АО «Системный оператор Единой энергетической системы»https://www.so-ups.ru/ruThu, 18 Aug 2022 08:09:52 +0300Thu, 18 Aug 2022 08:09:52 +0300TYPO3http://blogs.law.harvard.edu/tech/rssnews-19101Wed, 10 Aug 2022 12:30:00 +0300Системный оператор и «Россети ФСК ЕЭС» реализовали первый проект дистанционного управления оборудованием подстанции в Астраханской энергосистеме https://www.so-ups.ru/odu-south/news/odu-south-news-view/news/19101/Филиал Системного оператора Астраханское РДУ после успешных совместных с Филиалом ПАО «Россети ФСК ЕЭС» Волго-Донское ПМЭС комплексных испытаний приступил к автоматизированному дистанционному управлению оборудованием открытого распределительного устройства подстанции 220 кВ Зубовка, которая входит в транзит 220 кВ, связывающий Астраханскую и Волгоградскую энергосистемы и обеспечивает выдачу мощности пяти ветровых электростанций суммарной мощностью 340,2 МВтФилиал Системного оператора Астраханское РДУ (осуществляет функции оперативно-диспетчерского управления объектами электроэнергетики на территории Астраханской области) после успешных совместных с Филиалом ПАО «Россети ФСК ЕЭС» Волго-Донское ПМЭС комплексных испытаний приступил к автоматизированному дистанционному управлению оборудованием открытого распределительного устройства (ОРУ) подстанции 220 кВ Зубовка.

Подстанция 220 кВ Зубовка стала первым в Астраханской области электросетевым объектом ПАО «Россети ФСК ЕЭС», на котором реализовано дистанционное управление оборудованием. Подстанция входит в транзит 220 кВ, связывающий Астраханскую и Волгоградскую энергосистемы и обеспечивает выдачу мощности подключенных к ней пяти ветровых электростанций суммарной мощностью 340,2 МВт. Эксплуатационное состояние и технологический режим работы ЛЭП 220 кВ, отходящих от подстанции Зубовка, оказывают существенное влияние на пропускную способность контролируемого сечения «Волгоград – Астрахань».

Внедрение автоматизированного дистанционного управления оборудованием ПС 220 кВ Зубовка из Астраханского РДУ повышает надежность работы и качество управления электроэнергетическим режимом энергосистемы Астраханской области за счет сокращения времени производства оперативных переключений и снижения риска ошибочных действий оперативного персонала.

Внедрению дистанционного управления предшествовала совместная работа Системного оператора и ПАО «Россети ФСК ЕЭС» над инвестиционным проектом, предусматривавшим строительство и оснащение подстанции современным оборудованием, системами цифровой связи и средствами автоматизации. В процессе работы над проектом специалисты Астраханского РДУ принимали участие в подготовке и согласовании заданий на проектирование, рассмотрении и согласовании проектной документации, включающей в себя технические решения по созданию автоматизированной системы дистанционного управления.

Совместно со специалистами ПАО «Россети ФСК ЕЭС» проведена необходимая настройка автоматизированной системы управления технологическими процессами (АСУ ТП) подстанции, оперативно-информационного комплекса (ОИК) в Астраханском РДУ, протестирована система сбора и передачи телеметрической информации в диспетчерский центр Системного оператора, реализованы меры по обеспечению информационной безопасности. Кроме того, пересмотрена и введена в действие необходимая нормативно-техническая документация, проведено дополнительное обучение диспетчерского и оперативного персонала, разработаны типовые программы переключений, на основе которых подготовлены автоматизированные программы переключений (АПП) и типовые бланки переключений.

АПП – это представленная в виде компьютерного алгоритма последовательность действий при переключениях. Она обеспечивает выполнение переключений, посылая команды непосредственно в АСУ ТП управляемого энергетического объекта, а также осуществляет контроль правильности исполнения команд в автоматическом режиме.

Началу эксплуатации автоматизированной системы дистанционного управления предшествовали комплексные испытания, для проведения которых Астраханское РДУ обеспечило необходимые схемно-режимные условия в энергосистеме региона.

Перед вводом автоматизированной системы в работу выполнена проверка готовности диспетчерского центра и подстанции к осуществлению функций дистанционного управления. В ходе проверки оценивались готовность диспетчерского персонала Астраханского РДУ и оперативного персонала ПС 220 кВ Зубовка к применению средств дистанционного управления оборудованием подстанции, надежность работы систем диспетчерского и технологического управления, каналов связи и передачи телеметрической информации. В рамках проверки на базе пункта тренажерной подготовки персонала Астраханского РДУ состоялась контрольная общесистемная противоаварийная тренировка по ликвидации нарушений нормального режима в энергосистеме Астраханской области с использованием средств дистанционного управления.

