АО «Системный оператор Единой энергетической системы»https://www.so-ups.ru/ruWed, 01 Dec 2021 05:38:56 +0300Wed, 01 Dec 2021 05:38:56 +0300TYPO3http://blogs.law.harvard.edu/tech/rssnews-16963Fri, 15 Oct 2021 10:13:26 +0300Директор по цифровой трансформации Станислав Терентьев – о приоритетах цифровизации и особенностях импортозамещенияhttps://www.so-ups.ru/news/press/press-view/news/16963/Интервью директора по цифровой трансформации АО «СО ЕЭС» Станислава Терентьева ИТ-порталу TAdviserДля цифровой трансформации энергосистемы необходима готовность к этому всех участников отрасли. О том, как «СО ЕЭС», осуществляющий оперативно-диспетчерское управление единой энергетической системой России, выступает одним из драйверов процессов глубокой автоматизации объектов электроэнергетики и крупных потребителей электроэнергии, в интервью TAdviser поделился Станислав Терентьев, директор по цифровой трансформации «СО ЕЭС». Также он рассказал о том, что на текущий момент препятствует полноценному использованию преимущества цифровых технологий в отрасли, и с какими сложностями сталкивается «СО ЕЭС» на пути к импортозамещению.

Что для СО ЕЭС означает понятие «цифровая трансформация»?

Цифровая трансформация для Общества в целом – это переход на качественно новый уровень интеграции цифровых технологий в процессы оперативно-диспетчерского управления, обеспечения работы рынков и планирования развития энергосистемы России. В информационно-технологической части она заключается в кардинальном замещении объектов физической составляющей инфраструктуры ДЦ (диспетчерских центров) цифровыми со стандартизацией на уровне архитектурных подходов и реализации, с учетом региональных особенностей, виртуальной программно-определяемой инфраструктуры. Особая роль Системного оператора – законодательно определенной организации, монопольно осуществляющей оперативно-диспетчерское управление ЕЭС России, – быть «мозговым центром» и главным идеологом внедрения эффективных технологий – не только сохраняется, но и усиливается в процессе цифровой трансформации.

Поскольку функции, выполняемые компанией в энергосистеме, являются инфраструктурными, переход к инновационным цифровым моделям взаимодействия с другими игроками отрасли возможен только лишь при условии готовности, можно сказать «цифровой зрелости» субъектов и объектов электроэнергетики. Значительные усилия, предпринимаемые нами для внедрения таких проектов, как, например, стандартизация информационного обмена с применением CIM (Common Information Model, общая информационная модель), направлены в первую очередь на совместное достижение всеми участниками отрасли уровня цифровизации, которые смогут дать значительный экономический и социальный эффект, а также обеспечить геостратегическую безопасность функционирования единой энергосистемы.

Иными словами, цифровая трансформация отрасли и Системного оператора взаимозависимы, и по этой причине должны быть взаимоувязаны.

Насколько консервативной относительно внедрения цифровых инноваций является электроэнергетическая отрасль по сравнению с другими отраслями, по вашему мнению?

Мы имеем полное право перефразировать ваш вопрос в диаметрально противоположный: «Насколько далеко электроэнергетическая отрасль может позволяет себе опередить другие отрасли в вопросах внедрения цифровых инноваций?» Почитайте историю промышленного использования информационных технологий и, думаю, удивитесь, когда узнаете, что изначально всё то, что сегодня называется «ИТ в промышленности» было придумано в электроэнергетике. Первые отечественные ЭВМ, на которых начиная с конца 50-х годов 20 века выполнялись наиболее сложные расчеты – от атомных исследований до госплана, были сконструированы под руководством специалистов-электроэнергетов и предназначались первоначально для расчетов электрических режимов энергосистем.

В этом нет ничего удивительного на самом деле. Во всем мире электроэнергетическая отрасль является одной из важнейших составляющих экономики страны, от ее функционирования зависит развитие и устойчивая деятельность предприятий, качество жизни населения и безопасность государства в целом. Поэтому с одной стороны электроэнергетика должна быть на шаг впереди чтобы, предвосхитить потребности остальных отраслей во всем, включая технологические сдвиги, но с другой – при внедрении новых технологий, особенно влияющих на работу основного оборудования, у энергетиков нет «права на ошибку», внедряемые решения требуют определенного, иногда продолжительного времени апробации и тестирования.

Конечно, электроэнергетическая отрасль достаточно консервативна, особенно когда речь идет, например, о жизни людей или сохранности оборудования. Но этот консерватизм базируется на безукоризненном знании предмета и глубоко укорененной способности нести полную ответственность за принятые решения.

Каковы основные направления стратегии цифровой трансформации СО ЕЭС? И как она увязывается с планами по цифровизации электроэнергетической отрасли в целом?

Цифровизация процесса оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике на основе передовых технологий управления энергосистемами и ИТ осуществляется непрерывно с момента возникновения самого понятия «ИТ», как я уже сказал. Развитие цифровых технологий в СО происходит естественным образом с соответствующим изменением наших внутренних бизнес-процессов и взаимоотношений с другими субъектами отрасли в следующих основных направлениях:

  • внедрение в диспетчерских центрах, которых у нас почти 60, территориально распределенных ИУС, в том числе систем оперативно-диспетчерского управления, адаптивных систем мониторинга запасов устойчивости, централизованных систем и локальных комплексов ПА, систем мониторинга и анализа переходных режимов в энергосистемах на основе векторных измерений;
  • цифровое моделирование энергосистемы и ее элементов на основе открытых стандартов CIM с использованием в бизнес-процессах Общества и во взаимодействии с субъектами электроэнергетики ЕИМ ЕЭС национальных стандартов серии ГОСТ Р 58651 и стандартов Международной электротехнической комиссии МЭК 61970 и МЭК 61968;
  • развитие ОРЭМ (оптовый рынок электроэнергии и мощности), рынка системных услуг, включая агрегированное управление спросом. Отдельно хотел отметить, что инициатива по цифровому управлению спросом потребителей розничного рынка является ярким примером реальной цифровизации компании и отрасли, где одним из эффектов будет являться снижение затрат потребителей на покупку электроэнергии и мощности;
  • развитие технологий дистанционного управления оборудованием электростанций и сетевых объектов из диспетчерского центра, что позволит сократить время производства оперативных переключений, то есть нахождения энергосистемы в неустойчивом или неоптимальном состоянии в 10 раз (с 30–50 до 5 минут). Почти на порядок сокращается длительность режимных ограничений и время вынужденного отклонения электрических станций от планового графика нагрузки для выполнения режимных мероприятий.

