Их возраст исчисляется пятью-десятью годами, и эти комплексы уже устарели. О том, что идет им на смену, мы поговорили с директором Московского филиала АО «Монитор Электрик» Сергеем Силковым .
– Сергей Валерьевич, сейчас «Монитор Электрик» – это значимое предприятие по разработке и созданию программных технических комплексов для диспетчерских центров управления в электроэнергетике. А с чего все начиналось?
– Возможно, стоит начать с 2003 года, когда мы выпустили оперативно-информационный комплекс СК-2003: это был настоящий программный продукт, и он эксплуатируется в некоторых центрах до сих пор. За ним последовала более совершенная модель – СК-2007. Она была достаточно удачной, и есть заказчики, которые и сегодня ее покупают.
Создание в это же время электронного оперативного журнала «еЖ-2» стало поистине революционным событием, позволившим заменить, казалось бы, вечные «бумажные» диспетчерские документы. Его использование позволяет быстро вводить и систематизировать информацию оперативного характера о различных событиях, обеспечивая их деление на категории и сохраняя зависимости. Очень популярный и, не побоюсь этого слова, практически лучший в своем роде, он фактически стал стандартом оперативного журнала для отрасли.
Нами также был создан режимный динамический тренажер диспетчера (РТД) «Финист», дающий возможность моделировать практически любые события в энергосистемах, позволяя готовить оперативно-диспетчерский персонал.
Вот эти три продукта стали основой для промышленного производства программных комплексов в компании.
Наконец, сейчас мы активно продвигаем нашу систему следующего поколения – СК-11, на разработку которой затрачено восемь лет.
– Система СК-11 – ваш основной продукт. Если говорить вкратце, в чем его преимущество?
– СК-11 имеет в своей основе высокопроизводительную информационно-технологическую платформу. Это система ведения информационной модели объекта управления, записи / чтения данных, хранения информационной модели, организации доступа пользовательских приложений. Благодаря инновационной архитектуре платформы СК-11 в ней достигаются суперскоростные характеристики обработки телеметрической информации (до 5 миллионов изменений параметров в секунду), работы с моделями электросетей огромной размерности, большого количества пользователей и другое.
К платформе по желанию и возможностям заказчиков стыкуются различные приложения. На сегодняшний день их более пятидесяти. Это SCADA / EMS / DMS / OMS / DTS-приложения для различных служб энергетических компаний, которые задействованы в оперативном управлении, планировании ремонтов и развитии сети, подготовке диспетчерского персонала. Благодаря модульности архитектуры в систему, по мере ее освоения, изменения финансовых возможностей, уже в ходе эксплуатации пользовательские компоненты достаточно просто добавляются или меняются.
Второе важное преимущество нашей системы в том, что, в отличие от информационных комплексов предыдущих поколений, опирающихся на сигналы телемеханики, в состав информационной модели СК-11 входит абсолютно все оборудование энергосистемы. Такой подход позволяет наращивать состав ранее нерешаемых задач. В качестве примера: наша система моделирует потребителей, и раз потребители тоже являются частью информационной модели, мы можем реализовать задачу эффективного управления отключениями. Моделирование нетелемеханизированного оборудования и потребителей позволяет сократить время поиска отказавшего элемента, автоматически сформировать программу действий оперативного персонала и ускоряет процесс восстановления электроснабжения.
Еще замечу, что у нас моделируется сеть любого напряжения, вплоть до сети 0,4 киловольта.
– Насколько отечественные сетевые компании доверяют российским разработчикам подобных систем?
– Существует, на мой взгляд, очень грамотная, взвешенная политика развития этого направления. Во-первых, у «Россетей» есть документ, определяющий политику по импортозамещению. Она соответствует требованиям правительства РФ: никакого иностранного программного обеспечения для управления электрическими сетями использоваться не должно.
Кроме того, у «Россетей» прописаны свои стандартизованные процедуры аттестации, и все, что сделано разработчиками, проверяется на соответствие стандартам «Россетей».
Только после этого выдается заключение аттестационной комиссии о возможности использования этого продукта для управления сетями, и только при наличии положительного заключения аттестационной комиссии ПАО «Россети» можно использовать тот или иной программный продукт.
На сегодняшний день таким заключением располагает только компания «Монитор электрик».
– У российских сетевых компаний действительно есть потребность в таких системах или дело в указах и нормативах регулирующих органов?
– Руководство сетевых компаний постоянно развивает систему оперативно- технологического и ситуационного управления (ОТиСУ). У них есть инвестпрограммы, в рамках которых они работают.
Естественно, мы все время на постоянной связи с ними. Нас приглашают к обсуждению задач, к рассмотрению необходимого набора функций автоматических систем и, самое главное, к реализации. Проводятся периодические конференции, научно-технические советы. Например, в июле мы участвовали в научно-техническом совете МРСК Сибири. В сентябре примем участие в конференции МРСК Юга. Так что, резюмируя, руководство ПАО «Россети» и дочерних сетевых компаний очень активно планирует инвестиционную деятельность по модернизации систем ОТиСУ.
Министерством энергетики РФ и «Россетями» проводится интенсивная исследовательская работа, НИР и НИОКР в этом направлении. Например, наша компания «Монитор Электрик» участвует в нескольких пилотных проектах в рамках Национальной технологической инициативы EnergyNET. Во-первых, это проект «Цифровой РЭС», где мы работаем с «Янтарьэнерго». Совместно с нашими коллегами из Калининграда мы отрабатываем технологии цифрового РЭС, в том числе вопросы интеграции программного комплекса оперативно-технологического управления с рядом смежных систем. К примеру, сейчас мы решили задачу интеграции ГИС и АСТУ, на очереди интеграция АСТУ и систем учета. Это крайне сложные задачи, которые в российской энергетике еще не решались.
Второй проект – разработка комплекса инструментов для перспективного планирования развития сети. Он создан, апробирован на практике, и до конца года мы должны будем отчитаться перед руководством НТИ о выполнении проекта.
– Я познакомился с географией внедрения ваших систем. Получается, что встретить ваши системы можно по всей России!
– И не только. Если говорить о последних проектах, то СК-11 у нас внедрен, причем практически в полнофункциональном режиме, в МРСК Урала, в их ДЗО – Екатеринбургской электросетевой компании. Это, наверное, один из наших самых уважаемых заказчиков. Там очень высокий уровень подготовки персонала и руководства, с ними достаточно быстро прошли все этапы, и сейчас там комплекс активно используется. Мы внедрили СК-11 в «Янтарьэнерго», там включена интересная подсистема, рассчитывающая технические показатели городской электрической сети на модели развития с горизонтом на четыре года вперед. Всего за последние три года было порядка десяти внедрений наших систем. Да, они представлены по всей России в разных компаниях и в совершенно разных конфигурациях.
