Такая возможность появилась в ЕЭС России в конце 2020 года, когда Системный оператор реализовал взаимодействие Центральной координирующей системы автоматического регулирования частоты и перетоков активной мощности ЕЭС России (ЦКС АРЧМ ЕЭС) и Централизованной системы АРЧМ Объединенной энергосистемы Сибири (ЦС АРЧМ ОЭС Сибири). В результате значительно расширены возможности выбора источников и конфигураций оборудования для регулирования частоты в зависимости от режимно-балансовой ситуации в Единой энергосистеме.

В паводок режимно-балансовая ситуация характеризуется изменением структуры выработки электроэнергии – увеличением базовой нагрузки гидроэлектростанций для максимально возможного использования гидроресурсов, что приводит к снижению объемов автоматических резервов вторичного регулирования частоты, размещаемых на ГЭС.

ЦКС АРЧМ ЕЭС и ЦС АРЧМ ОЭС – одни из первых цифровых систем, разработанных для повышения надежности энергосистемы страны еще в 1970-х годах. Изначально для этих целей использовались исключительно гидроэлектростанции как источники генерации, имеющие наибольшую маневренность и способные оперативно увеличивать или снижать выработку под управлением системы автоматического регулирования частоты и перетоков мощности, компенсируя возникающие в ЕЭС отклонения частоты. Для этого часть мощности гидроэлектростанций резервируется под выполнение задачи регулирования.

Долгое время автоматического вторичное регулирование частоты осуществлялось только гидростанциями Волжско-Камского каскада. По мере расширения ЕЭС России и совершенствования оборудования система многократно дорабатывалась. Так, с запуском в 2011 году рынка системных услуг для регулирования частоты в автоматическом режиме стали использоваться ресурсы тепловых электростанций (ТЭС), отбираемых Системным оператором в рамках рынка системных услуг. С 2013 года именно ТЭС преимущественно привлекаются к регулированию частоты в ЕЭС в условиях обильных паводков, поскольку в это время объем притока воды может превышать пропускную способность турбин ГЭС, что в условиях наполненности водохранилищ приводит к необходимости открытия холостых водосбросов. Привлечение энергоблоков ТЭС к АВРЧМ позволяет на время паводка минимизировать величину размещаемых на ГЭС резервов вторичного регулирования частоты и за счет этого сокращать объемы холостых водосбросов. На 2021 год для оказания услуг по АВРЧМ отобрано 22 тепловых энергоблока с совокупной величиной резервов вторичного регулирования ±368 МВт. 

Таким образом, в последние годы автоматические резервы вторичного регулирования в паводок размещались на энергоблоках ТЭС и на ГЭС Волжско-Камского каскада с открытием холостых водосбросов при особенно обильном паводке. С включением в 2020 году в систему АВРЧМ сибирских ГЭС использование гидроресурсов стало более оптимальным.

В ходе мероприятия Президент Республики Татарстан Рустам Минниханов, руководители Министерства промышленности и торговли республики и предприятий региона посетили стенд Группы компаний НТЦ ЕЭС, где им была представлена концепция активных энергетических комплексов промышленного типа. Специалисты АО «НТЦ ЕЭС Группа компаний» рассказали о ходе реализации пилотного проекта по внедрению АЭК в России, стартовавшего в 2020 году.

АЭК – это новый формат отношений между организациями технологической инфраструктуры, владельцами объектов распределенной генерации и промышленными потребителями электрической энергии, чьи энергоустановки имеют электрическую связь с такими объектами. Физически АЭК представляет собой микроэнергосистему, состоящую из собственной генерации, сетевой инфраструктуры и промышленного потребителя, объединенных между собой программно-аппаратным комплексом УИС, с помощью которого осуществляется регулирование производства и потребления электроэнергии, а также технологическое взаимодействие с внешней энергосистемой. УИС представляет собой программно-аппаратный комплекс отечественной разработки и включает в себя аппаратную и программную части. Аппаратная часть состоит из микропроцессорных устройств, обеспечивающих управление коммутацией и дополнительные функции защиты, а также интеллектуальных систем учета электроэнергии. В программной части реализованы математические алгоритмы и ограничительные механизмы АЭК, позволяющие ему стать полноценной составляющей большой энергосистемы – ЕЭС России.