Особое внимание уделяется созданию и постоянному развитию информационной безопасности. В связи с тем, что управление ЕЭС России базируется на непрерывном обмене технологическими данными между объектами электроэнергетики и нашими диспетчерскими центрами, активная позиция компании по цифровизации своей деятельности является одним из основных драйверов, инициирующих процессы глубокой автоматизации объектов электроэнергетики и крупных потребителей электроэнергии.

Глобальные тренды и условия развития электроэнергетики в России задают стратегические рамки для принятия решений всеми компаниями, включая СО. При этом каждая компания имеет собственные условия и интересы, конкретизирующие ее действия, направленные на реализацию стратегии. С одной стороны, разнообразие конкретных решений поддерживает вариативность и адаптивность системы в целом. С другой стороны, согласованность этих действий между основными «действующими лицами» под руководством Минэнерго является ключом к стратегически выверенному развитию всей отрасли.

Как пример, при разработке программ цифровой трансформации СО, ПАО «Россети», ПАО «Русгидро» разрабатывались совместные инициативы по использованию технологии дистанционного управления, унификация информационного обмена на основе единой информационной модели CIM.

Каков был бюджет на цифровую трансформацию СО ЕЭС в 2020 году, и насколько он изменился в 2021 году?

В соответствии с правилами тарифного регулирования компании, подготовка, согласование и утверждение инвестиционной программы охватывает 4 летний период. Все инициативы, вошедшие в программу цифровой трансформации, находятся в перечне ИТ проектов в составе инвестпрограммы компании. Учитывая широчайший опыт Системного оператора в апробировании для последующего использования новых цифровых технологий и существующую высокую цифровую зрелость технологических процессов, бюджеты 2020 и 2021 соизмеримы, в дальнейшем планируется плавный рост затрат, для сохранения тарифных решений.

Как эпидемиологическая обстановка сказалась на планах по цифровой трансформации СО ЕЭС?

Полагаю, что вызов, брошенный эпидемическими ограничениями, только ускорил процессы трансформации компаний с использованием цифровых технологий. В компаниях с высоким уровнем готовности инфраструктуры и программных решений переход на дистанционную работу прошел оперативно с возможностью использования практически всего набора корпоративных систем.

Системный оператор – наглядный пример такой компании. Поскольку для нас цифровая трансформация, даже когда она так не называлась, всегда была органичной составляющей постоянной работы по совершенствованию технологических и нетехнологических процессов, нам даже не пришлось серьезно пересматривать наши планы в этом направлении – мы были готовы.

 

СО ЕЭС занимается оперативно-диспетчерским управлением. Ранее вы говорили, что переход к инновационным цифровым моделям в этой сфере возможен только лишь при условии готовности субъектов и объектов электроэнергетики – их цифровой зрелости. Как вы оцениваете текущий уровень их цифровой зрелости?

Готовность обеспечивается комплексом технических и организационных мероприятий, включая финансирование в сетевых и генерирующих компаниях.

На сегодняшний день на уровне объектов технологические параметры функционирования в полном объеме не фиксируются, не передаются и не отображаются в цифровом формате. Текущее оснащение оборудования электростанций, сетей, коммутационного, измерительного и распределительного оборудования, терминалов защит и автоматики с традиционной архитектурой вторичных цепей препятствует реализации на действующем оборудовании идеи глубокой цифровизации энергообъектов и полноценного использования преимущества цифровых технологий.

Наличие большого количества разрозненных локальных систем мониторинга технологических параметров не позволяет выполнить комплексную оценку технического состояния оборудования, что не позволяет прогнозировать изменение его состояния во времени.

Однако уже реализуются или запланированы проекты в рамках разработанных стратегий цифровой трансформации отраслевых компаний по цифровизации основных направлений деятельности.

Как обстоит ситуация с импортозамещением ИТ в топливно-энергетическом комплексе? Насколько велика зависимость от импортных ИТ-продуктов, и какие из них наиболее сложно заменить?

То, что необходимо импортозамещаться, понимают все. Но существует ряд вопросов, не позволяющих этот процесс выполнить быстро. Есть отдельные пакеты программного обеспечения, которые являются аналогами зарубежных продуктов, но нет комплексных решений, позволяющих осуществить внедрение без всяких дополнений, которые как правило ведут к удорожанию процесса внедрения и владения. Отдельно следует отметить, что в функциональных, технических и эксплуатационных характеристиках производимых отечественных решений не содержится информации о совместимости продукции с ранее установленными элементами.

Сложно замещать, когда представленные на рынке отечественные аналоги не удовлетворяют функциональным требованиям и не встраиваются в работающую инфраструктуру. Однако мы видим, что перечень продуктов, которые сложно или пока невозможно заменить, постоянно сокращается, потому что процессы импортозамещения идут с 2014 года и линейки российских решений не стоят на месте, рынок динамически меняется, появляются новинки, что-то улучшается, что-то появляется или исчезает из Единого реестра отечественного ПО.

Кстати, если говорить о реестре, то мы столкнулись с одной проблемой методологического плана. Все что разработано в РФ, но не внесено в реестр, считается иностранным. Но мы в Системном операторе не покупаем готовое ПО для технологических процессов, его просто нет, оно уникально и разрабатывается по нашему заказу. И получается, что мы несем затраты в процессе разработки в течении года и более, но не можем называть «отечественным» программный продукт, сделанный российским разработчиком, и отчитаться о преимущественном использовании отечественного ПО, включенного в реестр. И обсуждение этого вопроса мы ведем в процессе согласования программы цифровой трансформации с курирующими ФОИВ - Минцифрой и Минэнерго.

Учитывая уникальность функций СО, любая информационно-управляющая система до внедрения в промышленную эксплуатацию в АО «СО ЕЭС» в обязательном порядке проходит тестирование, апробацию, проверку соответствия заявленным функциональным, техническим и эксплуатационным характеристикам и совместимости с существующей инфраструктурой. Этот процесс занимает от одного года и более.

При этом при выборе и внедрении новых ИУС приоритет отдается российским техническим решениям. Для повышения эффективности деятельности Общества в области обеспечения планового и поэтапного рассмотрения возможности замещения иностранной продукции эквивалентной российской, повышения качества и оперативности принимаемых решений по реализации мероприятий по импортозамещению в сфере информационных технологий АО «СО ЕЭС» создана Комиссия по импортозамещению в сфере информационных технологий, которая координирует работы по тестированию российских решений и их внедрению в деловые процессы.

В рамках ее деятельности ежегодно утверждаются и реализуются планы мероприятий по тестированию и апробации отечественных решений доступных на рынке, по итогам исполнения которых в случае принятия положительного заключения организуется работа по их внедрению.

Одна из актуальных тем в отрасли сейчас - создание сквозной автоматизированной системы управления технологическими процессами в электроэнергетике. Для чего она нужна, и в какой стадии сейчас ее создание?

