Su edad se estima entre cinco y diez años, y estos complejos ya están obsoletos. Sobre lo que viene para reemplazarlos, hablamos con director de la sucursal de Moscú de JSC "Monitor Electric" Sergey Silkov.
- Sergey Valeryevich, ahora Monitor Electric es una empresa importante para el desarrollo y creación de sistemas técnicos de software para centros de control de despacho en la industria de energía eléctrica. ¿Dónde comenzó todo?
– Quizás deberíamos comenzar desde 2003, cuando lanzamos el complejo de información operativa SK-2003: era un producto de software real, y todavía está en funcionamiento en algunos centros. Le siguió un modelo más avanzado: SK-2007. Tuvo bastante éxito, y hay clientes que aún hoy lo compran.
La creación al mismo tiempo del diario operativo electrónico "eZh-2" fue un evento verdaderamente revolucionario, que hizo posible reemplazar los aparentemente eternos documentos de despacho "en papel". Su uso le permite ingresar y organizar rápidamente información operativa sobre varios eventos, asegurando su división en categorías y manteniendo dependencias. Muy popular y, me atrevo a decirlo, prácticamente la mejor de su tipo, se ha convertido en la revista sobre la marcha estándar de la industria.
También hemos creado un modo simulador de despachador dinámico (RTD) "Finist", que permite simular casi cualquier evento en los sistemas de energía, lo que le permite capacitar al personal de despacho operativo.
Estos tres productos se han convertido en la base para la producción industrial de sistemas de software en la empresa.
Finalmente, ahora estamos promoviendo activamente nuestro sistema de próxima generación, el SK-11, que tardó ocho años en desarrollarse.
– El sistema SK-11 es su principal producto. En resumen, ¿cuál es su ventaja?
– SK-11 se basa en una plataforma de tecnología de la información de alto rendimiento. Este es un sistema para mantener el modelo de información del objeto de control, escribir/leer datos, almacenar el modelo de información, organizar el acceso para las aplicaciones del usuario. Gracias a la arquitectura innovadora de la plataforma SK-11, logra características de procesamiento de datos de telemetría súper rápidas (hasta 5 millones de cambios de parámetros por segundo), trabaja con modelos de red eléctrica a gran escala, una gran cantidad de usuarios y más.
Varias aplicaciones están conectadas a la plataforma a pedido y capacidades de los clientes. Hoy en día hay más de cincuenta de ellos. Se trata de aplicaciones SCADA/EMS/DMS/OMS/DTS para diversos servicios de empresas de energía que participan en la gestión operativa, la planificación de reparaciones y el desarrollo de redes, y la formación del personal de despacho. Debido a la modularidad de la arquitectura en el sistema, a medida que se domina, las oportunidades financieras cambian, ya en el curso de la operación, los componentes de usuario simplemente se agregan o cambian.
La segunda ventaja importante de nuestro sistema es que, a diferencia de los sistemas de información de generaciones anteriores basados en señales de control remoto, el modelo de información SK-11 incluye absolutamente todos los equipos del sistema de potencia. Este enfoque permite aumentar la composición de problemas que antes no tenían solución. A modo de ejemplo, nuestro sistema modela a los consumidores y, dado que los consumidores también forman parte del modelo de información, podemos implementar la tarea de gestionar eficazmente las interrupciones. La simulación de equipos y consumidores no telemecanizados reduce el tiempo de búsqueda de un elemento averiado, genera automáticamente un programa de acciones para el personal operativo y agiliza el proceso de restauración del suministro eléctrico.
También observo que estamos modelando una red de cualquier voltaje, hasta una red de 0,4 kilovoltios.
– ¿Hasta qué punto las empresas de redes nacionales confían en los desarrolladores rusos de tales sistemas?
- Hay, en mi opinión, una política muy competente y equilibrada para el desarrollo de esta dirección. En primer lugar, Rosseti tiene un documento que define la política de sustitución de importaciones. Cumple con los requisitos del gobierno ruso: no se debe utilizar ningún software extranjero para la gestión de redes eléctricas.
Además, Rosseti tiene sus propios procedimientos de certificación estandarizados, y todo lo que hacen los desarrolladores se verifica para cumplir con los estándares de Rosseti.