– Но вы сказали, что не только в ней…
– Именно так. Например, три компании, которые готовят диспетчеров в США, купили наш программный тренажерный комплекс «Финист», и с его помощью подготовлено более 1000 диспетчеров.
В Объединенном диспетчерском управлении Республики Беларусь также работают на нашем комплексе СК-2007. Кстати, сейчас мы с ними тоже ведем переговоры о переходе на СК-11.
Наш комплекс работает в городских сетях Тбилиси. Нас позвали в проект после затруднений с одним известным вендором, и мы успешно внедрили наши продукты в их центре управления. Есть удачный опыт в Казахстане, в системе управления энергоснабжением Алма-Аты (компания АЖК). Мы получили положительные отзывы от казахстанских коллег, и сейчас ведем переговоры уже с целым рядом энергокомпаний Республики Казахстан, где нас выбрали поставщиками ИТ-решений.
– Вы особо выделили проект с «Янтарьэнерго», где совместно строите интеллектуальные сети. Расскажите о нем подробнее.
– В начале года мы выполнили все технические процедуры по завершению первого этапа внедрения в объеме SCADA-системы (системы автоматического контроля и сбора информации) и комплекса электронных журналов. Сейчас совместно ведем очень интенсивную работу по доводке того, что сделано, и готовим документы на развертывание второго этапа. На этом этапе будут реализованы расчетно-аналитические функции, позволяющие выполнять целый набор технологических операций по действительно интеллектуальному управлению сетью.
– В связи с разговорами о том, что в России везде надо переходить на интеллектуальные сети, насколько сложно будет тиражировать этот опыт в других сетях?
– Конечно, везде есть своя специфика. Мы практически в каждом внедрении сталкиваемся с необходимостью адаптировать наш комплекс в уже имеющуюся информационную среду, представленную средствами самых различных, в том числе и иностранных, разработчиков. У всех все разное, и это, конечно, не очень хорошо для нас как производителя и носителя достаточно современной технической идеологии. Но мы все‑таки очень верим в регулирующую роль «Россетей», которые сейчас много внимания уделяют стандартизации систем.
С другой стороны, это разнообразие оборачивается нашим конкурентным преимуществом. В том числе и перед зарубежными компаниями, которые с огромной неохотой переделывают свои системы, к примеру пользовательский интерфейс. Что касается нас, то это первое, с чего мы начинаем работу.
Ведь у всех свое суждение и свои стандарты относительно того, как и где должна быть отображена информация у пользователей: диспетчеров, специалистов оперативных служб, руководителей. Очень непростая задача отображения огромного массива информации на видеостене, ведь основная задача диспетчера – видеть всю картину в целом. Наконец, тут еще есть очень сложный момент эргономики, а представление о ней у каждого диспетчера тоже свое. Так что процесс так называемой балансировки схемы очень сложен и может занимать 4‑6 месяцев.
Что касается нас, мы успешно решаем эти задачи с использованием собственной графической подсистемы. Этим у нас занимаются в Воронежском филиале, там очень сильный коллектив, который имеет огромный опыт и владеет самыми современными средствами и методиками отображения информации, благодаря чему все задачи решаются достаточно быстро и эффективно. Может, это звучит несколько вызывающе, но очень многие из наших пользователей говорят, что наши схемы самые красивые в мире.
Так вот, это только один момент, а есть ведь и другие чисто технические различия. Но в том и преимущества нашей системы. Благодаря и многолетнему опыту, и модульности создаваемых нами комплексов техническое развитие информационных систем центров управления не останавливается никогда. Начинаем с простой конфигурации для любых сетей и по мере освоения совершенствуем и развиваем без остановки функционирования до мирового уровня.
– А есть у вас мечта?
– Ну, конечно, через несколько лет у нас будет робот-диспетчер, а дальше, как у водителя беспилотного автомобиля… Опытные специалисты перейдут из смен и займутся углубленной планово-аналитической работой, совершенствованием архитектуры сетей, разработкой новых «умных» компонентов.
Энергосистема представляет собой единую сеть, состоящую из источников электрической энергии – электростанций, электрических сетей, а также подстанций, которые осуществляют преобразование и распределение произведенной электроэнергии. Для управления всеми процессами производства, передачи и распределения электрической энергии существует система оперативно-диспетчерского управления .
Может включать в себя несколько предприятий разной формы собственности. Каждое из электроэнергетических предприятий имеет отдельную службу оперативно-диспетчерского управления.
Все службы отдельных предприятий управляются центральной диспетчерской системой . В зависимости от величины энергосистемы центральная диспетчерская система может разделяться на отдельные системы по регионам страны.
Энергосистемы смежных стран могут включаться на параллельную синхронную работу. Центральная диспетчерская система (ЦДС) осуществляет оперативно-диспетчерское управление межгосударственными электрическими сетями, по которым осуществляются перетоки мощностей между энергосистемами смежных стран.
Задачи оперативно-диспетчерского управления энергосистемой:
поддержание баланса между количеством производимой и потребляемой мощности в энергосистеме;
надежность электроснабжения снабжающих предприятий от магистральных сетей 220-750 кВ;
синхронность работы электростанций в пределах энергосистемы;
синхронность работы энергосистемы страны с энергосистемами смежных стран, с которыми есть связь межгосударственными линии электропередач.
Исходя из вышеперечисленного, следует, что система оперативно-диспетчерского управления энергосистемой обеспечивает ключевые задачи в энергосистеме, от выполнения которых зависит энергетическая безопасность страны.
Особенности организации процесса оперативно-диспетчерского управления энергосистемой
Организация процесса оперативно-диспетчерского управления (ОДУ) в энергетике осуществляется таким образом, чтобы обеспечить распределение различных функций по нескольким уровням. При этом каждый уровень подчиняется вышестоящему.
Например, самый начальный уровень - оперативно-технический персонал, который осуществляет непосредственно операции с оборудованием в различных точках энергосистемы, подчиняется вышестоящему оперативному персоналу - дежурному диспетчеру подразделения энергоснабжающего предприятия, за которым закреплена электроустановка. Дежурный диспетчер подразделения, в свою очередь подчиняется диспетчерской службе предприятия и т.д. вплоть до центральной диспетчерской системы страны.
Процесс управления энергосистемой организован таким образом, чтобы обеспечить непрерывный контроль и управление всеми составляющими объединенной энергосистемы.