Автоматизированная система диспетчерского управления (АСДУ) ЕЭС России строится как иерархическая система, обеспечивающая решение задач оперативно-диспетчерского управления на всех уровнях диспетчерского управления. Важнейшей задачей обеспечения устойчивого функционирования АСДУ является создание распределенной программно-аппаратной инфраструктуры, а также инфраструктуры каналов связи, обеспечивающих информационный обмен между диспетчерскими центрами и объектами электроэнергетики оперативной технологической информацией (телеизмерения, телесигналы, команды телеуправления) и неоперативной технологической информацией (осциллограммы аварийных событий, параметры настройки устройств РЗА, результаты определения мест повреждения на ВЛ и др.).

Основными источниками технологической информации для АСДУ, а также программно-техническим комплексами, реализующими исполнение на объектах электроэнергетики команд телеуправления, формируемых АСДУ, являются автоматизированные системы управления технологическими процессами (АСУ ТП). Традиционные решения по интеграции АСУТП в АСДУ предусматривают применение протоколов информационного обмена МЭК 60870-5-101/104.

Недостатком этого решения является необходимость ручного конфигурирования состава передаваемых и получаемых данных на объектах и в диспетчерских центрах, что при больших наборах данных может быть связано с ошибками персонала, приводить к недостоверным данным телеметрии, снижению надежности функционирования систем управления в ЕЭС.

Цифровая трансформация систем управления должна быть направлена в первую очередь на повышение надежности функционирования АСДУ ЕЭС России, в том числе – исключение возможности ошибок, возникающих при настройке информационного обмена. Этого можно достигнуть путем автоматического формирования настроек информационного обмена на основе гармонизации информационных моделей, использующихся на объектах электроэнергетики и в диспетчерских центрах.

Первые шаги уже сделаны - в экспертной среде сформированы предложения по применению стандартов серии ГОСТ Р 58651 «Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Информационная модель электроэнергетики». Основополагающие стандарты этой серии были введены в действие в 2020 году, они определили единый формат обмена нормативно-справочной информацией в электроэнергетике. На стадии подготовки и обсуждения находится целый ряд стандартов по частным информационным моделям. Внедрение решений, предусмотренных проектами ГОСТ, позволит:

  • обеспечить гармонизацию информационных моделей АСУТП объекта электроэнергетики и АСДУ в отношении доступной в АСУТП технологической информации;
  • реализовать в АСДУ автоматическую конфигурацию информационного обмена оперативной и неоперативной технологической информацией на основе данных, содержащихся в информационной модели;
  • полностью исключить ошибки в настройке информационного обмена в рамках АСДУ путем автоматизации настройки протоколов информационного обмена.

Предложенные решения позволят обеспечить сквозную интеграцию АСУТП объектов электроэнергетики в АСДУ на всех уровнях оперативно-диспетчерского управления. Реализация стандартов серии ГОСТ Р 58651 даст мощный импульс цифровизации электроэнергетической отрасли, обеспечит надежную программно-аппаратную инфраструктуру АСДУ ЕЭС России, отвечающую современным вызовам.

 

Объекты электроэнергетики относятся к критической инфраструктуре. Насколько успешно в отрасли идет выполнение закона о безопасности КИИ? С какими сложностями здесь вы сталкиваетесь? И насколько требует увеличения расходов необходимость соответствовать требованиям этого закона?

 

В СО еще в 2019-м году было проведено категорирование, определены информационные системы, входящие в перечень объектов критической информационной инфраструктуры (КИИ), присвоены категории значимости. На текущий момент мы находимся в процессе создания комплексной системы обеспечения безопасности значимых объектов КИИ. С учетом достаточно сильной взаимосвязанности этих процессов в отрасли, наших постоянных деловых встреч и обсуждений с другими компаниями отрасли, могу сказать, что динамика у коллег схожая.

Интенсивность выхода новых регуляторных норм в области защиты КИИ впечатляющая, при этом формируются указанные нормы в общем ключе для объектов из разных отраслей. Такая ситуация приводит к необходимости итерационной проработки и детализации порядка действий для приведения в соответствие таким нормам. Сложности же возникают при разной трактовке компаниями, с которыми может осуществляться взаимодействие в рамках функционирования самих ОКИИ, к примеру при совместном категорировании.

Рост расходов есть и обусловлен он спецификой требований. Однако выделить меры, исходящие из отнесения объектов к КИИ, из общего потока затрат в рамках процессов обеспечения информационной безопасности, зачастую сложная задача, поскольку мы как сторонники комплексного подхода стараемся складывать их в стройную связанную систему.

Опубликовано 14.10.2021 в TAdviser

]]>
news-16961Thu, 14 Oct 2021 17:15:12 +0300Системный оператор представил профессиональному сообществу ключевые направления развития информационной безопасности в электроэнергетикеhttps://www.so-ups.ru/news/press-release/press-release-view/news/16961/14 октября Председатель Правления АО «СО ЕЭС» Федор Опадчий принял участие в сессии «Современные реалии: как обеспечить безопасность информационной инфраструктуры от киберугроз в условиях цифровой трансформации?», которая проходила в рамках Международного форума «Российская энергетическая неделя». В своем выступлении глава Системного оператора рассказал о ключевых направлениях развития информационной безопасности в организациях электроэнергетики14 октября Председатель Правления АО «СО ЕЭС» Федор Опадчий принял участие в сессии «Современные реалии: как обеспечить безопасность информационной инфраструктуры от киберугроз в условиях цифровой трансформации?», которая проходила в рамках Международного форума «Российская энергетическая неделя». В своем выступлении глава Системного оператора рассказал о ключевых направлениях развития информационной безопасности в организациях электроэнергетики.

Председатель Правления АО «СО ЕЭС» отметил, что в ключевых отраслях, включая энергетику, число компьютеров, задействованных в АСУ ТП и ставших объектами атак, на которых были заблокированы вредоносные объекты, постоянно растёт.

«Важно разделять активность, связанную с поиском уязвимостей и целенаправленные вмешательства, поскольку эти виды противоправной деятельности подразумевают разные виды атак, разные инструменты и средства, и приводят к разным последствиям. Для энергетических компаний большее значение имеют целенаправленные атаки, тогда как противодействие инвентаризации уязвимостей – это вопрос формирования культуры информационной безопасности в рамках процессов эксплуатации, универсальный для всех отраслей», – отметил Федор Опадчий.