Результаты проведенных комплексных испытаний, а также успешная противоаварийная тренировка подтвердили выполнение проектных решений в части дистанционного управления оборудованием подстанции и готовность Астраханского РДУ к осуществлению функций дистанционного управления оборудованием ПС 220 кВ Зубовка

]]>
news-19029Thu, 04 Aug 2022 15:00:00 +0300В ОЭС Сибири реализован проект дистанционного управления оборудованием подстанции на тяговом транзите Транссибаhttps://www.so-ups.ru/odu-siberia/news/odu-siberia-news-view/news/19029/Хакасское РДУ совместно с филиалом «Россети ФСК ЕЭС» Хакасское ПМЭС успешно провели комплексные испытания и ввели в работу автоматизированные системы дистанционного управления оборудованием подстанции (ПС) 220 кВ Тёя из диспетчерского центра Системного оператора.Хакасское РДУ (осуществляет функции оперативно-диспетчерского управления объектами электроэнергетики на территории Республики Хакасия) совместно с филиалом «Россети ФСК ЕЭС» Хакасское ПМЭС успешно провели комплексные испытания и ввели в работу автоматизированные системы дистанционного управления оборудованием подстанции (ПС) 220 кВ Тёя из диспетчерского центра Системного оператора.

Диспетчерский персонал Хакасского РДУ получил возможность дистанционного управления коммутационными аппаратами и заземляющими разъединителями распределительного устройства 220 кВ подстанции Тёя из диспетчерского центра.

Работы по внедрению новой технологии произведены в рамках комплексной модернизации подстанции Тёя, входящей в состав тягового транзита, питающего южный ход Транссибирской магистрали. ПС 220 кВ Тёя стала одним из первых магистральных центров питания в ОЭС Сибири, где реализовано дистанционное управление.

Дистанционное управление оборудованием подстанции осуществляется с использованием автоматизированных программ переключений (АПП). АПП – это представленная в виде компьютерного алгоритма последовательность действий при переключениях. Она обеспечивает выполнение переключений, передавая команды непосредственно в автоматизированную систему управления технологическим процессом (АСУ ТП) подстанции, и контролирует их успешное исполнение.

Для реализации проекта дистанционного управления был разработан совместный план-график мероприятий по внедрению технологии, осуществлена комплексная программа проверки прохождения команд дистанционного управления оборудованием подстанции.

Совместно со специалистами компании «Россети ФСК ЕЭС» проведена необходимая настройка АСУ ТП подстанции, оперативно-информационного комплекса в диспетчерском центре и программно-технического комплекса в Хакасском ПМЭС, настроены и протестированы системы сбора и передачи информации в Хакасское РДУ. В рамках проекта введена в действие необходимая нормативно-техническая документация, проведено дополнительное обучение диспетчерского и оперативного персонала, в том числе проведены учебные тренировки по отработке действий при производстве переключений в условиях планового вывода в ремонт электросетевого оборудования и ликвидации аварий с применением дистанционного управления.

«Реализация проекта дистанционного управления позволит повысить эффективность управления электроэнергетическим режимом энергосистемы за счет существенного сокращение времени переключений в электроустановках и минимизации влияния человеческого фактора. Дистанционное управление также направлено на повышение безопасности оперативного персонала объектов электроэнергетики», – отметил директор по управлению режимами – главный диспетчер Филиала АО «СО ЕЭС» ОДУ Сибири Александр Денисенко.

В перспективе в ОЭС Сибири планируется реализация дистанционного управления оборудованием и устройствами подстанций 500 кВ и 220 кВ Федеральной сетевой компании, Иркутской электросетевой компании и других субъектов электроэнергетики.

]]>
news-18708Wed, 29 Jun 2022 11:30:00 +0300Системный оператор и «Россети ФСК ЕЭС» реализовали проект дистанционного управления оборудованием подстанции 220 кВ Заливская в Волгоградской энергосистемеhttps://www.so-ups.ru/news/press-release/press-release-view/news/18708/Подстанция Заливская стала первым в Волгоградской области электросетевым объектом ПАО «Россети ФСК ЕЭС», на котором реализовано дистанционное управление оборудованиемФилиал Системного оператора Волгоградское РДУ (осуществляет функции оперативно-диспетчерского управления объектами электроэнергетики на территории Волгоградской области) совместно с Филиалом ПАО «Россети ФСК ЕЭС» Волго-Донское ПМЭС провели успешные комплексные испытания автоматизированной системы дистанционного управления оборудованием подстанции ПС 220 кВ Заливская. С 24 июня Волгоградское РДУ приступило к дистанционному управлению оборудованием открытого распределительного устройства (ОРУ) 220 кВ этой подстанции.

Подстанция Заливская стала первым в Волгоградской области электросетевым объектом ПАО «Россети ФСК ЕЭС», на котором реализовано дистанционное управление оборудованием. Подстанция входит в транзит 220 кВ, связывающий ПС 500 кВ Волга с Ростовской атомной электростанцией. Эксплуатационное состояние и технологический режим работы ЛЭП 220 кВ, отходящих от подстанции Заливская, оказывают существенное влияние на пропускную способность контролируемого сечения «Волгоград – Ростов».

Внедрение автоматизированного дистанционного управления оборудованием ПС 220 кВ Заливская из Волгоградского РДУ повышает надежность работы и качество управления электроэнергетическим режимом энергосистемы Волгоградской области за счет сокращения времени производства оперативных переключений и снижения риска ошибочных действий оперативного персонала.