Solo después de esto, se emite la conclusión de la comisión de certificación sobre la posibilidad de usar este producto para la gestión de la red, y solo si hay una conclusión positiva de la comisión de certificación de PJSC Rosseti, se puede usar uno u otro producto de software.
Hasta la fecha, solo Monitor Electric tiene tal conclusión.
– ¿Las empresas de redes rusas realmente necesitan tales sistemas, o es una cuestión de decretos y regulaciones de los organismos reguladores?
– La dirección de las empresas de la red está en constante desarrollo del sistema de gestión operacional, tecnológica y situacional (OTiSU). Tienen programas de inversión dentro de los cuales trabajan.
Naturalmente, siempre estamos en contacto constante con ellos. Estamos invitados a discutir tareas, considerar el conjunto necesario de funciones de sistemas automáticos y, lo más importante, implementar. Periódicamente se realizan congresos, consejos científicos y técnicos. Por ejemplo, en julio participamos en el Consejo Científico y Técnico del IDGC de Siberia. En septiembre participaremos en la conferencia de IDGC del Sur. Entonces, en resumen, la gerencia de PJSC Rosseti y las subsidiarias de las empresas de la red está planificando muy activamente actividades de inversión para modernizar los sistemas de S y SO.
El Ministerio de Energía de la Federación Rusa y Rosseti llevan a cabo un intenso trabajo de investigación, investigación y desarrollo en esta dirección. Por ejemplo, nuestra empresa Monitor Electric participa en varios proyectos piloto en el marco de la Iniciativa Tecnológica Nacional EnergyNET. En primer lugar, este es el proyecto Zona de Distribución Digital, donde trabajamos con Yantarenergo. Junto con nuestros colegas de Kaliningrado, estamos desarrollando tecnologías de distribución digital, incluidos los problemas de integración del complejo de software de control tecnológico y operativo con una serie de sistemas relacionados. Por ejemplo, ahora que hemos resuelto el problema de integrar GIS y APCS, el siguiente paso es la integración de APCS y sistemas de contabilidad. Estas son tareas extremadamente complejas que aún no se han resuelto en el sector energético ruso.
El segundo proyecto es el desarrollo de un conjunto de herramientas para la planificación a largo plazo del desarrollo de redes. Ha sido creado, probado en la práctica, y al final del año tendremos que informar a la dirección de NTI sobre la implementación del proyecto.
– Me familiaricé con la geografía de implementación de sus sistemas. ¡Resulta que puedes encontrar tus sistemas en toda Rusia!
- Y no solo. Si hablamos de proyectos recientes, hemos implementado SK-11, y casi en un modo completamente funcional, en IDGC de los Urales, en sus SDC: la Compañía de red eléctrica de Ekaterimburgo. Este es probablemente uno de nuestros clientes más respetados. Hay un nivel muy alto de capacitación del personal y la gerencia, pasaron por todas las etapas con bastante rapidez y ahora el complejo se usa activamente allí. Hemos implementado SK-11 en Yantarenergo, incluye un interesante subsistema que calcula los indicadores técnicos de la red eléctrica de la ciudad sobre un modelo de desarrollo con un horizonte de cuatro años. En total, durante los últimos tres años, ha habido unas diez implementaciones de nuestros sistemas. Sí, se presentan en toda Rusia en diferentes compañías y en configuraciones completamente diferentes.
- Pero dijiste que no solo en ella...
- Exactamente. Por ejemplo, tres empresas que capacitan a controladores de tránsito aéreo en los EE. UU. han comprado nuestro simulador de software Finist y, con su ayuda, se han capacitado más de 1000 controladores de tránsito aéreo.
El Departamento de Envío Unido de la República de Bielorrusia también trabaja en nuestro complejo SK-2007. Por cierto, ahora también estamos negociando con ellos la transición al SK-11.
Nuestro complejo trabaja en las redes urbanas de Tbilisi. Nos llamaron al proyecto después de algunas dificultades con un proveedor conocido, e implementamos con éxito nuestros productos en su centro de control. Existe una experiencia exitosa en Kazajstán, en el sistema de gestión del suministro de energía de Alma-Ata (empresa AZhK). Recibimos comentarios positivos de nuestros colegas kazajos y ahora estamos negociando con varias empresas de energía en la República de Kazajstán, donde hemos sido elegidos como proveedores de soluciones de TI.