Он рассказал о принципах обеспечения надёжности работы энергосистем, которые проектируются таким образом, чтобы потеря работоспособности одним или несколькими элементами по любым причинам не отражалась на работоспособности системы в целом. Технологическая вертикаль управления способна эффективно решать эту задачу за счет необходимого резервирования. «В части угроз информационной безопасности новые риски возникают на уровне потребителей розничного рынка электроэнергии, поскольку в этой сфере цифровизация приводит к появлению миллионов «умных» счетчиков, автоматических устройств, формированию новых каналов взаимодействия с миллионами конечных потребителей. Поэтому особое внимание в сфере информационной безопасности должно быть направлено, прежде всего, на этот сегмент», – уточнил глава Системного оператора.

]]>
news-16638Fri, 20 Aug 2021 09:08:46 +0300Системный оператор представил руководителям ИТ-подразделений энергокомпаний накопленный опыт цифровой трансформации https://www.so-ups.ru/news/press-release/press-release-view/news/16638/В Подмосковье прошла ежегодная Объединенная конференция ИТ-служб энергетических компаний (ОКИТ)В Подмосковье прошла ежегодная Объединенная конференция ИТ-служб энергетических компаний (ОКИТ), на которой специалисты Системного оператора рассказали о реализованных проектах внедрения перспективных информационных технологий в оперативно-диспетчерском управлении.

В мероприятии, организованном при поддержке Системного оператора, приняли участие руководители блоков информационных технологий крупнейших генерирующих и сетевых компаний, руководители и специалисты разработчиков ИТ-решений и производителей оборудования, телекоммуникационных и энергосбытовых компаний.

Участники конференции обсудили практические вопросы импортозамещения в топливно-энергетическом комплексе, создания сквозной автоматизированной системы управления технологическими процессами в электроэнергетике, обменялись опытом цифровой трансформации системы оперативно-технологического управления и решения бизнес-задач с помощью инструментов цифровой мобильности.

Директор по цифровой трансформации АО «СО ЕЭС» Станислав Терентьев принял участие в работе круглого стола, посвященного обмену опытом по подготовке стратегий цифровизации. Он отметил, что поскольку оказываемые Системным оператором услуги по оперативно-диспетчерскому управлению являются инфраструктурными, то переход к инновационным цифровым моделям оказания таких услуг возможен только лишь при условии готовности субъектов и объектов электроэнергетики – их цифровой зрелости.

«Цифровая трансформация отрасли и Системного оператора взаимозависимы, и по этой причине должны быть взаимоувязаны. Значительные усилия Системного оператора, например, направлены на унификацию информационного обмена с применением стандартов CIM. Уровень цифровизации, достигнутый в результате реализации этого и аналогичных проектов, сможет дать значительный экономический и социальный эффект, а также обеспечить геостратегическую безопасность функционирования Единой энергосистемы», – сказал Станислав Терентьев.

Начальник Службы телекоммуникаций АО «СО ЕЭС» Дмитрий Бердяев стал участником дискуссии об исполнении постановлений Правительства РФ об импортозамещении, а также представил доклад «Внедрение системы связи для оперативных переговоров с субъектами на базе технологии VoIP». В своем выступлении он отметил, что субъекты электроэнергетики уже сегодня практически готовы к организации взаимодействия с диспетчерскими центрами АО «СО ЕЭС» по каналам связи сети пакетной коммутации с использованием протокола IP.

«Использование технологии VoIP существенно снижает затраты субъектов на модернизацию системы обмена технологической информацией с Автоматизированной системой Системного оператора (СОТИАССО) или системы сбора и передачи информации. Эффект достигается за счет экономии на стоимости аренды каналов связи и каналообразующего оборудования», – подчеркнул Дмитрий Бердяев.

В качестве примера он привел проект создания IP СОТИАССО Загорской ГАЭС, при реализации которого стоимость оборудования для организации одного IP-канала удалось сократить более чем в семь раз, по сравнению с затратами на оборудование для традиционного канала.

Начальник Службы программно-аппаратных комплексов АО «СО ЕЭС» Виктор Селищев представил участникам конференции опыт и результаты Системного оператора в апробации инфраструктурных решений в рамках программы импортозамещения.

Об ОКИТ

Ежегодная Объединенная конференция ИТ-служб энергетических компаний (ОКИТ) проводится уже в пятый раз. В прошлые годы аналогичные мероприятия проходили в Иннополисе (Татарстан), Калининграде и Завидово (Тверская обл.). В 2020 году конференция прошла в онлайн-формате

Основные темы мероприятия – цифровизация энергетики, информационная безопасность, импортозамещение, культура компании в цифровом мире, организация труда в посткарантинный период.

Организаторы конференции – ПАО «Интер РАО», АО «СО ЕЭС», ПАО «Россети», ПАО «РусГидро», АО «Концерн Росэнергоатом», устроитель – Клуб топ-менеджеров 4CIO.

]]>
news-16508Mon, 26 Jul 2021 10:24:53 +0300Системный оператор внедрил цифровую систему мониторинга запасов устойчивости еще на четырех контролируемых сечениях в ОЭС Югаhttps://www.so-ups.ru/odu-south/news/odu-south-news-view/news/16508/СМЗУ внедрена в контролируемых сечениях (совокупность линий электропередачи), обеспечивающих передачу мощности в направлении Таманского полуострова Юго-Западного энергорайона энергосистемы Республики Адыгея и Краснодарского края, а также из восточной части ОЭС Юга в направлении энергосистемы Республики Адыгея и Краснодарского края в нормальной и ремонтной схемахФилиалы Системного оператора Кубанское РДУ (осуществляет функции оперативно-диспетчерского управления объектами электроэнергетики на территории Краснодарского края и Республики Адыгея) и Северокавказское РДУ (на территории Республик Северного Кавказа и Ставропольского края) при участии Филиала АО «СО ЕЭС» «Объединенное диспетчерское управление энергосистемы Юга» ввели в эксплуатацию цифровую систему мониторинга запасов устойчивости СМЗУ для четырех контролируемых сечений в Объединенной энергосистеме Юга.

СМЗУ внедрена в контролируемых сечениях (совокупность линий электропередачи), обеспечивающих передачу мощности в направлении Таманского полуострова Юго-Западного энергорайона энергосистемы Республики Адыгея и Краснодарского края, а также из восточной части ОЭС Юга в направлении энергосистемы Республики Адыгея и Краснодарского края в нормальной и ремонтной схемах.

Управление режимом работы ОЭС Юга с применением результатов расчета СМЗУ позволяет без снижения уровня надежности ее работы и электроснабжения потребителей существенно увеличить степень использования пропускной способности электрической сети в этих контролируемых сечениях – на величину до 250 МВт.

СМЗУ – разработанный АО «НТЦ ЕЭС» совместно с АО «СО ЕЭС» программно-технический комплекс, выводящий процесс расчета МДП в электрической сети на принципиально новый уровень. Система предназначена для расчета величины максимально допустимого перетока 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.