Внедрению дистанционного управления предшествовала совместная работа Системного оператора и компании Россети по комплексной реконструкции ПС 220 кВ Заливская. Оснащение подстанции современным оборудованием, системами цифровой связи и средствами автоматизации обеспечило возможность реализации проекта дистанционного управления.

В процессе реконструкции специалисты Волгоградского РДУ принимали участие в подготовке и согласовании заданий на проектирование, рассмотрении и согласовании проектной документации, включающей в себя технические решения по созданию автоматизированной системы дистанционного управления.

Совместно со специалистами ПАО «Россети ФСК ЕЭС» проведена необходимая настройка автоматизированной системы управления технологическими процессами (АСУ ТП) подстанции, оперативно-информационного комплекса (ОИК) в Волгоградском РДУ, протестирована система сбора и передачи телеметрической информации в диспетчерский центр Системного оператора, реализованы меры по обеспечению информационной безопасности. Кроме того, пересмотрена и введена в действие необходимая нормативно-техническая документация, проведено дополнительное обучение диспетчерского и оперативного персонала, разработаны типовые программы переключений, на основе которых подготовлены автоматизированные программы переключений (АПП) и типовые бланки переключений. Волгоградское РДУ также обеспечило необходимые схемно-режимные условия в энергосистеме региона для проведения комплексных испытаний автоматизированной системы дистанционного управления.

Перед вводом автоматизированной системы в работу выполнена проверка готовности диспетчерского центра и подстанции к осуществлению функций дистанционного управления. В ходе проверки оценивались готовность диспетчерского персонала Волгоградского РДУ и оперативного персонала ПС 220 кВ Заливская к применению средств дистанционного управления оборудованием подстанции, надежность работы систем диспетчерского и технологического управления, каналов связи и передачи телеметрической информации. В рамках проверки на базе пункта тренажерной подготовки персонала Волгоградского РДУ состоялась контрольная общесистемная противоаварийная тренировка по ликвидации нарушений нормального режима в энергосистеме Волгоградской области с использованием средств дистанционного управления.

Результаты проведенных комплексных испытаний, а также успешная противоаварийная тренировка подтвердили выполнение проектных решений в части дистанционного управления оборудованием подстанции и готовность Волгоградского РДУ к осуществлению функций дистанционного управления оборудованием ПС 220 кВ Заливская.

]]>
news-18677Thu, 23 Jun 2022 12:12:23 +0300Ввод технологии СМЗУ повышает на 10 процентов степень использования пропускной способности ЛЭП юго-западного района Краснодарского краяhttps://www.so-ups.ru/news/press-release/press-release-view/news/18677/Филиал Системного оператора – Кубанское РДУ приступил к контролю допустимых перетоков активной мощности с использованием цифровой системы мониторинга запасов устойчивости (СМЗУ) в контролируемом сечении «Юго-Запад»Филиал Системного оператора – Кубанское РДУ (осуществляет функции оперативно-диспетчерского управления объектами электроэнергетики на территории Краснодарского края и Республики Адыгея) приступил к контролю допустимых перетоков активной мощности с использованием цифровой системы мониторинга запасов устойчивости (СМЗУ) в контролируемом сечении «Юго-Запад».

Кубанским РДУ введена в действие цифровая система СМЗУ в контролируемом сечении (совокупности линий электропередачи), обеспечивающем переток активной мощности в направлении Таманского полуострова Краснодарского края.

Применение СМЗУ для определения максимально допустимых перетоков (МДП) активной мощности при управлении электроэнергетическим режимом энергосистемы Республики Адыгея и Краснодарского края позволяет увеличить степень использования пропускной способности электрической сети в данном контролируемом сечении на величину до 10 % (на 200 МВт) без снижения уровня надежности электроснабжения потребителей.

«Увеличение степени использования пропускной способности контролируемых сечений особенно актуально в период экстремально высоких температур и, как следствие, резкого роста потребления в энергосистеме за счет увеличения нагрузки в курортных районах Юга России», - отметил директор Кубанского РДУ Сергей Антипов.

Применение СМЗУ в контролируемом сечении «Юго-запад» позволит оптимизировать загрузку тепловых электростанций Крымского полуострова.

В Кубанском РДУ использование СМЗУ уже реализовано в отношении семи контролируемых сечений.

О технологии СМЗУ

Система мониторинга запасов устойчивости (СМЗУ) – разработанный АО «НТЦ ЕЭС» совместно с АО «Системный оператор Единой энергетической системы (АО «СО ЕЭС») программно-технический комплекс, выводящий процесс расчета МДП на принципиально новый уровень. Система предназначена для расчета величины МДП в режиме реального времени, что позволяет учитывать текущие изменения схемно-режимной ситуации в энергосистеме и тем самым обеспечивает дополнительные возможности по использованию пропускной способности электрической сети и выбору оптимального алгоритма управления режимами энергосистемы без снижения уровня ее надежности. В ряде случаев эта цифровая система может стать альтернативой строительству новых ЛЭП.