– Usted destacó el proyecto con Yantarenergo, donde están construyendo redes inteligentes en conjunto. Dinos más sobre eso.
– A principios de año, completamos todos los procedimientos técnicos para completar la primera etapa de implementación en el ámbito del sistema SCADA (sistema automático de control y recolección de información) y el complejo de diarios electrónicos. Ahora estamos haciendo un trabajo conjunto muy intenso para afinar lo que se ha hecho y estamos preparando los documentos para el despliegue de la segunda etapa. En esta etapa, se implementarán las funciones de cálculo y análisis, lo que le permitirá realizar todo un conjunto de operaciones tecnológicas para una gestión de red verdaderamente inteligente.
- En relación con la charla sobre la necesidad de cambiar a redes inteligentes en todas partes de Rusia, ¿qué tan difícil será replicar esta experiencia en otras redes?
- Por supuesto, en todas partes tiene sus propios detalles. En casi todas las implementaciones, nos enfrentamos a la necesidad de adaptar nuestro complejo al entorno de información existente, representado por los medios de varios desarrolladores, incluidos los extranjeros. Todo es diferente para todos, y esto, por supuesto, no es muy bueno para nosotros como fabricante y portador de una ideología técnica bastante moderna. Pero todavía creemos mucho en el papel regulador de Rosseti, que ahora está prestando mucha atención a la estandarización de los sistemas.
Por otro lado, esta diversidad se convierte en nuestra ventaja competitiva. Incluso ante las empresas extranjeras, que se resisten a rehacer sus sistemas, por ejemplo, la interfaz de usuario. En cuanto a nosotros, esto es lo primero con lo que comenzamos.
Después de todo, todos tienen su propia opinión y sus propios estándares con respecto a cómo y dónde se debe mostrar la información a los usuarios: despachadores, especialistas en servicios operativos, gerentes. Es una tarea muy difícil mostrar una gran variedad de información en una pared de video, porque la tarea principal del despachador es ver la imagen completa como un todo. Finalmente, todavía hay un momento muy difícil de ergonomía, y cada despachador también tiene su propia idea de ello. Entonces, el proceso del llamado balanceo de circuitos es muy complicado y puede llevar de 4 a 6 meses.
En cuanto a nosotros, solucionamos con éxito estos problemas utilizando nuestro propio subsistema de gráficos. Esto es lo que hacemos en la sucursal de Voronezh, hay un equipo muy fuerte que tiene una vasta experiencia y posee los medios y métodos más modernos para mostrar información, gracias a los cuales todas las tareas se resuelven de manera rápida y eficiente. Puede sonar un poco atrevido, pero muchos de nuestros usuarios dicen que nuestros circuitos son los más hermosos del mundo.
Entonces, este es solo un punto, pero hay otras diferencias puramente técnicas. Pero esa es la ventaja de nuestro sistema. Gracias a muchos años de experiencia y la modularidad de los complejos que creamos, el desarrollo técnico de los sistemas de información de los centros de control nunca se detiene. Comenzamos con una configuración simple para cualquier red y, a medida que la dominamos, mejoramos y desarrollamos sin interrumpir la operación a nivel mundial.
- ¿Tienes un sueño?
- Bueno, por supuesto, en unos años tendremos un despachador de robots, y luego, como un conductor de un vehículo no tripulado ... Los especialistas experimentados pasarán de turno y participarán en una planificación profunda y un trabajo analítico, mejorando la arquitectura de la red. y desarrollando nuevos componentes "inteligentes".
El sistema de energía es una red única que consta de fuentes de energía eléctrica: centrales eléctricas, redes eléctricas y subestaciones que convierten y distribuyen la electricidad generada. Para gestionar todos los procesos de producción, transmisión y distribución de energía eléctrica, existe sistema de control de despacho operativo.
Puede incluir varias empresas de diferentes formas de propiedad. Cada una de las empresas de energía eléctrica cuenta con un servicio de control de despacho operativo independiente.