Внедрение СМЗУ – важный шаг к цифровизации энергетики наряду с такими проектами, как ввод в эксплуатацию централизованных систем противоаварийной автоматики третьего поколения, систем дистанционного управления оборудованием энергетических объектов и устройствами РЗА и других цифровых технологий. Использование таких решений в электроэнергетике позволяет получить значительный положительный эффект за счет построения на их базе более эффективных моделей управления технологическими и бизнес-процессами.

В настоящее время цифровая система мониторинга запасов устойчивости внедрена для 21 контролируемого сечения в ОЭС Юга. До конца 2021 года планируется внедрить СМЗУ еще в четырех контролируемых сечениях.

]]>
news-16492Tue, 20 Jul 2021 13:46:55 +0300Системный оператор внедрил цифровую систему мониторинга запасов устойчивости на двух системообразующих контролируемых сечениях центральной части ЕЭС России https://www.so-ups.ru/news/press-release/press-release-view/news/16492/Системный оператор приступил к расчету максимально допустимых перетоков активной мощности с использованием цифровой системы мониторинга запасов устойчивости в двух контролируемых сечениях центральной части ЕЭС России. В силу высокой значимости этих контролируемых сечений для управления электроэнергетическим режимом ЕЭС России оперативно-диспетчерское управление ими осуществляется из Главного диспетчерского центра ЕЭС в МосквеСистемный оператор приступил к расчету максимально допустимых перетоков активной мощности (МДП) с использованием цифровой системы мониторинга запасов устойчивости (СМЗУ) в двух контролируемых сечениях центральной части ЕЭС России.

«1 сечение» и «Калинин – Конаково» – контролируемые сечения (совокупность линий электропередачи), по которым осуществляется передача электрической мощности из энергоизбыточных Объединенной энергосистемы Северо-Запада и энергосистемы Тверской области, где находится Калининская АЭС, в центральную часть ЕЭС России. В силу высокой значимости этих контролируемых сечений для управления электроэнергетическим режимом ЕЭС России оперативно-диспетчерское управление ими осуществляется из Главного диспетчерского центра ЕЭС в Москве.

Управление режимом энергосистемы с применением результатов расчета СМЗУ позволяет без снижения надежности обеспечить максимальное использование фактической пропускной способности электрической сети в контролируемых сечениях «1 сечение» и «Калинин – Конаково» с оптимальным распределением нагрузки между электрическими станциями.

«1 сечение» и «Калинин – Конаково» – первые контролируемые сечения, для которых в Главном диспетчерском центре ЕЭС России расчет МДП осуществляется с использованием СМЗУ.

СМЗУ – разработанный АО «НТЦ ЕЭС» совместно с АО «СО ЕЭС» программно-технический комплекс, выводящий процесс расчета МДП в электрической сети на принципиально новый уровень. Система предназначена для расчета величины максимально допустимого перетока 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.

Внедрение СМЗУ – важный шаг к цифровизации энергетики наряду с такими проектами, как ввод в эксплуатацию централизованных систем противоаварийной автоматики третьего поколения в объединенных энергосистемах, систем дистанционного управления оборудованием энергетических объектов и устройствами РЗА и других цифровых технологий. Использование таких решений в электроэнергетике позволяет получить значительный положительный эффект за счет построения на их базе более эффективных моделей управления технологическими и бизнес-процессами.

]]>
news-16357Wed, 30 Jun 2021 12:15:44 +0300Системный оператор представил своё видение проектов реальной цифровизации на презентации Альманаха лучших практик Ассоциации «Цифровая энергетика»https://www.so-ups.ru/news/press-release/press-release-view/news/16357/29 июня в ходе онлайн-презентации Альманаха лучших практик, созданном участниками Ассоциации «Цифровая энергетика», Системный оператор представил пилотный проект по созданию агрегаторов управления спросом29 июня в ходе онлайн-презентации Альманаха лучших практик, созданном участниками Ассоциации «Цифровая энергетика», Системный оператор представил пилотный проект по созданию агрегаторов управления спросом.

Презентация Альманаха прошла в формате видео-конференц-связи с участием представителей отраслевых министерств и Государственной Думы, крупнейших энергетических компаний.

Председатель Правления АО «СО ЕЭС» Федор Опадчий в приветственном слове к участникам высоко оценил результаты работы исполнительного аппарата Ассоциации «Цифровая энергетика» по сбору и систематизации в Альманахе информации о российском и зарубежном опыте цифровой трансформации. Он подчеркнул важность подобных обзоров для развития межотраслевого диалога в процессе цифровизации, отметив, что «развивать направления цифровизации невозможно внутри отдельных организаций».

Федор Опадчий в качестве основных направлений цифровизации в электроэнергетике отметил последовательное совершенствование традиционных деловых процессов, обеспечивающих работу энергосистемы за счет применения современных цифровых решений, часто с получением качественно нового уровня их исполнения.  А также – создание принципиально новых бизнес-моделей и субъектов новых рынков, возможное только за счет развития информационных технологий. В обеих сферах Системный оператор имеет свои разработки. Одни из них (как, например, дистанционное управление режимами работы объектов в энергосистеме) активно тиражируются, другие (к примеру, агрегаторы управления спросом розничных потребителей) находятся в стадии пилотирования и активного развития. 

Доклад о развитии этого нового сектора рынка в электроэнергетике – услуг по управлению спросом – представил начальник Департамента рынка системных услуг АО «СО ЕЭС» Максим Кулешов.

Агрегаторы управления спросом – компании, консолидирующие возможности к снижению потребления единичных, относительно небольших потребителей, – появились в рамках реализации пилотного проекта начиная с июля 2019 года. Ключевой предпосылкой к созданию внедрению ценозависимого потребления, по словам Максима Кулешова, стало стремительное развитие телекоммуникаций и средств автоматизации производств, а также осознание потребителями собственных технологических возможностей по управлению собственным электропотреблением по запросу энергосистемы. «Механизмы управления спросом получили широкое развитие именно благодаря тому, что современные цифровые технологии делают регулировочный ресурс потребителя доступным и относительно необременительным для самого потребителя», – заявил он.

С момента запуска пилотного проекта новый механизм регулирования баланса электроэнергии подтвердил свою работоспособность, а также высокую заинтересованность в развитии этого инструмента со стороны потребителей розничного рынка электроэнергии и организаций электроэнергетической отрасли. По словам Максима Кулешова, за время проведения «пилота» в нем приняли участие 70 компаний-агрегаторов, представляющих интересы свыше 350 объектов управления, а географический охват проекта превысил 50 регионов России. Всего с III квартала 2019 года по II квартал 2021 года объем ресурсов управления спросом увеличился более чем в 10 раз – с 50 МВт до 963 МВт по итогам отбора на 3 квартал 2021 года.