Для обеспечения нормальных условий работы как отдельных участков энергосистемы, так и энергосистемы в целом, для каждого объекта разрабатываются специальные режимы (схемы), которые следует обеспечивать в зависимости от режима работы того или иного участка электрической сети (нормальный, ремонтный, аварийный режимы).
Для обеспечения выполнения главных задач ОДУ в энергосистеме помимо оперативного управления существует такое понятие как оперативное ведение . Все операции с оборудованием на том или ином участке энергосистемы осуществляются по команде вышестоящего оперативного персонала - это процесс оперативного управления .
Выполнение операций с оборудованием в той или иной мере оказывает влияние на работу других объектов энергосистемы (изменение потребляемой или вырабатываемой мощности, снижение надежности электроснабжения, изменение значений напряжения). Следовательно, такие операции должны предварительно согласовываться, то есть выполняться с разрешения того диспетчера, который осуществляет оперативное обслуживание данных объектов.
То есть, в оперативном ведении диспетчера находится все оборудование, участки электрической сети, режим работы которых может измениться в результате операций на оборудовании смежных объектов.
Например, линия соединяет две подстанции А и Б, при этом подстанция Б получает питание от А. Отключение линии со стороны подстанции А осуществляется оперативным персоналом по команде диспетчера данной ПС. Но отключение данной линии должно производиться только по согласованию с диспетчером подстанции Б, так как данная линия находится в его оперативном ведении.
Таким образом, при помощи двух основных категорий - оперативное управление и оперативное ведение, осуществляется организация оперативно-диспетчерского управления энергосистемой и ее отдельными участками.
Для организации процесса ОДУ разрабатываются и согласовываются между собой инструкции, указания и различная документация для каждого отдельного подразделения в соответствии с уровнем, к которому относится та или иная оперативная служба. Для каждого уровня системы ОДУ имеется свой индивидуальный перечень необходимой документации.
Диспетчерское технологическое управление должно быть организовано по иерархической структуре, предусматривающей распределение функций технологического управления между уровнями, а также строгую подчиненность нижестоящих уровней управления вышестоящим.
Все органы диспетчерского технологического управления, независимо от форм собственности соответствующего субъекта рынка, входящего в состав энергосистемы (ОЭС, ЕЭС), должны подчиняться командам (указаниям) вышестоящего технологического диспетчера.
Предусматриваются две категории оперативной подчиненности:
оперативное управление и оперативное ведение.
В оперативном управлении соответствующего диспетчера должны находиться силовое оборудование и средства управления, операции с которыми требуют координации действий подчиненного диспетчерского персонала и согласованного выполнения операций на нескольких объектах разного оперативного подчинения.
В оперативном ведении диспетчера должны находиться силовое
оборудование и средства управления, состояние и режим которых
влияют на режим работы соответствующей энергосистемы (ОЭС, ЕЭС). Операции с таким оборудованием и средствами управления
должны проводиться с разрешения соответствующего диспетчера.
Действующими правилами и инструкциями предусматривается,
что все элементы ЭЭС (оборудование, аппаратура, устройства автоматики и средства управления) находятся в оперативном управлении и ведении диспетчеров и старшего дежурного персонала разных ступеней управления.
Термином оперативное управление обозначается вид оперативного подчинения, когда операции с тем или иным оборудованием ЭЭС производятся только по распоряжению соответствующего диспетчера (старшего дежурного персонала), в управлении которого это оборудование находится. В оперативном управлении диспетчера находится оборудование, операции с которым требуют координации действий подчиненного оперативного персонала.
Термином оперативное ведение обозначается вид оперативной
подчиненности, если операции с тем или иным оборудованием ЭЭС
выполняются с ведома (по разрешению) соответствующего диспетчера, в чьем ведении это оборудование находится.
Предусматривается оперативное ведение двух уровней. В оперативном ведении 1 уровня находится оборудование, операции с которым проводятся по согласованию или с уведомлением вышестоящего диспетчера или диспетчера того же уровня.
В оперативном ведении II уровня находится оборудование, состояние которого или операции с которым оказывают влияние на
режим работы определенной части электрической сети. Операции с
этим оборудованием проводятся по согласованию с вышестоящим
диспетчером и уведомлением заинтересованных диспетчеров.
Каждый элемент ЭЭС может находиться в оперативном управлении диспетчера не только одной ступени, но и в ведении нескольких
диспетчеров одной или разных ступеней управления. Разделение оборудования, средств автоматизации и управления между ступенями территориальной иерархии по видам управления характеризует не только распределение функций управления между ступенями территориальной иерархии на временном уровне оперативного управления, но в значительной мере определяет распределение функций на других временных уровнях.
Наряду с этим при оперативном управлении, а в отдельных случаях и при планировании режимов предусматривается подчинение по определенному кругу вопросов одного из подразделений другому, находящемуся на том же уровне управления. Так, диспетчеру
одной из энергосистем может быть поручено оперативное управление ЛЭП, связывающей данную энергосистему с соседней. Таким образом организуется разгрузка диспетчера ОДУ путем передачи диспетчерам энергосистем части функций, выполнение которых возможно на этом уровне.
Все оборудование ЭЭС, обеспечивающее производство и распределение электроэнергии, находится в оперативном ведении дежурного диспетчера энергосистемы или непосредственно подчиненного ему оперативного персонала (начальники смен электростанций; диспетчеры электрических и тепловых сетей, дежурный персонал подстанций (ПС) и т.д.). Перечни оборудования, находящегося в оперативном
управлении и ведении, утверждаются главными диспетчерами ЦДУ
ЕЭС России, ОДУ ОЭС и ЦДС энергосистем соответственно.
В оперативном управлении диспетчера энергосистемы находится основное оборудование, проведение операций с которым требует
координации действий дежурного персонала энергопредприятий (энергообъектов) или согласованных изменений в РЗ и автоматике
нескольких объектов.
Оперативное управление энергетическими объектами, играющими особо важную роль в объединении или в ЕЭС, в виде исключения может быть поручено не диспетчеру энергосистемы, а диспетчеру ОДУ или ЦДУ ЕЭС.
В оперативном ведении дежурного диспетчера ОДУ находятся
суммарная рабочая мощность и резерв мощности энергосистем, электростанции и агрегаты большой мощности, межсистсмные связи и объекты основных сетей, влияющих на режим ОЭС. В оперативное
управление диспетчера ОДУ передается оборудование, операции с
которыми требуют координации действий дежурных диспетчеров
энергосистем.
В ведении дежурного диспетчера ЦДУ ЕЭС – высшего оперативного руководителя ЕЭС – находятся суммарная рабочая мощность и резерв мощности ОЭС, электрические связи между объединениями, а также важнейшие связи внутри ОЭС и объекты, режим которых решающим образом влияет на режим ЕЭС.