Внедрение СМЗУ – это реальный шаг к цифровизации энергетики, наряду с вводом централизованных систем противоаварийной автоматики третьего поколения в энергосистемах и дистанционным управлением оборудованием подстанций. Использование в электроэнергетике передовых цифровых технологий позволяет получить значительный положительный эффект за счет построения на их базе более эффективных моделей управления технологическими и бизнес-процессами.

]]>
news-18262Mon, 16 May 2022 03:12:43 +0300Министр жилищно-коммунального хозяйства Амурской области посетил диспетчерский центр Системного оператораhttps://www.so-ups.ru/odu-east/news/odu-east-news-view/news/18262/Участники мероприятия обсудили перспективы развития региональной энергосистемы Амурской области, в том числе повышение надежности электроснабжения потребителей ее Западного энергорайона, вопросы строительства линии электропередачи 220 кВ Тында – Лопча – Хани – Чара, а также реализацию проектов ВИЭ и дистанционного управления объектами электроэнергетикиДелегация Министерства жилищно-коммунального хозяйства Амурской области под руководством министра, руководителя регионального штаба по обеспечению безопасности электроснабжения Алексея Тарасова посетила филиала Системного оператора Амурское РДУ (осуществляет функции оперативно-диспетчерского управления объектами электроэнергетики на территории Амурской области).

Директор Амурского РДУ Борис Васильев познакомил гостей с работой диспетчерского центра, рассказал о структуре и основных задачах Системного оператора, принципах организации оперативно-диспетчерского управления Единой энергосистемы России, особенностях Объединенной энергосистемы Востока и энергосистемы Приамурья, а также о текущей режимно-балансовой ситуации. Кроме того, делегация органов исполнительной власти смогла наблюдать за ходом противоаварийной тренировки диспетчерского персонала РДУ.

Участники мероприятия обсудили перспективы развития региональной энергосистемы Амурской области, в том числе повышение надежности электроснабжения потребителей ее Западного энергорайона, вопросы строительства линии электропередачи 220 кВ Тында – Лопча – Хани – Чара, а также реализацию проектов возобновляемой энергетики и дистанционного управления объектами электроэнергетики в Приамурье.

]]>
news-18061Thu, 14 Apr 2022 11:15:21 +0300Как заместить импорт: опыт российских энергокомпанийhttps://www.so-ups.ru/news/press/press-view/news/18061/Энергетические компании стали активно замещать импортные технологии отечественными еще с 2014 года, во время первой волны санкций. Сейчас, по словам заместителя главы Минэнерго РФ Евгения Грабчака, российская электроэнергетика оказалась подготовлена к возможным ограничениям поставок импортной продукции. Более того, у промышленности есть как минимум два года задела, в том числе в электронно-компонентной базе, для обеспечения полного импортозамещения. РБК-Тренды, 14.04.2022В 2022 году перед российскими компаниями остро встал вопрос импортозамещения. Крупнейшая в стране электросетевая компания — «Россети» — рассказала, как ей удалось заместить импорт более чем на 90%

Переход на отечественные технологии

Энергетические компании стали активно замещать импортные технологии отечественными еще с 2014 года, во время первой волны санкций. Тогда при содействии ключевых заказчиков производители начали усиленным темпом наращивать выпуск электрооборудования в стране и разрабатывать высокие технологии: электронику, автоматизированные системы управления технологическими процессами, комплексы удаленного мониторинга и диагностики.

Сейчас, по словам заместителя главы Минэнерго РФ Евгения Грабчака, российская электроэнергетика оказалась подготовлена к возможным ограничениям поставок импортной продукции. Более того, у промышленности есть как минимум два года задела, в том числе в электронно-компонентной базе, для обеспечения полного импортозамещения. Это срок, когда энергетика может работать на существующих резервах без потери надежности и качества электроснабжения.

В качестве примера сектора, где успешно реализуется импортозамещение, заместитель министра привел электросетевой комплекс. В 2014 году у компании «Россети» — крупнейшей в этом секторе — доля зарубежной продукции в закупках превышала 40%. С тех пор масштаб ее деятельности серьезно изменился: протяженность ЛЭП выросла более чем на 150 тысяч км — до 2,44 млн км, количество подстанций увеличилось на 66 тысяч — до 546 тысяч. При этом доля импорта в закупках снизилась практически в 6 раз.

Андрей Рюмин, генеральный директор ПАО «Россети»:

«Россети» — один из лидеров среди высокотехнологичных компаний по темпам импортозамещения в России. Мы нарастили долю отечественных поставщиков в закупках до более чем 90%, сотрудничаем с отечественными предприятиями, чтобы расширить перечень производимой в стране продукции. В том числе – освоить выпуск сложного оборудования, конкурентоспособного на внутреннем рынке и за рубежом. Это позволяет обеспечивать технологическую безопасность сетевых объектов, своевременную реализацию инвестиционных и ремонтных программ, инновационное развитие в соответствии с вызовами времени».

Какие новые задачи стоят перед группой «Россети»

Сейчас ГК «Россети» потребовалось усилить импортозамещение и добиться максимально возможной независимости от зарубежных поставщиков.