«Использование ресурсов потребителей позволяет повысить эффективность работы энергосистемы и создает новые механизмы оптимизации затрат на энергоснабжение, а также увеличивает коэффициент использования эффективной генерации. Внедрение механизма управления спросом создает новый высокотехнологичный сегмент рынка и является стимулом для развития и внедрения инновационных цифровых решений в сфере разработки платформ для агрегирования ресурсов потребителей и обмена данными, автоматизации производства, различных аналитических сервисов», – подчеркнул Максим Кулешов.

В числе основных задач по внедрению новой модели экономических отношений на ближайшую перспективу он назвал принятие необходимых законодательных изменений в 2022 году для внедрения целевой модели управления спросом, учет ресурсов управления спросом при проведении КОМ на 2028 год, начало оказания услуг по управлению потреблением на оптовом рынке с 2023 года. Прогнозный объем рынка услуг по управлению спросом составляет к 2025 году 4 ГВт, к 2030 – 5 ГВт, сообщил он.

Об Ассоциации «Цифровая энергетика» и Альманахе лучших практик

Цель создания альманаха «Российский опыт цифровой трансформации. Обзор лучших практик» – консолидация информации о передовом российском и мировом опыте реализации проектов цифровой трансформации для достижения нового энергетического уклада. Российская часть издания включает в себя обзор наиболее перспективных для тиражирования инициатив отечественных компаний.

Ассоциация организаций цифрового развития отрасли «Цифровая энергетика» в качестве отраслевого центра компетенций цифровой трансформации создана в 2019 году в рамках развития ведомственного проекта Минэнерго России «Цифровая энергетика». Ее цель – объединение усилий отраслевого бизнес-сообщества и органов государственной власти, а также иных участников цифровой трансформации для формирования консолидированной позиции по цифровому развитию отрасли и совершенствования процессов цифрового развития электроэнергетики и экономического прогресса в целом. Учредители и члены Ассоциации – ведущие энергетические компании России, в числе которых АО «Системный оператор Единой энергетической системы».

]]>
news-16179Mon, 24 May 2021 10:42:33 +0300Системный оператор провел первые в своей истории соревнования профессионального мастерства сетевых администраторовhttps://www.so-ups.ru/news/press-release/press-release-view/news/16179/С 18 по 21 мая в Самаре на базе Филиала АО «СО ЕЭС» «Объединенное диспетчерское управление энергосистемы Средней Волги» (ОДУ Средней Волги) прошли Первые всероссийские соревнования профессионального мастерства администраторов локальных вычислительных сетей и мультисервисной сети связи (ЛВС и МСС) Системного оператораС 18 по 21 мая в Самаре на базе Филиала АО «СО ЕЭС» «Объединенное диспетчерское управление энергосистемы Средней Волги» (ОДУ Средней Волги) прошли Первые всероссийские соревнования профессионального мастерства администраторов локальных вычислительных сетей и мультисервисной сети связи (ЛВС и МСС) Системного оператора.

В мероприятии приняли участие семь специалистов филиалов региональных диспетчерских управлений (РДУ) – по одному представителю от каждой операционной зоны филиалов АО «СО ЕЭС» Объединенных диспетчерских управлений (ОДУ). Главным судьей соревнований стал директор по информационным технологиям Филиала АО «СО ЕЭС» ОДУ Средней Волги Алексей Новиков. В судейскую комиссию вошли руководители блока ИТ исполнительного аппарата и ОДУ Средней Волги.

Победителем соревнований по сумме баллов за прохождение всех этапов стал представитель операционной зоны ОДУ Сибири Сергей Немецкий (Забайкальское РДУ) с результатом 991 балл. Второе место с результатом 874 балла занял представитель операционной зоны ОДУ Урала Ирек Исянов (Башкирское РДУ). На третьем месте – представитель операционной зоны ОДУ Центра Александр Медведь (Вологодское РДУ), набравший 849 баллов. Победителю и призерам соревнований вручены почетные грамоты и памятные призы.

Программа соревнований предусматривала прохождение участниками пяти этапов с применением виртуальных сетей, эмуляцией сетевого оборудования и имитацией выполнения реальных деловых процессов Системного оператора. «Разработка программы и подробная техническая проработка заданий для каждого этапа стали самыми трудоемкими и ответственными задачами в процессе подготовки соревнований», – отметила заместитель директора по информационным технологиям АО «СО ЕЭС» Татьяна Колкунова.

На первом этапе оценивались теоретические знания в области сетевых технологий. Перед участниками стояла задача ответить на максимальное количество вопросов за отведенное время. Итоговый балл на этом этапе выставляла система тестирования. В ходе второго этапа администраторы сетей выполняли проверку на соответствие действующим требованиям конфигурации ЛВС и МСС условного РДУ, схема сети которого содержала ошибки. На третьем этапе участники соревнований определяли и исследовали топологию сети лабораторного стенда, демонстрировали навыки анализа состава сетевого оборудования, типов подключения и взаимодействия между устройствами. На четвертом этапе с помощью специализированного программного обеспечения администраторы решали ряд задач по анализу трафика из файла-дампа, создаваемого при сбоях в работе операционной системы и содержащего копию оперативной памяти.

Пятым и самым сложным этапом соревнований стала комплексная лабораторная работа. Она включала задачи, позволяющие проверить широкий набор компетенций администраторов сетей, их теоретические и практические навыки по поиску и устранению неисправностей в работе сети. Соревнующимся был предоставлен доступ к виртуальному лабораторному стенду, который представлял собой распределенную сеть условного предприятия. В конфигурации оборудования сети были намеренно допущены ошибки, приводящие к неработоспособности некоторых сервисов. Перед участниками стояла задача найти и устранить эти ошибки.

Локальные вычислительные сети и мультисервисная сеть связи – ключевые элементы ИТ-инфраструктуры Системного оператора, обеспечивающие работу всех технологических комплексов и необходимый уровень наблюдаемости объектов диспетчерского управления. Безусловным приоритетом компании является сохранение стабильно высокого уровня квалификации администраторов, отвечающих за работоспособность этих важнейших инфраструктурных систем. Проведение соревнований профессионального мастерства администраторов ЛВС и МСС – один из наиболее эффективных методов профессиональной подготовки и поддержания высокого качества работы персонала, обеспечивающего надежное функционирование локальных вычислительных сетей и мультисервисной сети связи.