В оперативном управлении диспетчера ЦДУ ЕЭС находятся основные связи между ОЭС и некоторые объекты общесистемного значения.
Принцип оперативной подчиненности распространяется не только на основное оборудование и аппаратуру, но и на РЗ соответствующих объектов, линейную и противоаварийную автоматику, средства и системы автоматического регулирования нормального режима, а также средства диспетчерского и технологического управления, используемые оперативным персоналом.
Дежурные диспетчеры АО-энерго, ОДУ и ЦДУ ЕЭС – высшие оперативные руководители соответственно энергосистемы, объединения и ЕЭС в целом. Оборудование, находящееся в оперативном ведении или управлении диспетчера соответствующего звена, не может быть выведено из работы или резерва, а также включено в работу без разрешения или указания диспетчера. Распоряжения административного руководства энергообъектов и энергосистем по вопросам, относящимся к компетенции диспетчеров, могут выполняться оперативным персоналом только с разрешения оперативного
дежурного высшего звена.
Высшее звено (ЦДУ ЕЭС) осуществляет круглосуточное оперативное руководство параллельной работой ОЭС и непрерывное регулирование режима ЕЭС. Среднее звено (ОДУ) ведет режим объединения и управляет параллельной работой энергосистем. Диспетчерская служба энергосистемы управляет режимом энергосистемы, обеспечивая согласованную работу всех входящих в нее энергетических объектов.
При работе ЭЭС в составе ОЭС в полной мере сохраняется ответственность энергосистем за использование мощности электростанций, обеспечение максимальной располагаемой мощности и расширение диапазона регулирования. При этом располагаемая мощность и регулировочные возможности определяются условиями покрытия нагрузок ОЭС с учетом пропускной способности межсистемных связей.
Основная ответственность за поддержание нормальной частоты возлагается на высшего оперативного руководителя ЕЭС-диспетчера ПДУ ЕЭС. Диспетчеры ОДУ и энергосистем обеспечивают поддержание заданных соответственно ЦДУ ЕЭС и ОДУ графиков перетоков мощности между ОЭС и энергосистемами, выполнение указаний по изменению перетоков в целях поддержания
нормальной частоты при изменении баланса мощностей. Ответственность за поддержание частоты разделяют также диспетчеры ОДУ и энергосистем в части обеспечения заданного вращающегося резерва мощности, а при автоматическом регулировании частоты и активной мощности – в части использования автоматических систем и устройств, привлекаемых к автоматическому регулированию и для поддержания требуемого регулировочного диапазона на электростанциях.
Управление режимом основных электрических сетей по напряжению осуществляется согласованными действиями персонала соответствующих ступеней диспетчерского управления. Диспетчеры
ЦДУ ЕЭС и ОДУ поддерживают уровни напряжения в соответствующих точках основной электрической сети, определенных инструкциями.
При временном дефиците мощности или электроэнергии в ЕЭС продолжительность ограничений нагрузки или электропотребления
устанавливается ЦДУ ЕЭС и согласовывается с руководством РАО «ЕЭС России»; распоряжения о вводе ограничений диспетчер ЦДУ
Дает диспетчерам ОДУ, а последние – диспетчерам энергосистем.
Высшее звено оперативного управления (ЦДУ ЕЭС) разрабатывает и утверждает основные инструкции по ведению режима и оперативному управлению, обязательные для оперативного персонала ОДУ и объектов, непосредственно подчиненных ЦДУ. Территориальные ОДУ по своим объединениям разрабатывают инструкции, находящиеся в соответствии с общими положениями инструкций
ЦДУ и служащие, в свою очередь, основой для разработки ЦДС местных инструкций, учитывающих особенности структуры и режима энергосистем.
Юрий МОРЖИН , заместитель генерального директора - директор филиала ОАО «НТЦ электроэнергетики» - ВНИИЭ;
Юрий ШАКАРЯН , заместитель генерального директора - научный руководитель ОАО «НТЦ электроэнергетики», научный руководитель ВНИИЭ;
Валерий ВОРОТНИЦКИЙ , заместитель директора филиала ОАО «НТЦ электроэнергетики» - ВНИИЭ по научной работе;
Николай НОВИКОВ , заместитель Научного руководителя ОАО «НТЦ Электроэнергетики»
Говоря о надежности, качестве и экологичности электроснабжения, мы в первую очередь должны иметь в виду разработку и развитие принципиально новых - инновационных технологий расчета, анализа, прогнозирования, нормирования и снижения потерь электроэнергии в электрических сетях, оперативного диспетчерского управления их режимами. Предлагаем материал, предоставленный филиалом ОАО «Научно-технический центр электроэнергетики» Научно-исследовательским институтом электроэнергетики (ВНИИЭ), в котором рассказывается о наиболее важных на сегодняшний день разработках института в данной области.
Совершенствование средств и систем расчета снижения потерь электроэнергии
Новые подходы к системе управления электроэнергетикой, к формированию тарифов на услуги по передаче электроэнергии, к системе нормирования и управления уровнем потерь электроэнергии требуют и соответствующего развития методов их расчета. Это развитие ведется сегодня в нескольких направлениях.
Точность расчетов технических потерь (РТП) электроэнергии предполагается повышать за счет более полного использования оперативной информации о коммутационном состоянии электрической сети (рис. 1), физических параметрах ее элементов, режимных данных о нагрузках, уровнях напряжений и т.п.
Необходим переход от детерминированных расчетов уровня потерь электроэнергии к вероятностным оценкам с заданной точностью и доверительными интервалами с последующей оценкой рисков при принятии решений об инвестировании денежных средств в снижение потерь.
Еще один вектор развития - применение принципиально новых интеллектуальных моделей учета множества неопределенных факторов, влияющих на величину фактических и технических потерь электроэнергии, на прогнозирование потерь. Одна из таких моделей основана на применении искусственных нейронных сетей, являющихся, по существу, одной из активно развивающихся областей технологий искусственного интеллекта.
Развитие автоматизированных информационно-измерительных систем коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ), автоматизированных систем технологического управления (АСТУ) электрическими сетями, графических и географических информационных систем (ГИС) создает реальные возможности для совершенствования программного обеспечения расчетов, анализа и нормирования потерь электроэнергии (ПО РП). В частности, в настоящее время назрела настоятельная необходимость в интеграции программно-технических комплексов (ПТК) и содержащихся в них баз данных АИИС КУЭ, АСТУ, ГИС и ПО РП для повышения точности, прозрачности и обоснованности расчетов режимов электрических сетей, балансов и потерь электроэнергии. Частично такая интеграция уже осуществлена. Дальнейшее ее развитие должно основываться на новых подходах к стандартизации информационных обменов между различными ПТК на единой информационной платформе, в том числе с использованием так называемых СИМ-моделей.