Todos los servicios de las empresas individuales se gestionan sistema central de despacho. Según el tamaño del sistema de energía, el sistema de despacho central se puede dividir en sistemas separados por regiones del país.
Los sistemas de energía de los países vecinos se pueden encender para una operación síncrona paralela. Central sistema de despacho (CDS) lleva a cabo el control del despacho operativo de las redes eléctricas interestatales, a través de las cuales se realizan los flujos de energía entre los sistemas energéticos de los países vecinos.
Tareas de control de despacho operativo del sistema eléctrico:
mantener un equilibrio entre la cantidad de energía producida y consumida en el sistema energético;
confiabilidad del suministro de energía a las empresas proveedoras de redes principales de 220-750 kV;
operación síncrona de centrales eléctricas dentro del sistema eléctrico;
sincronismo de la operación del sistema energético del país con los sistemas energéticos de los países vecinos, con los cuales existe una conexión entre líneas eléctricas interestatales.
De lo anterior se desprende que el sistema de control de despacho operativo del sistema energético prevé tareas claves en el sistema energético, cuya implementación depende de la seguridad energética del país.
Características de la organización del proceso de control de despacho operativo del sistema eléctrico.
Organización del proceso control de despacho operativo (ODU) en el sector de la energía se lleva a cabo de forma que se asegure la distribución de las distintas funciones en varios niveles. Cada nivel está subordinado al anterior.
Por ejemplo, el nivel más inicial: el personal operativo y técnico, que realiza operaciones directamente con equipos en varios puntos del sistema de energía, está subordinado al personal operativo superior: el despachador de turno de la unidad empresarial de suministro de energía, a la que el eléctrico se asigna la instalación. El despachador de turno de la unidad, a su vez, informa al servicio de despacho de la empresa, etc. hasta el sistema de despacho central del país.
El proceso de administración del sistema de energía está organizado de tal manera que se asegure el monitoreo y control continuos de todos los componentes del sistema de energía integrado.
Para garantizar las condiciones normales de operación tanto para las secciones individuales del sistema de energía como para el sistema de energía en su conjunto, se desarrollan modos (esquemas) especiales para cada instalación, que deben proporcionarse según el modo de operación de una sección particular de la red eléctrica. (modos normal, reparación, emergencia).
Para garantizar el cumplimiento de las tareas principales de la ODE en el sistema eléctrico, además de la gestión operativa, existe tal cosa como gestión operativa. Todas las operaciones con equipos en una sección particular del sistema de energía se llevan a cabo bajo el mando de personal operativo superior; esto es proceso de gestión operativa.
La realización de operaciones con equipos afecta en cierta medida la operación de otros objetos del sistema de energía (cambios en la energía consumida o generada, confiabilidad reducida de la fuente de alimentación, cambios en los valores de voltaje). En consecuencia, tales operaciones deben ser acordadas previamente, es decir, deben realizarse con el permiso del despachador que realiza el mantenimiento operativo de estos objetos.
Es decir, el despachador está a cargo de todos los equipos, secciones de la red eléctrica, cuyo modo de operación puede cambiar como resultado de operaciones en los equipos de las instalaciones adyacentes.
Por ejemplo, la línea conecta dos subestaciones A y B, mientras que la subestación B recibe energía de A. La línea es desconectada de la subestación A por personal operativo al mando del despachador de esta subestación. Pero la desconexión de esta línea debe realizarse únicamente de acuerdo con el despachador de la subestación B, ya que esta línea está bajo su control operativo.
De este modo, con la ayuda de dos categorías principales: gestión operativa y mantenimiento operativo, se lleva a cabo la organización del control de despacho operativo del sistema de energía y sus secciones individuales.
Para organizar el proceso ODU, se desarrollan y coordinan entre sí instrucciones, instrucciones y documentación diversa para cada unidad individual de acuerdo con el nivel al que pertenece este o aquel servicio operativo. Cada nivel del sistema ODU tiene su propia lista individual de documentación requerida.
El control tecnológico de despacho debe organizarse de acuerdo con una estructura jerárquica, previendo la distribución de funciones de control tecnológico entre niveles, así como la subordinación estricta de los niveles inferiores de control a los superiores.