«Решение нестандартных заданий в условиях ограниченности времени и ресурсов дают возможность отточить свое мастерство в вопросах, которые редко встречаются в повседневной деятельности, но становятся критически значимыми в условиях нестандартной работы систем. При этом независимо от результатов в ходе участия в состязаниях приобретается бесценный опыт, который поможет в дальнейшей работе», – подчеркнул директор по информационным технологиям АО «СО ЕЭС» Глеб Лигачев. Он также отметил, что участие в соревнованиях – прекрасная возможность проявить свои лучшие профессиональные качества и укрепить товарищеские отношения с коллегами.

]]>
news-16033Wed, 21 Apr 2021 16:00:00 +0300Системный оператор и НТЦ ЕЭС представили перспективные цифровые разработки в области противоаварийного управленияhttps://www.so-ups.ru/news/press-release/press-release-view/news/16033/В рамках «Татарстанского международного форума по энергоресурсоэффективности и экологии – 2021» дочерняя компания Системного оператора АО «НТЦ ЕЭС Противоаварийное управление» провела круглый стол «Современные программно-технические средства автоматизации выбора уставок устройств РЗА, управления режимами энергосистем и мониторинга состояния электротехнического оборудования».В рамках «Татарстанского международного форума по энергоресурсоэффективности и экологии – 2021» дочерняя компания Системного оператора АО «НТЦ ЕЭС Противоаварийное управление» (г. Санкт-Петербург, входит в Группу компаний НТЦ ЕЭС) провела круглый стол «Современные программно-технические средства автоматизации выбора уставок устройств РЗА, управления режимами энергосистем и мониторинга состояния электротехнического оборудования».

В мероприятии приняли участие эксперты научного центра АО «НТЦ ЕЭС Противоаварийное управление», руководители и специалисты крупнейших энергокомпаний Республики Татарстан, а также представители отраслевого экспертного сообщества.

Участники круглого стола обсудили основные тенденции в развитии программного обеспечения для расчетов токов коротко замыкания и выбора параметров настройки (уставок) РЗА в энергосистемах, вопросы автоматизации выбора уставок устройств РЗА, организации онлайн мониторинга функционирования систем регулирования основного электротехнического оборудования в энергосистемах, а также вопросы применения современного оборудования для управления режимами работы энергосистем. Модераторами выступили генеральный директор АО «НТЦ ЕЭС Противоаварийное управление» Виктор Крицкий и заместитель генерального директора – директор департамента системных исследований и перспективного развития АО «НТЦ ЕЭС Противоаварийное управление», кандидат технических наук, доцент Андрей Герасимов.

В ходе круглого стола заведующий отделом развития энергосистем и энергообъектов АО «НТЦ ЕЭС Противоаварийное управление», кандидат технических наук, доцент Алексей Виштибеев представил доклад о разработанном в научном центре и введенном в эксплуатацию в АО «СО ЕЭС» в феврале 2021 года Программно-вычислительном комплексе для автоматизированного расчета уставок релейной защиты и автоматики (ПВК «АРУ РЗА»). В основе ПВК «АРУ РЗА» лежит разработанная специалистами «НТЦ ЕЭС» платформа для построения систем автоматизированного проектирования (САПР) в сфере энергетики. Комплекс имеет множество новшеств по сравнению с предыдущим программным обеспечением. В частности, он позволяет моделировать ВИЭ и управляемые системы передачи переменного тока – различные устройства FACTS (Flexible Alternating Current Transmission System). Комплекс имеет модульную архитектуру и состоит из более 20 функциональных модулей.

Новый отечественный программно-вычислительный комплекс обеспечивает решение прикладных задач по расчету токов короткого замыкания и выбору параметров настройки РЗА с учетом текущей схемно-режимной ситуации в энергосистеме, а также позволяет анализировать действия устройств РЗА. Использование ПВК «АРУ РЗА» позволяет максимально автоматизировать, сократить время выполнения и повысить качество расчетов РЗА.

Дополнил выступление Алексея Виштибеева ведущий инженер отдела развития энергосистем и энергообъектов АО «НТЦ ЕЭС Противоаварийное управление» Дмитрий Саввин. Он подробно рассказал об особенностях и работе входящих в состав ПВК «АРУ РЗА» модулей, которые обеспечивают автоматизацию процесса выбора уставок срабатывания устройств РЗА, – модуля автоматизированного расчета уставок ступенчатых защит, модуля определения минимального состава генерирующего оборудования и модуля анализа срабатывания устройств РЗА – а также представил примеры выполняемых ПВК «АРУ РЗА» расчетов.

В ходе мероприятия Андрей Герасимов выступил с докладом о разработанной в 2012 году АО «НТЦ ЕЭС Противоаварийное управление» и используемой в ЕЭС России с 2014 года Системе непрерывного мониторинга технического состояния синхронных генераторов, систем возбуждения, систем автоматического регулирования частоты вращения и активной мощности. Система предназначена для аналитической обработки данных синхронизированных векторных измерений и осуществления в режиме реального времени мониторинга режимов работы и состояния основного электротехнического оборудования (синхронных генераторов и силовых трансформаторов), регистрации фактов некорректной работы устройств автоматического управления – автоматических регуляторов возбуждения (АРВ), автоматических регуляторов частоты вращения (АРЧВ), а также систем группового регулирования активной и реактивной мощности (систем ГРАМ). Кроме того, она позволяет выявить источник некорректной работы, указывая на конкретные агрегаты, некорректная или неэффективная работа которых приводит к недопустимому изменению параметров электроэнергетического режима.

Внедрение системы мониторинга обеспечивает поступление объективных данных о работе систем управления и регулирования генерирующих объектов, упрощает процедуры анализа работы АРВ, АРЧВ, систем блочного/станционного регулирования, позволяет предупреждать аварии в энергосистеме по причине некорректной работы устройств автоматического управления и минимизировать вероятность штрафных санкций за отклонения в работе электростанций со стороны надзорных организаций.

Заведующий отделом проектирования и развития энергосистем АО «НТЦ ЕЭС Противоаварийное управление», кандидат технических наук Андрей Брилинский посвятил свой доклад успешному проекту по внедрению в схему выдачи мощности Волжской ГЭС фазоповоротного трансформатора (ФПТ). Ввод в работу уникального электросетевого объекта, позволяющего перераспределять мощность в наименее загруженные ЛЭП напряжением 500 кВ, обеспечит выдачу в энергосистему мощности Волжской ГЭС, которую планируется увеличить в результате комплексной модернизации гидроэлектростанции. Применение ФТП повышает надежность работы энергосистемы и качество энергоснабжения потребителей за счет повышения эффективности использования ЛЭП, снижения перегрузки электросетевого оборудования и уменьшения потерь активной мощности. Установка ФТП также является альтернативой дорогостоящим реконструкции действующих и строительству новых сетевых объектов.