Как показывает практика, традиционные методы и средства снижения потерь электроэнергии не могут обеспечить поддержание уровня потерь на технико-экономически обоснованном уровне. Приближение к этому уровню становится все дороже и требует больших усилий. Необходимо применение принципиально новой техники и технологий передачи и распределения электроэнергии. В первую очередь это:
- Современные статические регулируемые устройства продольной и поперечной компенсации реактивной мощности.
- Устройства, основанные на применении высокотемпературной сверхпроводимости (ВТСП).
- Применение «умных» технологий в электрических сетях (Smart Grid технологий). Это позволяет за счет обеспечения электрических сетей средствами системного контроля и управления нагрузкой в темпе процесса не только осуществлять оперативный мониторинг потребления мощности и электроэнергии потребителей, но и управлять этой мощностью и электроэнергией в целях наиболее эффективного использования пропускной способности электрической сети в каждый момент времени. За счет такого управления обеспечивается также и оптимальный уровень потерь электроэнергии в сетях при допустимых значениях показателей качества электроэнергии.
По оценкам американского Совета по энергоэффективной экономике (АСЕЕЕ) к 2023 году использование Smart Grid технологий в сочетании с другими мерами по эффективному использованию энергоресурсов позволит сэкономить до 30% планируемых энергозатрат. То есть каждый третий киловатт-час можно будет получить не за счет расширения генерирующих мощностей, а благодаря распределению существующих энергоресурсов с помощью новых информационных технологий.
Величина фактических потерь электроэнергии в электрических сетях, за которую должны платить в настоящее время электросетевые организации, в значительной степени зависит от точности измерений электроэнергии, поступившей в электрическую сеть и отгруженной из электрической сети.
Практика внедрения современных АИИС КУЭ показывает, что эти достаточно дорогостоящие и распределенные в пространстве информационно-измерительные системы могут в процессе эксплуатации выходить из строя, терять точность измерений, вносить случайные существенные сбои в результаты измерений и т. п. Все это требует разработки и внедрения методов оценки достоверности измерений, выявления и локализации небалансов мощности и электроэнергии, внедрения принципиально новых средств измерения, в том числе оптических измерительных трансформаторов тока и напряжения .
На рисунке: скриншоты работы программы «РТП 3».
Интерактивное моделирование расчетов работы энергосистем
Динамическая модель ЭЭС реального времени. Она обеспечивает возможность моделирования ЭЭС большой размерности в ускоренном, замедленном и реальном масштабах времени. Модель применяется для: построения тренажеров-советчиков диспетчера по ведению режима, анализа установившихся и переходных режимов, анализа аварий, моделирования систем первичного и вторичного регулирования и противоаварийной автоматики (ПА). В модели ЭЭС учитываются электромеханические и длительные переходные процессы, системы регулирования частоты и активной мощности (АРЧМ). Выполняется расчет технических потерь электроэнергии и мощности (в том числе по классам напряжений и регионам) и других параметров режима. Впервые в России модель этого класса применяется для построения комплексных тренажеров-советчиков совместно с топологическим анализом полной коммутационной схемы энергообъединения.
В модели применяются достаточно точные алгоритмы моделирования переходных процессов по режиму «частота - активная мощность» (регуляторы скорости, промперегрев пара, котельная автоматика и т. д.). Регуляторы напряжений выполнены по двум возможным схемам: упрощенной (как регулируемый источник реактивной мощности, поддерживающий значение напряжения на заданном уровне) и уточненной (как система регулирования ЭДС синхронной машины с возможностью регулирования по отклонениям напряжения, частоты и их производных).
Модель обеспечивает слежение за текущим режимом энергообъектов на базе информации задачи оценивания состояния (ОС) и данных ОИК. Расчетная схема, полученная от задачи ОС, расширена (примерно в 2 раза) за счет использования нормативно-справочной и априорной информации, а также достоверных ТИ и ТС в ОИК.
В модели выполняется топологический анализ полной коммутационной схемы и выполняется ее информационное взаимодействие с режимной (расчетной) схемой энергообъектов. Это обеспечивает управление режимом модели путем включения/отключения коммутационных аппаратов, то есть привычным для оперативного персонала способом.
Управление моделью выполняется в интерактивном режиме пользователем, системами регулирования и ПА и сценариями развития аварий. Важной функцией модели является проверка нарушений и существования текущего режима по критерию N-1. Могут быть заданы наборы вариантов контроля по критерию N-1, предназначенные для разных режимов контролируемого энергообъединения. Программа позволяет сравнивать расчетный режим в модели ЭЭС с данными ОИК и выявлять ошибочные и недостающие данные режима.
Первоначально модель использовалась для построения режимных тренажеров реального времени, а в дальнейшем ее функции были расширены для анализа аварий, проверки алгоритмов идентификации энергосистем как объектов управления и других задач. Модель используется для режимной проработки заявок на вывод в ремонт оборудования, моделирования систем АРЧМ, информационной поддержки оперативного персонала ЭЭС и энергообъединений и как советчик диспетчера по ведению режима. На модели проведены исследования по распространению волны частоты и напряжения в реальных схемах большой размерности при больших возмущениях, а также на схемах цепочечной и кольцевой структуры. Разработана методика использования данных WAMS для достоверизации текущего режима по ОС и данным ОИК.
Отличие данной разработки от других - в возможности моделирования динамики энергообъектов большой размерности в реальном масштабе времени, циклического слежения за режимом по данным ОИК и задачи ОС, расширении расчетной схемы на 70-80% за счет учета шин подстанций, энергоблоков, реакторов и т. д.
На сегодняшний момент динамическая модель ЭЭС реального времени внедрена в СО ЕЭС, ФСК ЕЭС, ОДУ Центра, ОАО «Башкирэнерго».
Комплекс КАСКАД-НТ для отображения оперативной
информации на индивидуальных и коллективных средствах
(диспетчерских щитах и видеостенах)
Комплекс является средством формирования и отображения разнообразных экранных форм (схем, карт, таблиц, графиков, приборов и т. д.) на индивидуальных (дисплеях) и коллективных средствах. Предназначен для отображения информации ОИК и других программных комплексов в реальном времени как на индивидуальных (дисплеях), так и на коллективных (мозаичных диспетчерских щитах и видеостенах) средствах.