«Россети» сформулировали для себя ряд важных задач:

  • повысить эффективность управления сетевым комплексом;
  • обеспечить энергобезопасность за счет отечественных решений, нивелировать риски валютных колебаний и ограничений внешних поставок;
  • придать импульс развитию российских предприятий, в том числе в области производства электронно-компонентной базы.

Как «Россети» усилили импортозамещение сегодня

Российская продукция практически полностью вытеснила зарубежные аналоги при строительстве объектов компаний группы «Россети». Это позволило приступить к реализации импортозамещенных проектов.

Один из базовых подходов — типизация применяемых решений за счет разработки и внедрения стандартов организации на электротехническую продукцию. Если говорить просто — объекты должны собираться из типовых «блоков», требования к которым заранее известны и понятны производителям. Это дает возможность прогнозировать заказ и поставить выпуск необходимых агрегатов «на поток». По сути, типовыми являются все подстанции, построенные группой «Россети» в последнее время.

Например, в декабре была введена в работу подстанция 110 кВ «Полевая» в Ростовской области. Она была построена для выдачи в сеть электроэнергии Марченковской ВЭС мощностью 120 МВт (входит в топ-5 крупнейших ветроэлектростанций России).

«Сердце» подстанции — силовое оборудование — российского производства. Это два автотрансформатора (на 63 МВА и 100 МВА), которые выпущены в Тольятти. Состояние силовых агрегатов контролирует в режиме реального времени отечественная интеллектуальная система мониторинга и диагностики.

Практически полностью локализовано оборудование распределительных устройств. В числе поставщиков — предприятия из самой Ростовской области, а также из Москвы и Подмосковья, Псковской области, Чувашии, других регионов. Зарубежными можно назвать решения Минского электротехнического завода имени В.И. Козлова, который прошел аттестацию оборудования на соответствие техническим требованиям группы «Россети». Это поставщик из ЕАЭС.

Корпоративный план импортозамещения и техническая политика группы «Россети» позволили отечественным компаниям локализовать производство критичных групп оборудования (высоковольтных кабелей на сверхвысокое напряжение, устойчивых к атмосферной влаге вводов с твердой изоляцией, надежного, экологичного и пожаробезопасного элегазового оборудования — трансформаторов, выключателей).

При этом уже сегодня есть объекты, которые построены не просто с использованием российского оборудования, но и преимущественно локальных поставщиков. Яркий пример здесь — подстанция 110 кВ «Полиметалл», которую группа «Россети» построила в Свердловской области для электроснабжения горно-обогатительной фабрики в моногороде Краснотурьинск, где создана территория опережающего развития. Центр питания в значительной степени оснащен энергооборудованием производителей Урала, включая силовые трансформаторы (два агрегата по 10 МВА), которые сделаны в Екатеринбурге.

Сейчас идет работа по завершению импортозамещения по критичной группе комплектующих. В частности, «Гжельский завод Электроизолятор» реализует инновационный проект, нацеленный на организацию промышленного выпуска керамических (фарфоровых) изоляторов по изостатической технологии для комплектации электроустановок 35-750 кВ, доля импорта которых доходила до 100%, а в стоимостном выражении она составляет более 4 млрд рублей в год. Свою заинтересованность в этой продукции выразили крупнейшие производители электротехнического оборудования, такие как заводы «ЗЭТО» (Псковская область), УЭТМ (Свердловская область).

Подобные инициативы сложно реализовать без государственной поддержки. Минпромторг России предоставляет возможность государственного софинансирования инновационных проектов. Этот механизм широко используется при содействии Национальный союз производителей электротехнической продукции «РОСЭЛЕКТРО».

В электроэнергетике есть и другие примеры успешных проектов в области импортозамещения — например, кейсы «Русгидро» и «Системного оператора ЕЭС».

Пресс-служба энергетического холдинга «Русгидро»:

«Русгидро» закупает за рубежом только то оборудование, которое пока не производится в России. У отечественных поставщиков компания закупает практически все основное оборудование для электростанций: гидрогенераторы, турбогенераторы, силовые трансформаторы, паровые турбины, котлоагрегаты.

В условиях импортозамещения у нас растет потребность в полном перечне электросетевого оборудования российского производства. Мы уже сейчас видим, как российские производители наращивают производство качественного оборудования и для электросетей, и для электростанций».

Большая часть программного обеспечения «Системного оператора Единой энергетической системы» также разрабатывается в России. Это необходимо, чтобы организовать оперативно-диспетчерское управление системы. В организации отмечают, что готовых иностранных ИТ-решений для этого просто нет.

Станислав Терентьев, директор по цифровой трансформации «Системного оператора ЕЭС»:

«На отечественных решениях базируется программное обеспечение, а также все ключевые проекты цифровой трансформации: централизованная система противоаварийной автоматики (ЦСПА) третьего поколения, системы мониторинга запасов устойчивости и переходных режимов, дистанционное управление оборудованием.