Todos los órganos supervisores de control tecnológico, independientemente de la forma de propiedad del ente relevante del mercado que forme parte del sistema energético (IPS, UES), deben obedecer las órdenes (instrucciones) del despachador tecnológico superior.
Hay dos categorías de subordinación operativa:
gestión operativa y gestión operativa.
El control operativo del despachador correspondiente debe incluir equipos y controles de potencia, cuyas operaciones requieren la coordinación de las acciones del personal de despacho subordinado y la ejecución coordinada de operaciones en varios objetos de diferente subordinación operativa.
El control operativo del despachador debe ser el poder
equipos y controles, cuya condición y modo
afectar el modo de operación del sistema de potencia correspondiente (IPS, UES). Operaciones con tales equipos y controles.
debe llevarse a cabo con el permiso del despachador correspondiente.
Las normas y reglamentos vigentes establecen que
que todos los elementos de la EPS (equipos, aparatos, dispositivos de automatización y controles) estén bajo el control operativo y la gestión de los despachadores y personal de servicio superior en los diferentes niveles de gestión.
El término control operativo denota el tipo de subordinación operativa, cuando las operaciones con uno u otro equipo de la EPS se realizan únicamente por orden del despachador correspondiente (personal de turno superior) que maneja este equipo. El control operativo del despachador es el equipo, cuyas operaciones requieren la coordinación de las acciones del personal operativo subordinado.
El término gestión operativa se refiere al tipo de gestión operativa
subordinación, si las operaciones con uno u otro equipo EPS
se llevan a cabo con el conocimiento (con permiso) del despachador correspondiente en cuya jurisdicción se encuentra este equipo.
Se prevé el mantenimiento operativo de dos niveles. El nivel 1 está a cargo de los equipos, cuyas operaciones se realizan por acuerdo o con notificación de un despachador de nivel superior o un despachador del mismo nivel.
El control operativo de nivel II incluye equipos cuya condición u operaciones afectan
modo de operación de una cierta parte de la red eléctrica. Operaciones con
estos equipos se realizan de acuerdo con los más altos
por el controlador y notificando a los controladores interesados.
Cada elemento de la EPS puede estar bajo el control operativo del despachador no solo de una etapa, sino también bajo la autoridad de varias
despachadores de uno o diferentes niveles de control. La división de equipamiento, automatización y control entre los niveles de la jerarquía territorial por tipos de gestión caracteriza no sólo la distribución de funciones de gestión entre los niveles de la jerarquía territorial en el nivel temporal de gestión operativa, sino que determina en gran medida la distribución de funciones en otros niveles temporales.
Junto a ello, en la gestión operativa, y en algunos casos en la planificación de regímenes, se prevé que una de las subdivisiones, en una determinada gama de temas, esté subordinada a otra, ubicada en el mismo nivel de gestión. si, despachador
a uno de los sistemas de energía se le puede confiar la gestión operativa de la línea de transmisión de energía que conecta este sistema de energía con el vecino. Así, la descarga del despachador de ODU se organiza transfiriendo a los despachadores del sistema de energía algunas de las funciones que se pueden realizar en este nivel.
Todos los equipos de la EPS que aseguran la producción y distribución de energía eléctrica están bajo el control operativo del despachador de turno del sistema eléctrico o del personal operativo directamente subordinado a él (supervisores de turno de centrales eléctricas; despachadores de redes eléctricas y térmicas, personal de turno de subestaciones ( PD), etc.). Listas de equipos en funcionamiento
administración y mantenimiento, son aprobados por los despachadores jefes de la CDU
UES de Rusia, ODU de UES y CDS de sistemas de energía, respectivamente. 
El control operativo del despachador del sistema de potencia es el equipo principal, cuya operación requiere
coordinación de acciones del personal de servicio de empresas eléctricas (instalaciones eléctricas) o cambios coordinados en la protección y automatización de relés
varios objetos
La gestión operativa de las instalaciones de energía que desempeñen un papel particularmente importante en la asociación o en la UES, por excepción, podrá encomendarse no al despachador del sistema eléctrico, sino al despachador de la ODU o de la CDU de la UES.