Система отображения оперативной информации на видеостенах реализована в СО ЕЭС, ОДУ Центра и ОАО «Башкирэнерго». В СО ЕЭС на видеостене 4 х 3 куба реализовано отображение обобщенной информации в графической и табличной формах, а также отображение схемы ЕЭС на финском мозаичном щите. В ОДУ Центра на видеостене средствами комплекса КАСКАД-НТ отображается информация системы поддержки диспетчерского персонала в виде оперативной схемы, схем на фоне карты местности и подробных схем подстанций.
Для ОАО «Башкирэнерго» в настоящее время комплекс применяется в тренажерном зале при отображении на видеостене 3 х 2 куба структурной и коммутационной схем и обобщенной информации в табличной форме. На малой структурной схеме имеется возможность раскрытия 5 основных подстанций ОАО «Башкирэнерго». На видеостене 8 х 4 куба диспетчерского зала с большой структурной схемой возможно раскрытие 62 подстанций и данными технологических задач. На большой видеостене имеется возможность выполнения топологического анализа и отображения полной коммутационной схемы энергообъединения.
Система КАСКАД-НТ открыта для интеграции с другими комплексами и построена как набор конструкторов, применяемый для построения систем отображения как разработчиками, так и пользователями. Эта особенность обеспечивает возможность поддержки и развития функционала системы отображения непосредственно пользователями и обслуживающим персоналом без привлечения разработчиков.
электросетевыми активами
В 2008 г. специалистами ВНИИЭ выполнен крупный проект - Программа реконструкции и развития Автоматизированной системы технологического управления (АСТУ) ОАО «МОЭСК». Необходимость внедрения этого проекта была связанас моральным и физическим износом материальной базы системы управления (по известным причинам общегосударственного характера), с учетом существенного изменения требований к диспетчерскому управлению при работе в условиях рынка, а также с учетом структурной реорганизации компании. Разработка направлена на решение поставленной в МОЭСК задачи построения качественной вертикали оперативно-диспетчерского управления, использующей в своей работе самые современные методы организации и технического обеспечения процесса управления.
Программа разработана совместно с ОАО «Энера» и при активном участии специалистов МОЭСК. Работа включает разделы по анализу существующего состояния АСТУ, по разработке основных технических требований к перспективной АСТУ, ее элементам и подсистемам, а также предложения по техническим решениям. В том числе с вариантами реконструкции и развития системы на основе технических средств ведущих отечественных и зарубежных производителей аппаратуры управления.
При разработке учтены и конкретизированы для условий компании основные положения существующих НТД в области автоматизации сетевого комплекса, которые предусматривают развитие централизованного технологического управления электрическими сетями, создание автоматизированных подстанций на основе единого комплекса современных технических средств, с интеграцией систем измерений, защиты, автоматики и управления оборудованием объектов электрических сетей.
В связи с большим количеством ПС и моральным и физическим износом основной массы средств телемеханики предусмотрена поэтапная автоматизация ПС, первым этапом которой является реконструкция ТМ, согласованная с реконструкцией и развитием системы связи, то есть формирование основы современной ССПИ, а вторым этапом - для части ПС - создание полномасштабных АСУ ТП.
Программой предусматривается обновление ПТК диспетчерских пунктов на основе принятой МОЭСК современной системы управления электрическими сетями (ENMAC GE), автоматизирующей операции контроля и диспетчерского управления, а также управления эксплуатацией сети при обслуживании оборудования и взаимодействии с потребителями электроэнергии.
Развитие системы связи ориентировано на полный переход на цифровые технологии передачи данных широким использованием, наряду с имеющейся ВЧ-связью, оптоволоконной техники и беспроводных средств связи.
Важное место уделяется созданию интеграционной платформы (ИП), поддерживающей единую информационную модель МЭК (СИМ-модель) и позволяющей подключить к общей информационной шине различные приложения, используя технологию WEB-Service. Совместно с ОАО «ЭЦН» и ООО «МОДУС» разработана и внедрена в опытную эксплуатацию в РСК «Кубаньэнерго» первая версия графической инструментальной системы создания ИП, к которой подключен ОИК КОТМИ.
Добавим, что ВНИИЭ разработаны следующие экспертные системы для применения в оперативном диспетчерском управлении: системы-советчики для годового планирования ремонтов сетевого оборудования; системы-советчики для режимной проработки оперативных ремонтных заявок; системы для анализа топологии в электрической сети с анализом нештатных ситуаций; системы-тренажеры по оперативным переключениям; инструментальная экспертная система МИМИР для энергетических применений; экспертная система ЭСОРЗ для проработки оперативных заявок (применение с СО-ЦДУ, ОДУ Центра, ОДУ Средней Волги); система анализа топологии электросети АНТОП (применение в ОДУ Урала); тренажерная система КОРВИН по оперативным переключениям (применение в районных энергосистемах).
В настоящее время разрабатывается система годового планирования ремонтов электросетевого оборудования (для СО-ЦДУ).
Весь комплекс работ ОАО «НТЦ электроэнергетики» по новым информационным технологиям дополняется актуальными технологическими задачами, часть которых будет завершена в ближайшее время и о чем мы надеемся рассказать на страницах журнала.
Согласно Федеральному закону «Об электроэнергетике» ОАО «ФСК ЕЭС» является ответственным за технологическое управление Единой национальной электрической сетью (ЕНЭС). При этом возникли вопросы чёткого разграничения функционала между ОАО «СО ЕЭС», осуществляющим единое диспетчерское управление объектами электроэнергетики, и сетевыми компаниями. Это привело к необходимости создания эффективной структуры оперативно-технологического управления объектами ОАО «ФСК ЕЭС», к задачам которой относятся в том числе:
обеспечение надёжного функционирования объектов ЕНЭС и выполнения заданных ОАО «СО ЕЭС» технологических режимов работы ЛЭП, оборудования и устройств объектов ЕНЭС;
обеспечение надлежащего качества и безопасности работ при эксплуатации объектов ЕНЭС;
создание единой системы подготовки оперативного персонала для выполнения функций ОТУ;
обеспечение технологической оснащённости и готовности оперативного персонала к выполнению диспетчерских команд (распоряжений) СО и команд (подтверждений) оперативного персонала ЦУС ФСК ЕЭС;
обеспечение снижения числа технологических нарушений, связанных с ошибочными действиями оперативного персонала;
во взаимодействии и по согласованию с ОАО «СО ЕЭС» участие в разработке и реализации программ развития ЕНЭС в целях повышения надёжности передачи электрической энергии, наблюдаемости и управляемости сети, обеспечения качества электрической энергии;
планирование мероприятий по ремонту, вводу в эксплуатацию, модернизации/реконструкции и техническому обслуживанию ЛЭП, электросетевого оборудования и устройств на предстоящий период;
разработка в соответствии с требованиями ОАО «СО ЕЭС», согласование и утверждение в установленном порядке графиков аварийного ограничения режима потребления электрической энергии и осуществление фактических действий по вводу аварийных ограничений по диспетчерской команде (распоряжению) ОАО «СО ЕЭС»;
выполнение заданий ОАО «СО ЕЭС» по подключению объектов электросетевого хозяйства ФСК и энергопринимающих установок потребителей электрической энергии под действие противоаварийной автоматики.