Сегодня также был дан старт первому этапу тестирования УИС на стенде RTDS в АО «НТЦ ЕЭС Противоаварийное управление» в Санкт-Петербурге, в ходе которого будут реализованы различные модели работы УИС с загрузкой виртуальной электростанции до максимума потребления АЭК, а также отработаны различные управляющие воздействия УИС.

Концепция активных энергетических комплексов промышленного типа разработана Системным оператором Единой энергетической системы совместно с Группой компаний «НТЦ ЕЭС», представителями Минэнерго России и экспертами отрасли в рамках реализации одноименной дорожной карты.

24 сентября 2020 года вступило в силу Постановление Правительства РФ № 320 «О внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации по вопросам функционирования активных энергетических комплексов», которое дало возможность запуска пилотного проекта по созданию АЭК, рассчитанного до 2030 года. В ходе реализации проекта на конкретных площадках будут отработаны целевая правовая и экономическая системы взаимодействия участников АЭК, выявлены нормативные ограничения и административные барьеры. Результатом пилотного проекта должна стать целевая модель, в соответствии с которой АЭКи получат широкое распространение в ЕЭС России.

К ответственности Системного оператора отнесены вопросы организационно-технического сопровождения проекта, а также формирования и ведения реестра пилотных площадок. Контроль за ходом проекта будет осуществляться Минэнерго России. В частности, рассмотрение заявок об участии в пилотном проекте поручено специальной комиссии Минэнерго России.

Курс на активное внедрение дистанционного управления, как одного из ключевых инструментов повышения надежности и качества энергоснабжения потребителей, определен принятой в июне прошлого года Энергетической стратегией Российской Федерации на период до 2035 года.

В своем докладе Игорь Куклин отметил, что Системный оператор, отвечающий за надежное функционирование ЕЭС России, выступает идеологом, инициатором и координатором развития цифрового дистанционного управления электросетевым оборудованием, устройствами релейной защиты и автоматики объектов электроэнергетики и мощностью электростанций. 

Игорь Куклин обозначил положительные эффекты от внедрения дистанционного управления: «Это, прежде всего, повышение безопасности оперативного персонала и снижение риска ошибочных действий при производстве оперативных переключений, сокращение времени по выводу в ремонт или вводу в работу ЛЭП и оборудования (устройств РЗА). Все это в совокупности ведет к улучшению качества управления электроэнергетическим режимом. Таким образом, организация дистанционного управления является одной из ключевых мер повышения надежности функционирования ЕЭС России и, как следствие, электроснабжения потребителей».

Внедрение новой технологии в энергосистеме Иркутской области началось с реализации пилотного проекта на ПС 500 кВ Озерная (ОАО «Иркутская электросетевая компания»). К концу текущего года на этом объекте планируется завершить работы по организации дистанционного управления оборудованием 500 кВ и 220 кВ из филиалов АО «СО ЕЭС» ОДУ Сибири и Иркутское РДУ. На 2022 год намечены работы по внедрению дистанционного управления оборудованием ПС 500 кВ Усть-Кут (филиал «Россети ФСК ЕЭС» (ПАО «ФСК ЕЭС») - МЭС Сибири Забайкальское ПМЭС).

В заключение своего выступления Игорь Куклин выразил уверенность, что реализация этих проектов заложит основу для дальнейшего внедрения цифровых технологий на других объектах электроэнергетики региональной энергосистемы.

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.

В серию входят стандарты, устанавливающие и обеспечивающие реализацию требований к системе мониторинга переходных режимов (СМПР) и отдельным видам устройств СМПР в Единой энергетической системе России и технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах. Документы разработаны АО «СО ЕЭС» по Программе национальной стандартизации в рамках деятельности подкомитета ПК-1 «Электроэнергетические системы» технического комитета по стандартизации ТК 016 «Электроэнергетика».