Фактическая доля российских ИТ-систем в компании к концу 2021 года составила 76%. «Системный оператор» отдавал приоритет отечественным решениям задолго до того, как появился тренд на импортозамещение, занимался масштабной работой по глубокому тестированию и апробации отечественного оборудования и программного обеспечения».

Какие перспективы ждут отрасль электроэнергетики

У экспертов отрасли есть понимание, что сегодня ей нужно сосредоточиться на расширении номенклатуры производимого в РФ оборудования, снизить зависимость от зарубежных компонентов и материалов, создать конкурентоспособную отечественную микроэлектронику, а также заместить иностранные накопители энергии, системы «умного» учета и управления сетями, энергосберегающие технологии.

По оценке генерального директора Cognitive Pilot Ольги Усковой, отечественная отрасль электроэнергетики сможет создать указанные высокие технологии в России уже через 3–4 года, если будет использовать наработки оборонно-промышленного комплекса страны.

Константин Долгов, зампред Комитета Совета Федерации по экономической политике:

«У отечественных производителей есть потенциал к 2030 году освоить выпуск до 95-98% номенклатурных изделий для ТЭК. Тем более что власти уже пообещали поддержать российских производителей в импортозамещении любого перечня оборудования».

 

РБК-Тренды, 14.04.2022

]]>
news-18057Wed, 13 Apr 2022 10:52:38 +0300Системный оператор и ПАО «Россети» реализовали проект дистанционного управления оборудованием на объектах Кольско-Карельского транзитаhttps://www.so-ups.ru/odu-northwest/news/odu-northwest-news-view/news/18057/В перспективе в операционной зоне Карельского РДУ технологию автоматизированного дистанционного управления планируется внедрить на ПС 330 кВ ПетрозаводскФилиал Системного оператора - Карельское РДУ совместно с филиалом ПАО «Россети ФСК ЕЭС» – Карельское ПМЭС успешно провели комплексные испытания и ввели в работу автоматизированные системы дистанционного управления оборудованием распределительного пункта (РП) 330 кВ Борей и РП 330 кВ Каменный Бор из диспетчерского центра Системного оператора.

Это первые на территории Карельской энергосистемы энергообъекты, на которых реализована цифровая технология дистанционного управления оборудованием.

Диспетчерский персонал Карельского РДУ получил возможность управления коммутационными аппаратами и заземляющими разъединителями 330 кВ распределительных пунктов из диспетчерского центра в соответствии с перечнем распределения функций по дистанционному управлению между Карельским РДУ и Карельским ПМЭС.

РП 330 кВ Борей, РП 330 кВ Каменный Бор построены в рамках проекта по созданию второй цепи Кольско-Карельского транзита 330 кВ Лоухи – РП Борей – РП Каменный Бор – Петрозаводск – Тихвин-Литейный общей протяженностью более 1100 км и введенного в эксплуатацию в декабре 2021 года. РП 330 кВ Борей и РП 330 кВ Каменный Бор оснащены современным цифровым оборудованием и средствами автоматизации, которые обеспечили возможность реализации функции автоматизированного дистанционного управления оборудованием из Карельского РДУ.

Внедрение дистанционного управления электросетевым оборудованием РП 330 кВ Борей и РП 330 кВ Каменный Бор позволяет повысить надежность работы и качество управления электроэнергетическим режимом энергосистемы Республика Карелия за счет сокращения времени производства оперативных переключений, снижения риска ошибочных действий персонала, увеличения скорости реализации управляющих воздействий по изменению топологии электрической сети, сокращения сроков ликвидации технологических нарушений.

При реализации проекта специалисты Карельского РДУ принимали участие в подготовке и согласовании технических заданий на проектирование, рассмотрении и согласовании проектной документации, включающей в себя технические решения по созданию автоматизированных систем дистанционного управления. Выполнен комплекс мероприятий по подготовке автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУ ТП) РП 330 кВ Борей, РП 330 кВ Каменный Бор и оперативно-информационного комплекса Карельского РДУ к осуществлению дистанционного управления.

В рамках проекта пересмотрена и введена в действие необходимая нормативно-техническая документация, проведено дополнительное обучение диспетчерского и оперативного персонала, реализованы дополнительные меры по обеспечению информационной безопасности объектов энергетики, разработаны типовые программы переключений для ЛЭП и оборудования, на основе которых подготовлены автоматизированные программы переключений (АПП), обеспечивающие возможность дистанционного управления электросетевым оборудованием, проведена общесистемная противоаварийная тренировка с целью отработки взаимодействия в случае нештатных ситуаций.

АПП – это представленная в виде компьютерного алгоритма последовательность действий при переключениях. Она обеспечивает выполнение переключений, посылая команды непосредственно в АСУ ТП управляемого энергетического объекта, а также осуществляет контроль правильности исполнения команд в автоматическом режиме.

Началу эксплуатации цифровых систем предшествовали их комплексные испытания, в подготовке и проведении которых участвовали специалисты Карельского РДУ. В ходе испытаний проверялись каналы связи, качество поступающей в Карельское РДУ телеметрической информации, выполнение функций дистанционного управления электросетевым оборудованием РП 330 кВ Борей и РП 330 кВ Каменный Бор, а также блокировок от исполнения ошибочных команд.