Для выполнения поставленных задач ОАО «ФСК ЕЭС» разработало и утвердило концепцию оперативно-технологического управления объектами ЕНЭС. В соответствии с данной концепцией создаётся четырёхуровневая организационная структура (с трёхуровневой системой управления): исполнительный аппарат, головной ЦУС МЭС, ЦУС ПМЭС и оперативный персонал подстанции.
Между соответствующими уровнями организационной структуры распределены следующие функции:
ИА ФСК - информационно-аналитические;
головной ЦУС МЭС - информационно-аналитические и неоперационные;
ЦУС ПМЭС - неоперационные и операционные;
персонал подстанций - операционные.
При этом к неоперационным функциям относят такие задачи, как контроль и мониторинг состояния сети. Принятие центрами управления сетями операционных функций, связанных с отдачей команд на производство переключений, требует высокой квалификации оперативного персонала, а также соответствующего технического оснащения ЦУС.
В целях повышения экономичности и надёжности передачи и распределения электроэнергии и мощности за счёт автоматизации процессов оперативно-технологического управления на базе современных информационных технологий центры управления сетями ОАО «ФСК ЕЭС» оснащаются программно-техническими комплексами (ПТК), позволяющими автоматизировать такие процессы, как мониторинг режимов оборудования, производство переключений в строгом соответствии с утверждённой программой и другие. Таким образом, за счёт автоматизации ОТУ существенно повышается надёжность работы электрических сетей, снижается аварийность за счёт исключения ошибок оперативного персонала, минимизируется количество необходимого оперативного персонала.
Стоит отметить, что технической политикой ОАО «ФСК ЕЭС» при новом строительстве и реконструкции предусматривается:
обеспечение энергетической безопасности и устойчивого развития России;
обеспечение требуемых показателей надёжности предоставляемых услуг по передаче электроэнергии;
обеспечение свободного функционирования рынка электроэнергии;
повышение эффективности функционирования и развития ЕНЭС;
обеспечение безопасности производственного персонала;
сокращение влияния ЕНЭС на экологию;
наряду с использованием новых типов оборудования и систем управления обеспечение подготовки ПС для работы без постоянного обслуживающего персонала.
В настоящее время схемы первичных электрических соединений действующих ПС ориентированы на оборудование, требующее учащённого технического обслуживания, поэтому предусматривают избыточные по современным критериям соотношения числа коммутационных аппаратов и присоединений. Это является причиной значительного количества серьёзных технологических нарушений по вине оперативного персонала.
Сейчас автоматизация технологических процессов выполнена на 79 ПС ЕНЭС, в стадии выполнения находятся ещё 42 ПС. Поэтому основная схема организации эксплуатации ориентирована прежде всего на круглосуточное пребывание на них обслуживающего (оперативного) персонала, контролирующего состояние объекта и выполняющего оперативные переключения.
Оперативное обслуживание ПС ЕНЭС включает:
мониторинг состояния ЕНЭС - контроль состояния оборудования, анализ оперативной обстановки на объектах ЕНЭС;
организацию оперативных действий по локализации технологических нарушений и восстановлению режимов ЕНЭС;
организацию оперативного обслуживания ПС, производство оперативных переключений, режимное и схемное обеспечение безопасного производства ремонтно-эксплуатационных работ в электрических сетях, относящихся к ЕНЭС;
выполнение оперативным персоналом операционных функций по производству переключений в ЕНЭС.
Планирование и организация:
планирование ремонтов осуществлять согласно графикам планово-предупредительных ремонтов с определением объёмов работ на основе оценки технического состояния, с использованием современных методов и средств диагностики, в т.ч. без вывода оборудования из работы;
проведение комплексного обследования и технического освидетельствования оборудования, выработавшего свой нормативный срок службы, для продления срока эксплуатации;
разработка предложений по модернизации, замене оборудования, совершенствованию проектных решений;
оптимизация финансирования работ по эксплуатации, техническому обслуживанию и ремонтам путём определения объёмов ремонтных работ на основании фактического состояния;
снижение издержек и потерь;
совершенствование организационных структур управления и обслуживания;
организация профессиональной подготовки, переподготовки и повышения квалификации в соответствии со стандартом СОПП-1-2005;
анализ параметров и показателей технического состояния оборудования, зданий и сооружений до и после ремонта по результатам диагностики;
оптимизация аварийного резерва оборудования и элементов ВЛ;
решение технических проблем при эксплуатации и строительстве оформляется в виде информационных писем, оперативных указаний, циркуляров, технических решений со статусом обязательности исполнения, приказов, распоряжений, решений совещаний и других управленческих решений.
Мониторинг и управление надёжностью ЕНЭС:
организация контроля и анализа аварийности оборудования;
оценка и контроль надёжности электроснабжения;
создание соответствующей информационной базы.
СОЗДАНИЕ ПОЛНОСТЬЮ АВТОМАТИЗИРОВАННЫХ ПОДСТАНЦИЙ
БЕЗ ОБСЛУЖИВАЮЩЕГО ПЕРСОНАЛА.
ЦИФРОВЫЕ ПОДСТАНЦИИ
Для исключения зависимости безаварийной работы сетевой компании от квалификации, тренированности и концентрации внимания оперативного и релейного персонала целесообразно распространение имеющей место длительное время автоматизации технологических процессов - релейная зашита, технологическая автоматика (АПВ, АВР, РПН, АОТ и др.), противоаварийная автоматика - на производство оперативных переключений. Для этого прежде всего требуется значительно повысить наблюдаемость технических параметров, обеспечить контроль, достоверизацию положения, эффективную оперативную блокировку коммутационных аппаратов, автоматизацию управляющих воздействий. Применяемое силовое оборудование должно быть адаптировано к новейшим системам управления, защиты и мониторинга.
При внедрении микропроцессорных устройств предпочтение должно отдаваться устройствам, предназначенным для работы в составе автоматизированных систем. Автономные устройства необходимо применять только в случае отсутствия системных аналогов. В связи с этим на объектах ОАО «ФСК ЕЭС» в централизованном порядке должны быть исключены возможности применения микропроцессорных устройств с закрытыми протоколами обмена, устройств, не поддерживающих работу в стандарте единого времени.