ГОСТ Р 59364-2021 «Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Релейная защита и автоматика. Система мониторинга переходных режимов. Нормы и требования» устанавливает:

• требования к структуре СМПР ЕЭС России и технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем;
• требования к установке устройств синхронизированных векторных измерений, концентраторов синхронизированных векторных данных и программно-технических комплексов СМПР на объектах электроэнергетики и в диспетчерских центрах Системного оператора и субъектов оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике в технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах;
• требования к функциональности устройств синхронизированных векторных измерений и концентраторов синхронизированных векторных данных в составе СМПР;
• требования к программно-техническим комплексам СМПР, устанавливаемым на объектах электроэнергетики;
• требования к информационному взаимодействию в СМПР ЕЭС России и технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем;
• требования к длительности хранения линейных архивов данных синхронизированных векторных измерений на разных уровнях СМПР;
• особенности ввода в эксплуатацию устройств СМПР и программно-технических комплексов СМПР.
•  

ГОСТ Р 59365-2021 «Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Релейная защита и автоматика. Система мониторинга переходных режимов. Устройства синхронизированных векторных измерений. Нормы и требования» содержит основные требования к устройствам синхронизированных векторных измерений (УСВИ), определяет методику проведения испытаний УСВИ на соответствие этим требованиям.

ГОСТ Р 59366-2021 «Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Релейная защита и автоматика. Система мониторинга переходных режимов. Концентраторы синхронизированных векторных данных. Нормы и требования» содержит основные требования к концентраторам синхронизированных векторных данных (КСВД), определяет методику проведения испытаний КСВД на соответствие указанным требованиям.

Разработка стандартов по СМПР проводилась в развитие положений Правил технологического функционирования электроэнергетических систем, утвержденных постановлением Правительства РФ от 13.08.2018 № 937, а также требований к оснащению линий электропередачи и оборудования объектов электроэнергетики классом напряжения 110 кВ и выше устройствами и комплексами РЗА и требований к принципам функционирования устройств и комплексов РЗА, – оба документа утверждены приказом Минэнерго России от 13.02.2019 № 10.
Национальные стандарты вводятся в действие с 1 мая 2021 года. После издания официальный текст стандартов будет доступен для ознакомления на сайте Росстандарта, а также для заказа в интернет-магазине уполномоченной организации ФГУП «СТАНДАРТИНФОРМ».

О системе мониторинга переходных режимов

С середины 2000-х годов Системный оператор инициировал внедрение в ЕЭС России системы мониторинга переходных режимов (СМПР, WAMS – Wide Area Measurement System) на основе технологии синхронизированных векторных измерений. Применение данных синхронизированных векторных измерений (СВИ) при выполнении задач оперативно-диспетчерского управления предназначено для повышения эффективности оперативно-диспетчерского управления и повышения уровня технического совершенства современных систем автоматического управления электроэнергетическим режимом. Данные СВИ применяются в деловых процессах АО «СО ЕЭС» при анализе аварийных ситуаций, мониторинге синхронных качаний активной мощности, актуализации и верификации математических расчетных моделей, анализе работы систем регулирования генерирующего оборудования и автоматических регуляторов возбуждения. Работы по развитию СМПР ЕЭС России ведутся в соответствии с утвержденной АО «СО ЕЭС» в 2016 году Концепцией развития и применения технологии СВИ параметров электроэнергетического режима для повышения качества и надежности управления электроэнергетическими режимами в ЕЭС России. К настоящему моменту на объектах электроэнергетики ЕЭС России установлено 22 региональных концентратора синхронизированных векторных данных в диспетчерских центрах Системного оператора, а также более 900 устройств синхронизированных векторных измерений и 90 концентраторов синхронизированных векторных данных на электростанциях и подстанциях.

Основной сезон Лиги молодых специалистов Международного инженерного чемпионата «CASE-IN» проходит ежегодно с февраля по май. В 2021 году сезон состоит из шести дистанционных (онлайн) отборочных этапов, проходящих в пяти федеральных округах (Дальневосточном, Сибирском, Приволжском, Северо-Западном и Центральном), и финала, который пройдет в Москве. Участники Лиги – молодые специалисты компаний топливно-энергетического и минерально-сырьевого комплексов, атомной промышленности и смежных отраслей, сотрудники образовательных организаций высшего образования в возрасте до 35 лет.