В перспективе в операционной зоне Карельского РДУ технологию автоматизированного дистанционного управления планируется внедрить на ПС 330 кВ Петрозаводск.

]]>
news-17959Thu, 31 Mar 2022 06:50:44 +0300В ОЭС Сибири продолжается реализация цифрового проекта дистанционного управления режимом работы солнечных электростанцийhttps://www.so-ups.ru/odu-siberia/news/odu-siberia-news-view/news/17959/Новосибирское РДУ (осуществляет функции оперативно-диспетчерского управления объектами электроэнергетики на территории Новосибирской области, Алтайского края и Республики Алтай) совместно с группой компаний «Хевел» ввели в промышленную эксплуатацию систему дистанционного управления режимами работы Онгудайской солнечной электростанцииНовосибирское РДУ (осуществляет функции оперативно-диспетчерского управления объектами электроэнергетики на территории Новосибирской области, Алтайского края и Республики Алтай) совместно с группой компаний «Хевел» ввели в промышленную эксплуатацию систему дистанционного управления режимами работы Онгудайской солнечной электростанции (СЭС) из диспетчерского центра Филиала Системного оператора.

Система дистанционного управления СЭС введена в работу после успешного завершения опытной эксплуатации, которая проводилась с 17 ноября 2021 года по 25 марта 2022 года.

Ввод цифровой системы на Онгудайской СЭС установленной мощностью 5 МВт стал продолжением проекта внедрения дистанционного управления режимами работы солнечных электростанций, реализуемого в операционной зоне Новосибирского РДУ. В 2020 году реализовано дистанционное управление режимами работы Чемальской, Ининской и Усть-Коксинской СЭС мощностью 10, 25 и 40 МВт соответственно из диспетчерского центра Системного оператора, а пилотным стал проект по внедрению этой технологии на Майминской СЭС установленной мощностью 25 МВт, реализованный в 2019 году.

Дистанционное управление активной и реактивной мощностью электростанций увеличивает скорость реализации управляющих воздействий по приведению параметров электроэнергетического режима энергосистемы в допустимые пределы при предотвращении развития и ликвидации аварий в энергосистеме, а также при регулировании напряжения в контрольных пунктах. Кроме того, преимуществом дистанционного управления является возможность осуществлять необходимое обслуживание СЭС оперативно-выездной бригадой без постоянного дежурства оперативного персонала на объекте.

Суммарная установленная мощность СЭС в энергосистеме Алтайского края и Республики Алтай по состоянию на конец 2021 года составляет 120 МВт, из них 105 МВт управляются с использованием дистанционных систем, что сопоставимо с установленной мощностью небольшой тепловой электростанции.

При дальнейшем увеличении количества и суммарной доли генерации на базе ВИЭ в электроэнергетическом балансе ЕЭС России значимость дистанционного управления режимами работы таких электростанций будет возрастать. Новосибирское РДУ с группой компаний «Хевел» планируют дальнейшее распространение технологии дистанционного управления режимами работы СЭС в энергосистеме Алтайского края и Республики Алтай.

]]>
news-17811Mon, 28 Feb 2022 10:00:00 +0300Впервые на Дальнем Востоке реализовано цифровое дистанционное управление оборудованием объекта электроэнергетики класса напряжения 500 кВhttps://www.so-ups.ru/odu-east/news/odu-east-news-view/news/17811/Построенная в 2012 году ПС 500 кВ Лозовая является одной из пяти подстанций этого класса напряжения в Приморском крае и входит в системообразующее кольцо 500 кВ региональной энергосистемыФилиалы Системного оператора ОДУ Востока и Приморское РДУ совместно с филиалом «Россети ФСК ЕЭС» Приморское ПМЭС ввели в промышленную эксплуатацию автоматизированную систему дистанционного управления оборудованием подстанции (ПС) 500 кВ Лозовая на юге Приморского края.

В результате успешной реализации проекта диспетчерский персонал ОДУ Востока получил возможность дистанционного управления коммутационными аппаратами 500 кВ подстанции, а Приморского РДУ – коммутационными аппаратами 220 кВ в соответствии с перечнем распределения функций дистанционного управления между диспетчерскими центрами Системного оператора и центром управления сетями (ЦУС) филиала «Россети ФСК ЕЭС» Приморское ПМЭС. Использование при дистанционном управлении автоматизированной системы производства переключений (АСПП) позволяет в 5–10 раз сократить длительность производства оперативных переключений по сравнению с их выполнением по командам диспетчерского персонала. АСПП обеспечивает последовательное выполнение операций по компьютерным алгоритмам, отправляя команды непосредственно в автоматизированную систему управления технологическим процессом (АСУ ТП) подстанции, и контролируя их исполнение.

Построенная в 2012 году ПС 500 кВ Лозовая является одной из пяти подстанций этого класса напряжения в Приморском крае и входит в системообразующее кольцо 500 кВ региональной энергосистемы.