Архитектура и функциональность автоматизированной системы управления технологическими процессами подстанции (АСУ ТП ПС) как интегратора всех функциональных систем ПС определяется уровнем развития техники, предназначенной для сбора и обработки информации на ПС для выдачи управляющих решений и воздействий. Со времени начала разработок в отечественной электроэнергетике проектов АСУ ТП ПС произошло существенное развитие аппаратных и программных средств систем управления для применения на электрических подстанциях. Появились высоковольтные цифровые измерительные трансформаторы тока и напряжения; разрабатывается первичное и вторичное электросетевое оборудование со встроенными коммуникационными портами, производятся микропроцессорные контроллеры, оснащённые инструментальными средствами разработки, на базе которых возможно создание надёжного программно-аппаратного комплекса ПС, принят международный стандарт МЭК 61850, регламентирующий представление данных о ПС как объекте автоматизации, а также протоколы цифрового обмена данными между микропроцессорными интеллектуальными электронными устройствами ПС, включая устройства контроля и управления, релейной защиты и автоматики (РЗА), противоаварийной автоматики (ПА), телемеханики, счётчики электроэнергии, силовое оборудование, измерительные трансформаторы тока и напряжения, коммутационное оборудование и т.д.
Всё это создаёт предпосылки для построения подстанции нового поколения - цифровой подстанции (ЦПС).
Под этим термином понимается ПС с применением интегрированных цифровых систем измерения, релейной защиты, управления высоковольтным оборудованием, оптических трансформаторов тока и напряжения и цифровых схем управления, встроенных в коммутационную аппаратуру, работающих на едином стандартном протоколе обмена информацией - МЭК 61850.
Внедрение технологий ЦПС даёт преимущества по сравнению с традиционными ПС на всех этапах реализации и эксплуатации объекта.
Этап «Проектирование»:
упрощение проектирования кабельных связей и систем;
передача данных без искажений на практически неограниченные расстояния;
сокращение количества единиц оборудования;
неограниченное количество получателей данных. Распределение информации осуществляется средствами сетей Ethernet, что позволяет передавать данные от одного источника любому устройству на подстанции либо за её пределами;
сокращение времени по взаимоувязке отдельных подсистем за счёт высокой степени стандартизации;
снижение трудоёмкости метрологических разделов проектов;
единство измерений. Измерения выполняются одним высокоточным измерительным прибором. Получатели измерений получают одинаковые данные из одного источника. Все измерительные приборы включены в единую систему синхронизации тактирования;
возможность создания типовых решений для объектов разной топологической конфигурации и протяжённости;
возможность предварительного моделирования системы в целом для определения «узких» мест и нестыковок в различных режимах работы;
снижение трудоёмкости перепроектирования в случае внесения изменений и дополнений в проект.
Этап «Строительно-монтажные работы»:
сокращение наиболее трудоёмких и нетехнологичных видов монтажных и пусконаладочных работ, связанных с прокладкой и тестированием вторичных цепей;
более тщательное и всестороннее тестирование системы благодаря широким возможностям по созданию различных поведенческих сценариев и их моделированию в цифровом виде;
сокращение расходов на непроизводительные перемещения персонала за счёт возможности централизованной настройки и контроля параметров работ;
снижение стоимости кабельной системы. Цифровые вторичные цепи позволяют осуществлять мультиплексирование сигналов, что предполагает двухстороннюю передачу через один кабель большого количества сигналов от разных устройств. К распределительным устройствам достаточно проложить один оптический магистральный кабель вместо десятков, а то и сотен аналоговых медных цепей.
Этап «Эксплуатация»:
всеобъемлющая система диагностики, охватывающая не только интеллектуальные устройства, но и пассивные измерительные преобразователи и их вторичные цепи, позволяет в более короткие сроки устанавливать место и причину отказов, а также выявлять предотказные состояния;
контроль целостности линий. Цифровая линия постоянно контролируется, даже если по ней не передаётся значимая информация;
защита от электромагнитных помех. Использование волоконно-оптических кабелей обеспечивает полную защиту от электромагнитных помех в каналах передачи данных;
простота обслуживания и эксплуатации. Перекоммутация цифровых цепей выполняется значительно проще, чем перекоммутация аналоговых цепей;
сокращение сроков ремонта из-за широкого предложения на рынке устройств различных производителей, совместимых между собой (принцип интероперабельности);
переход на событийный метод обслуживания оборудования за счёт абсолютной наблюдаемости технологических процессов позволяет сократить затраты на эксплуатацию;
поддержка проектных (расчётных) параметров и характеристик в процессе эксплуатации требует меньших затрат;
развитие и доработка системы автоматизации требует меньших расходов (неограниченность в количестве приёмников информации), чем при традиционных подходах.
В качестве пилотных объектов по созданию ЦУС с операционными функциями в ОАО «ФСК ЕЭС» были приняты Кузбасский и Приокский ЦУС.
Кузбасский ЦУС стал первым центром управления сетями, реализованным в рамках программы ОАО «ФСК ЕЭС» по созданию ЦУС с операционными функциями. В рамках создания инновационного ЦУС для обеспечения непрерывного оперативно-технологического управления и диспетчеризации центр оснащён современными программно-техническими комплексами, установлена видеостена для отображения схемы сетей, установлено программное обеспечение, позволяющее в оперативном режиме полностью отображать состояние выбранного диспетчером энергообъекта, получать информацию об отключениях, производимых ремонтных и профилактических мероприятиях вплоть до имён работающих на объекте монтёров. Кроме того, оборудование позволяет диспетчерам ЦУС перехватить в случае нештатной ситуации управление удалёнными объектами и в кратчайшее время принять решение для снижения времени восстановления нормальной работы оборудования.
Приокский ЦУС также создан с применением новейших технологий. Среди используемого здесь оборудования - видеостена отображения информации, состоящая из пятидесятидюймовых проекционных модулей и резервируемого высокопроизводительного видеоконтроллера, оперативно-информационный комплекс контроля режимов электрической сети и состояния коммутационных аппаратов подстанций, позволяющий оперативному персоналу ЦУС отслеживать работу оборудования и управлять им в режиме реального времени, новейшая система спутниковой связи, системы гарантированного электропитания и автоматического пожаротушения.
Владимир Пелымский, заместитель главного инженера - руководитель ситуационного аналитического центра ОАО «ФСК ЕЭС», Владимир Воронин, начальник, Дмитрий Кравец, начальник отдела, Магомед Гаджиев, ведущий эксперт Службы электрических режимов ОАО «ФСК ЕЭС»