В рамках задания молодые специалисты представили свои решения инженерного кейса по единой теме соревнований 2021 года «Устойчивое развитие в постковидный период». В упорной борьбе с молодыми представителями компаний энергетического сектора Центрального федерального округа право принять участие в общероссийском финале чемпионата в Москве в мае получили две команды Системного оператора из операционной зоны ОДУ Центра: «Обмотка Возбуждения» и «SO_Team».

В состав команды «Обмотка Возбуждения» вошли Никита Коротков (ведущий специалист отдела устойчивости и противоаварийной автоматики Службы электрических режимов Филиала АО «СО ЕЭС» Липецкое РДУ), Николай Кузнецов (диспетчер Оперативно-диспетчерской службы Филиала АО «СО ЕЭС» Липецкое РДУ), Ксения Молчагина (специалист 1 категории Службы электрических режимов Филиала АО «СО ЕЭС» Тульское РДУ) и Александр Сидоров (диспетчер Оперативно-диспетчерской службы Филиала АО «СО ЕЭС» Воронежское РДУ).

Команду «SO_Team» представляли Анастасия Старкова (специалист 2 категории отдела оптимизации режимов и общесистемных задач Службы электрических режимов Филиала АО «СО ЕЭС» ОДУ Центра), Дарья Карасева (специалист 2 категории отдела информационного обеспечения рынка Службы сопровождения рынка Филиала АО «СО ЕЭС» ОДУ Центра), Павел Болотов (старший диспетчер Оперативно-диспетчерской службы Филиала АО «СО ЕЭС» Владимирское РДУ) и Светлана Смирнова (специалист 1 категории отдела балансов мощности, электроэнергии и статистики Службы энергетических режимов, балансов и развития Филиала АО «СО ЕЭС» Тульское РДУ).

Системный оператор седьмой год подряд – с момента организации - выступает стратегическим партнером направления «Электроэнергетика» Студенческой лиги Международного инженерного чемпионата «CASE-IN». По материалам и с участием специалистов АО «СО ЕЭС» разрабатывается кейс направления «Электроэнергетика». Кроме того, представители Системного оператора входят в состав экспертных комиссий Студенческой лиги и Лиги молодых специалистов.

В обзор включены сведения о производстве и потреблении электрической энергии ЕЭС России, о максимальном значении потребляемой мощности, о технологических резервах мощности по производству электрической энергии.

В обзоре также содержится информация о планировании и выполнении ремонтов генерирующего и сетевого оборудования, об участии субъектов отрасли в общем первичном регулировании частоты электрического тока (ОПРЧ) и в автоматическом и оперативном вторичном регулировании частоты электрического тока и перетоков активной мощности (АВРЧМ). Приведены сведения о параметрах расчетной модели оптового рынка электроэнергии за месяц и данные о функционировании балансирующего рынка, а также другая информация о функционировании ЕЭС России в марте 2021 года

В рамках дискуссионной площадки «Опыт внедрения цифровых решений в сфере электроэнергетики» Максим Кулешов рассказал об опыте Системного оператора по внедрению технологий управления спросом в российской электроэнергетике и промежуточных итогах реализации пилотного проекта по созданию агрегаторов управления спросом розничных потребителей.

Внедрение технологий управления спросом – один из актуальных технологических трендов в мировой энергетике, открывающий возможности для повышения экономической эффективности рынков электроэнергии и развития новых потребительских сервисов. В частности, применение нового рыночного инструмента позволяет повысить эффективность загрузки генерации за счет сокращения использования в пиковые часы наиболее дорогих мощностей. Для потребителей проект формирует новые механизмы оптимизации затрат на энергоснабжение, а также приводит к трансформации их роли в энергосистеме, позволяя им выступать в качестве поставщиков ресурсов регулирования электроэнергетического баланса и получать дополнительный экономический эффект. Одной из ключевых установок при внедрении нового механизма стало соблюдение принципа нейтральности в отношении используемых потребителями технологий управления собственным электропотреблением, что приводит к конкуренции на рынке ИТ-услуг и стимулирует внедрение наиболее эффективных технологических решений.