В завершение мероприятия участники обменялись опытом эксплуатации программно-технических средств в области противоаварийного управления и обсудили основные тенденции в развитии прикладного программного обеспечения. Эксперты АО «НТЦ ЕЭС Противоаварийное управление» также ответили на вопросы участников круглого стола.

]]>
news-15927Thu, 01 Apr 2021 09:48:17 +0300Системный оператор представил свой опыт создания Единой информационной модели ЕЭС России в ходе международной конференции NextGen SCADA Global 2021https://www.so-ups.ru/news/press-release/press-release-view/news/15927/На ежегодной международной конференции NextGen SCADA Global 2021 Системный оператор Единой энергетической системы представил свой опыт создания, сопровождения и развития Единой информационной модели ЕЭС России и интеграции множества информационных систем, эксплуатируемых в диспетчерских центрах по всей странеНа ежегодной международной конференции NextGen SCADA Global 2021 Системный оператор Единой энергетической системы представил свой опыт создания, сопровождения и развития Единой информационной модели ЕЭС России и интеграции множества информационных систем, эксплуатируемых в диспетчерских центрах по всей стране.

Традиционная конференция NextGen SCADA Global 2021 прошла 24–25 марта в онлайн формате. Специалисты со всего мира обсуждали вопросы развития систем SCADA, подсистем EMS и технологий информационного обмена между ними в ходе дискуссий, круглых столов и на нетворкинг сессиях. В общей сложности представлено 35 докладов о передовых мировых разработках.

Доклад от российского системного оператора «CIM for Data Integration» представил начальник отдела сопровождения оперативно-информационного комплекса нового поколения и информационной модели Николай Беляев. Он рассказал об опыте разработки Единой информационной модели в 2012–2016 гг., ее сопровождении в последующие годы, включавшем создание систем верификации, технологического анализа и актуализации информации, а также о перспективах развития модели. Докладчик подробно остановился на особенностях интеграции множества информационных систем, эксплуатируемых в процессе управления ЕЭС России во всех 57 диспетчерских центрах Системного оператора и использовании Единой информационной модели для оперативно-информационного комплекса нового поколения.

В докладе были затронуты вопросы реорганизации информационного обмена между энергокомпаниями в соответствии с разрабатываемой серией национальных стандартов ГОСТ Р 58651 «Информационная модель электроэнергетики», адаптирующих к использованию в ЕЭС России нормы стандартов Международной электротехнической комиссии, которые описывают общую информационную модель (CIM, Common Information Model).

Участники конференции оценили высокую сложность решаемых Системным оператором задач по стандартизации информационного обмена. Эксперты – постоянные участники конференции отметили, что Системному оператору за последние годы удалось добиться существенных успехов в этом амбициозном проекте.

«В ходе обсуждений на конференции отмечалось, что в мире внедрение и распространение CIM оказалось не таким быстрым, как ожидалось изначально. CIM предоставляет широкие возможности для стандартизации информационного обмена, однако требует тесного взаимодействия как между энергокомпаниями, так и между вендорами, разрабатывающими программные решения с поддержкой CIM. Цель такого взаимодействия – определение методик и подходов к моделированию, обеспечивающих однозначную трактовку стандартов и всестороннюю поддержку CIM на уровне программных решений. Тем ценнее становится опыт Системного оператора по созданию Единой информационной модели ЕЭС России на базе CIM, и ее интеграции с информационными системами компании, позволяющий существенно ускорить стандартизацию информационного обмена», – подчеркнул Николай Беляев.

«Системный оператор регулярно участвует в конференциях NextGen SCADA Global, что позволяет быть в курсе передовых разработок и технологий, а также получать экспертную оценку применяемых в Системном операторе подходов при создании, развитии и интеграции информационных систем», – говорит директор по автоматизированным системам диспетчерского управления АО «СО ЕЭС» Роман Богомолов.

Первый день конференции был преимущественно посвящен техническим и организационным вопросам разработки SCADA-систем нового поколения, их взаимной интеграции, а также интеграции с другими информационными системами энергетических предприятий. В рамках круглых столов рассматривались актуальные вопросы, связанные с интеграцией SCADA-систем, создания мастер модели, развития Demand Response, а также вопросы необходимого и достаточного количества телеметрической информации. Последние особенно актуальны в разрезе ключевых трендов развития энергетических систем, поскольку для управления энергосистемами требуется все большее количество информации, в том числе и об энергообъектах низкого класса напряжения.

Во второй день поднимались вопросы применения искусственного интеллекта, а также машинного обучения для управления электроэнергетическим режимом энергосистемы. Отдельная секция докладов была посвящена вопросам, связанным с информационной безопасностью SCADA систем. Большая часть докладов второго дня касалась вопросов применения CIM для SCADA-систем. В их числе был и доклад Системного оператора.

]]>
news-15899Thu, 25 Mar 2021 07:14:52 +0300Системный оператор внедрил цифровую систему мониторинга запасов устойчивости в энергосистеме Забайкальского краяhttps://www.so-ups.ru/odu-siberia/news/odu-siberia-news-view/news/15899/Филиал АО «СО ЕЭС» Забайкальское РДУ приступил к контролю максимально допустимых перетоков активной мощности в контролируемом сечении «Маккавеево» с использованием цифровой системы мониторинга запасов устойчивости Филиал АО «СО ЕЭС» «Региональное диспетчерское управление энергосистемы Забайкальского края» (Забайкальское РДУ) приступил к контролю максимально допустимых перетоков активной мощности (МДП) в контролируемом сечении «Маккавеево» с использованием цифровой системы мониторинга запасов устойчивости (СМЗУ).

Применение СМЗУ для определения МДП при управлении электроэнергетическим режимом энергосистемы Забайкальского края позволит увеличить степень использования пропускной способности электрической сети в контролируемом сечении «Маккавеево» до 15 % и обеспечит возможность дополнительного использования до 30 МВт пропускной способности без снижения уровня надежности электроснабжения потребителей.

Использование цифровой системы также позволит снизить количество диспетчерских команд на изменение загрузки электростанций Юго-Восточного энергорайона энергосистемы Забайкальского края (Харанорской ГРЭС и ТЭЦ ППГХО).

СМЗУ – разработанный АО «НТЦ ЕЭС» совместно с 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 из диспетчерских центров Системного оператора. 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.

В настоящее время в ОЭС Сибири СМЗУ используется на 30 контролируемых сечениях (на 24-х контролируемых сечениях ОДУ Сибири и 6-ти контролируемых сечениях РДУ операционной зоны ОДУ Сибири).

В операционной зоне Забайкальского РДУ в 2021 году планируется ввод СМЗУ для еще восьми контролируемых сечений. Ожидаемый эффект – повышение использования пропускной способности электрической сети и минимизация объемов ограничений потребления в послеаварийных режимах.

]]>