме проект дистанционного управления мощностью СЭСhttps://www.so-ups.ru/odu-ural/news/odu-ural-news-view/news/16668/Чкаловская СЭС установленной мощностью 30 МВт стала первой солнечной электростанцией в операционной зоне Оренбургского РДУ, на которой реализован проект дистанционного управления режимами работы из диспетчерского центра Системного оператора. Данная система введена в работу после успешного завершения ее опытной эксплуатации, которая началась в ноябре 2020 года27 августа филиалы АО «СО ЕЭС» «Объединенное диспетчерское управление энергосистемы Урала» (ОДУ Урала), «Региональное диспетчерское управление энергосистемы Оренбургской области» (Оренбургское РДУ) совместно с группой компаний «Хевел» ввели в промышленную эксплуатацию систему дистанционного управления режимами работы Чкаловской солнечной электростанции (СЭС).

Чкаловская СЭС установленной мощностью 30 МВт стала первой солнечной электростанцией в операционной зоне Оренбургского РДУ, на которой реализован проект дистанционного управления режимами работыиз диспетчерского центра Системного оператора. Данная система введена в работу после успешного завершения ее опытной эксплуатации, которая началась в ноябре 2020 года.

Для внедрения проекта дистанционного управления мощностью Чкаловской СЭС был разработан совместный план-график, утверждена и реализована программа испытаний. Опытная эксплуатация дистанционного управления режимами работы Чкаловской СЭС из Оренбургского РДУ предусматривала операции по изменению активной и реактивной мощности СЭС с отключением станции от сети и последующей подачей напряжения на электростанцию для проверки автоматического восстановления режима работы генерирующего оборудования

Система дистанционного управления режимом работы СЭС дает возможность более оперативно управлять активной и реактивной нагрузкой электростанции с целью предотвращения и ликвидации развития аварийных ситуаций, а также регулирования напряжения в контрольных пунктах операционной зоны Оренбургского РДУ, что обеспечивает высокую эффективность поддержания оптимальных параметров режима работы энергосистемы. Как следствие, укрепляется надежность и повышается качество электроснабжения потребителей Оренбургской области. 

Учитывая тенденцию к увеличению количества и величины мощности возобновляемой генерации в ЕЭС России, Системный оператор и компания «Хевел» планируют дальнейшее применение технологии дистанционного управления режимами работы СЭС на действующих и на строящихся объектах солнечной генерации.

На 01.08.2021 общая мощность солнечных электростанций в энергосистеме Оренбургской области составляет 330 МВт (в ОЭС Урала - 414 МВт), что сопоставимо с установленной мощностью энергоблока крупной тепловой электростанции.

Дистанционное управление режимами работы СЭС наряду с развитием дистанционного управления оборудованием подстанций, внедрением в ЕЭС России систем мониторинга запасов устойчивости и централизованных систем противоаварийной автоматики третьего поколения, а также другими проектами, реализуемыми Системным оператором в сотрудничестве с субъектами отрасли, является еще одним реальным шагом к цифровизации энергетики.

]]>