Максим Кулешов подчеркнул, что проект по управлению спросом потребителей розничного рынка электроэнергии приводит к созданию нового высокотехнологичного сегмента на энергорынке. Внедрение технологий управления спросом позволяет стимулировать развитие инновационных ИТ-решений в сфере автоматизации производства, разработку цифровых платформ для обеспечения возможности агрегирования ресурсов потребителей и управления готовностью и разгрузкой агрегированных объектов управления, а также – создание аналитических сервисов и систем по обмену данными между его участниками. Так, по словам Максима Кулешова, уже в рамках пилотного проекта 18 % агрегаторов использовали специализированные IT-решения, разработанные сторонними производителями программного обеспечения.

Развитие механизма управления спросом станет одним из драйверов ускоренного технологического развития для участников проекта, создаст дополнительные условия для интенсификации технологического взаимодействия на базе самых прогрессивных ИТ-решений и тем самым сформирует определенный мультипликативный эффект в масштабах отдельных отраслей экономики.   

Практический семинар Федеральной антимонопольной службы «Стратегические цели развития тарифного регулирования» прошел 15 – 16 апреля в Сочи. На нем обсуждались вопросы государственного тарифного регулирования в сферах электроэнергетики и ЖКХ, а также инициативы ведомства и цифровые проекты, которые направлены на оптимизацию и унификацию регуляторных процессов в различных отраслях экономики. В семинаре приняли участие руководители и специалисты ФАС России, главы субъектов РФ, а также представители регулируемых организаций и экспертного сообщества.

Обучение студентов по целевым магистерским программам АО «СО ЕЭС» ведется на базе НИ ТПУ с 2008 года. В 2017 году по инициативе Системного оператора в вузе начата подготовка специалистов по программе двойного высшего образования: за 2,5 года студенты одновременно обучаются по двум направлениям подготовки: «Электроэнергетика и электротехника» по профилю «Управление режимами электроэнергетических систем» и «Прикладная информатика» по профилю «Информационные технологии в электроэнергетике».

Это единственная в России, уникальная программа обучения.

Подготовка специалистов по программе двойного образования стала ответом на современные требования к уровню квалификации персонала, работающего в системе оперативно-диспетчерского управления. Возрастающая роль информационных технологий в управлении режимами электроэнергетических систем, активное внедрение систем дистанционного диспетчерского управления, автоматизация технологических процессов – все это определяет необходимость подготовки специалистов с компетенциями в области как электроэнергетики, так и информационных технологий. Программа двойного образования по этим направлениям является уникальной для отечественной высшей школы и реализуется только на базе НИ ТПУ.

«Учебная программа сформирована с учетом практических задач, которые впоследствии молодые специалисты решают в диспетчерских центрах Системного оператора, – отмечает генеральный директор Филиала АО «СО ЕЭС» ОДУ Сибири Алексей Хлебов. – Получив знания в нескольких областях, выпускники успешно применяют их в своей ежедневной работе».

Цифровые технологии в дополнение к знаниям по электроэнергетике – отличная возможность быть в авангарде глобальной цифровизации экономики России. Молодые специалисты, получившие образование по уникальной программе, высоко востребованы в разных регионах страны. Первый выпуск состоялся в 2020 году, второй – в феврале 2021 года. За два года по программе «двойного диплома» выпущено 30 специалистов. Отметим, что всем выпускникам целевой магистерской программы, реализуемой Инженерной школой энергетики НИ ТПУ по заказу АО «СО ЕЭС», гарантировано трудоустройство в один из филиалов или в исполнительный аппарат Системного оператора.

Из 30 выпускников двойной магистратуры - 27 работают в Объединенных диспетчерских управлениях (ОДУ), Региональных диспетчерских управлениях (РДУ) и исполнительном аппарате:

• АО «СО ЕЭС» (Москва) – 6 человек,
• ОДУ Сибири (Кемерово) – 6 человек,
• ОДУ Северо-Запада (Санкт-Петербург) – 1 человек,
• ОДУ Средней Волги (Самара) – 2 человека,
• ОДУ Юга (Пятигорск) – 1 человек,
• Ленинградское РДУ (Санкт-Петербург) – 1 человек,
• Самарское РДУ (Самара) – 1 человек,
• Тюменское РДУ (Сургут) – 2 человека,
• Северокавказское РДУ (Пятигорск) – 1 человек,
• Иркутское РДУ (Иркутск) – 2 человека,
• Кемеровское РДУ (Кемерово) – 1 человек,
• Красноярское РДУ (Красноярск) – 1 человек,
• Новосибирское РДУ (Новосибирск) – 1 человек,
• Представительство АО «СО ЕЭС» в Томской области (Томск) – 1 человек.