«Подстанция Лозовая стала первым в Объединенной энергосистеме Востока энергообъектом класса напряжения 500 кВ, дистанционное управление оборудованием которого осуществляется диспетчерами ОДУ Востока, – отметил генеральный директор ОДУ Востока Виталий Сунгуров. – Всего же на Дальнем Востоке цифровое управление из диспетчерских центров Системного оператора реализовано на 19 подстанциях, 18 из которых относятся к классу напряжения 220 кВ».

В ходе реализации проекта выполнена комплексная программа проверки прохождения команд дистанционного управления оборудованием энергообъекта. Специалисты ОДУ Востока и Приморского РДУ принимали участие в рассмотрении и согласовании технического задания на проектирование, проектной документации, включающей в себя технические решения по созданию системы дистанционного управления оборудованием подстанции.

Совместно со специалистами «Россети ФСК ЕЭС» проведена необходимая настройка АСУ ТП подстанции, оперативно-информационного комплекса в диспетчерских центрах и программно-технического комплекса ЦУС Приморского ПМЭС, настроены и протестированы системы сбора и передачи информации. В рамках проекта пересмотрена и введена в действие необходимая документация, проведено дополнительное обучение диспетчерского персонала АО «СО ЕЭС» и оперативного персонала ЦУС Приморского ПМЭС, проведена совместная противоаварийная тренировка.

]]>
news-17781Mon, 14 Feb 2022 10:30:00 +0300Системный оператор и Россети реализовали проект дистанционного управления оборудованием ПС 220 кВ Ока в Московской энергосистемеhttps://www.so-ups.ru/odu-center/news/odu-center-news-view/news/17781/Реализация проекта по организации автоматизированного дистанционного управления оборудованием повышает надежность работы Единой национальной электрической сети и качество управления электроэнергетическим режимом Московской энергосистемы за счет сокращения времени производства оперативных переключений и повышения скорости реализации управляющих воздействий по изменению топологии электрической сети, в том числе при предотвращении развития и ликвидации аварийФилиал АО «СО ЕЭС» «Региональное диспетчерское управление энергосистемы г. Москвы и Московской области» (Московское РДУ) совместно с филиалами «Россети ФСК ЕЭС» (ПАО «ФСК ЕЭС») МЭС Центра и Московское ПМЭС ввели в работу автоматизированную систему дистанционного управления оборудованием подстанции (ПС) 220 кВ Ока – одного из крупнейших питающих центров юга Московской области.

Реализация проекта по организации автоматизированного дистанционного управления оборудованием повышает надежность работы Единой национальной электрической сети и качество управления электроэнергетическим режимом Московской энергосистемы за счет сокращения времени производства оперативных переключений и повышения скорости реализации управляющих воздействий по изменению топологии электрической сети, в том числе при предотвращении развития и ликвидации аварий.

Внедрению дистанционного управления предшествовала большая совместная работа Системного оператора и ПАО «Россети» по комплексной реконструкции ПС 220 кВ Ока, которая была завершена в конце 2021 года. В ходе реконструкции на 40 % - до 526 МВА - увеличена трансформаторная мощность подстанции, обновлено силовое оборудование, установлены современные комплексы РЗА и автоматизированная система управления технологическими процессами (АСУ ТП). Оснащение ПС 220 кВ Ока современным оборудованием, системами цифровой связи и средствами автоматизации обеспечило возможность реализации проекта дистанционного управления оборудованием энергообъекта.

В ходе реализации проекта дистанционного управления специалисты Московского ПМЭС и филиалов АО «СО ЕЭС» «Объединенное диспетчерское управление энергосистемы Центра» (ОДУ Центра) и Московское РДУ выполнили комплекс мероприятий по подготовке АСУ ТП ПС 220 кВ Ока и оперативно-информационного комплекса (ОИК) Московского РДУ к осуществлению дистанционного управления. В рамках проекта разработана, пересмотрена и введена в действие необходимая техническая документация, в том числе автоматизированные программы переключений, проведено дополнительное обучение диспетчерского и оперативного персонала, реализованы меры по обеспечению информационной безопасности объектов энергетики.

Перед вводом автоматизированной системы в работу выполнена проверка готовности диспетчерского центра и электросетевого объекта к осуществлению функций дистанционного управления. Программа проверки была утверждена совместным приказом Московского РДУ и Московского ПМЭС. В ходе проверки оценивались готовность диспетчерского персонала Московского РДУ и оперативного персонала ПС 220 кВ Ока к применению дистанционного управления оборудованием подстанции при ликвидации аварий в Московской энергосистеме, надежность работы систем диспетчерского и технологического управления, каналов связи и передачи телеметрической информации. В рамках проверки на базе пункта тренажерной подготовки персонала Московского РДУ состоялась контрольная общесистемная противоаварийная тренировка по ликвидации нарушений нормального режима в энергосистеме г. Москвы и Московской области с использованием функций дистанционного управления.

По итогам проверки и результатам контрольной общесистемной противоаварийной тренировки совместной комиссией принято решение о готовности Московского РДУ и Московского ПМЭС к осуществлению функций дистанционного управления оборудованием ПС 220 кВ Ока.

]]>