Подразделения, в которых востребованы выпускники магистерской спецпрограммы Системного оператора и НИ ТПУ, решают задачи на стыке двух специальностей. Молодые специалисты успешно работают в службах внедрения и развития технологических систем, автоматизированных систем диспетчерского управления, релейной защиты и автоматики, перспективного развития, электрических режимов и др.

Всего с 2008 по 2021 год обучение по специализированным программам АО «СО ЕЭС» в НИ ТПУ прошли 145 человек. На сегодняшний день 83 % выпускников продолжают работать в Системном операторе. 24 выпускника достигли существенного карьерного роста. В их числе старший диспетчер, 13 диспетчеров, начальник службы, шесть заместителей начальников служб, три начальника отдела.

«Считаю наше сотрудничество с ТПУ очень успешным. Сегодня крайне важно, чтобы специалисты по управлению электроэнергетическими режимами были подготовлены к активному применению информационных технологий, видели перспективы и потенциал автоматизации деловых процессов в электроэнергетике и использования новейших цифровых технологий, – отмечает генеральный директор ОДУ Сибири Алексей Хлебов. – Повышение качества образования способствует приходу в отрасль высококлассных молодых профессионалов».

Приглашаем выпускников бакалавриата в магистратуру НИ ТПУ

https://www.youtube.com/watch?v=w194fI7ONS4

Главный диспетчер Карельского РДУ Юрий Старков отметил, что Системный оператор, отвечающий за стабильное и надежное функционирование энергосистемы страны, выступает идеологом, инициатором и координатором развития цифрового дистанционного управления электросетевым оборудованием, устройствами релейной защиты и автоматики объектов электроэнергетики и мощностью электростанций ЕЭС России. 

К началу 2021 года реализовано дистанционное управление оборудованием более 40 подстанций 110–500 кВ из диспетчерских центров Системного оператора. В Объединенной энергосистеме Северо-Запада оборудование уже 8 подстанций 110-330 кВ управляется дистанционно, и в текущем году предстоит внедрить его еще на 15 объектах, в том числе на двух в энергосистеме Республики Карелия, рассказал Юрий Старков. Всего же в ЕЭС России в соответствии с согласованными с сетевыми компаниями планами-графиками до 2025 года предполагается организовать автоматизированное дистанционное управление оборудованием свыше 200 подстанций.

По итогам 2020 года также завершены проекты по подключению 17 гидроэлектростанций к системе автоматического доведения плановой мощности и завершены проекты по оснащению системами  дистанционного управления 14 электростанций на возобновляемых источниках энергии.

Уже сегодня все новые сетевые объекты 110 кВ и выше строятся с учетом возможности дистанционного управления оборудованием из диспетчерских центров Системного оператора и Центров управления сетями электросетевых компаний, сказал представитель Системного оператора.

Отвечая на вопрос о достигнутых эффектах, он отметил, что повсеместное внедрение технологий дистанционного управления позволит получить целый ряд преимуществ как для энергосистемы в целом, так и для собственников энергообъектов и потребителей. В энергосистеме существенно улучшится качество управления электроэнергетическим режимом, сократится время нахождения оборудования в ремонте и связанные с этим ограничения, а также время восстановления нормальной схемно-режимной ситуации в случае возникновения аварий. Снизятся расходы собственников оборудования на его содержание и ремонт.

В ответ на вопрос о перспективах развития ЕЭС России он рассказал, что в 2020 году Правительство РФ признало технологии дистанционного управления одним из приоритетных направлений цифровизации электроэнергетики. Положение о повсеместном применении дистанционного управления включено в новую Энергетическую стратегию России, которая принята Правительством в июне 2020 г. и предусматривает необходимость перехода на 100-процентное автоматическое дистанционное управление режимами работы сетевых объектов 220 кВ и выше, объектов генерации 25 МВт и выше в ЕЭС России к 2035 году.