Bajo la jurisdicción operativa del despachador de turno de la ODU se encuentran
energía operativa total y reserva de energía de los sistemas de energía, plantas de energía y unidades de alta capacidad, comunicaciones entre sistemas y objetos de las redes principales que afectan el modo IPS. En funcionamiento
el control del despachador de ODU se transfiere al equipo, las operaciones con
que requieren la coordinación de las acciones de los despachadores de turno
sistemas de poder.
El despachador de turno de la UES CDU, máximo responsable operativo de la UES, tiene a su cargo la capacidad operativa total y reserva de energía de la UES, las conexiones eléctricas entre las asociaciones, así como las conexiones más importantes dentro de la UES e instalaciones. , cuyo modo afecta decisivamente al modo de la UES.
En la gestión operativa del despachador de la CDU UES se encuentran los principales enlaces entre el IPS y algunos objetos de importancia en todo el sistema.
El principio de subordinación operativa se aplica no solo a los equipos y aparatos principales, sino también a la protección de relés de las instalaciones relevantes, automatización lineal y de emergencia, medios y sistemas para el control automático del modo normal, así como herramientas de control tecnológico y de despacho. utilizado por el personal operativo.
Los despachadores de turno de AO-energos, ODU y CDU de la UES son los máximos gestores operativos del sistema energético, de la asociación y de la UES en su conjunto, respectivamente. Los equipos que estén bajo el control operativo o control del despachador del enlace correspondiente no podrán ser puestos fuera de operación o en reserva, y tampoco puestos en operación sin el permiso o instrucción del despachador. Las órdenes de la gestión administrativa de las instalaciones eléctricas y los sistemas eléctricos sobre cuestiones de competencia de los despachadores pueden ser realizadas por personal operativo solo con el permiso del operador operativo.
oficial superior de turno.
El nivel superior (CDU UES) proporciona gestión operativa las 24 horas del día del funcionamiento paralelo del UES y la regulación continua del modo UES. El enlace medio (MDL) lidera el modo de combinación y gestiona el funcionamiento en paralelo de los sistemas de potencia. El servicio de despacho del sistema eléctrico gestiona el modo del sistema eléctrico, asegurando la operación coordinada de todas sus instalaciones energéticas.
Durante la operación de la EPS como parte del IPS, se preserva plenamente la responsabilidad de los sistemas energéticos por el uso de la potencia de las centrales, asegurando la máxima potencia disponible y ampliando el rango de regulación. Al mismo tiempo, la potencia disponible y las capacidades de ajuste están determinadas por las condiciones para cubrir las cargas del IPS, teniendo en cuenta el rendimiento de las comunicaciones entre sistemas.
La responsabilidad principal de mantener la frecuencia normal recae en el gerente operativo superior de la UES, el despachador del control remoto de la UES. Los despachadores de las ODS y de los sistemas de potencia aseguran el mantenimiento de los cronogramas de flujos de potencia entre la UES y los sistemas de potencia establecidos respectivamente por la CDU de la UES y la ODS, la implementación de instrucciones para cambiar los flujos a fin de mantener
frecuencia normal al cambiar el equilibrio de potencia. La responsabilidad de mantener la frecuencia también es compartida por los despachadores de la ODE y los sistemas de potencia en términos de proporcionar una determinada reserva de energía rotativa, y en el caso del control automático de frecuencia y potencia activa, en términos de utilizar los sistemas automáticos y los dispositivos involucrados en regulación automática y para mantener el rango de control requerido en las centrales eléctricas.
El control del régimen de las principales redes eléctricas por tensión se realiza mediante la actuación coordinada del personal de las correspondientes etapas de control de despacho. Despachadores
CDU UES y ODU mantienen niveles de voltaje en los puntos correspondientes de la red eléctrica principal, determinados por las instrucciones.
En caso de corte temporal de energía o electricidad en la UES, la duración de la carga o restricciones de consumo de energía
establecido por la CDU UES y acordado con la dirección de RAO "UES de Rusia"; órdenes de imponer restricciones despachador CDU
Da ODE a los controladores y este último a los controladores del sistema de potencia.
El máximo nivel de dirección operativa (UES CDU) elabora y aprueba las instrucciones básicas para el mantenimiento del régimen y gestión operativa, las cuales son de obligado cumplimiento para el personal operativo de la ODU e instalaciones directamente dependientes de la CDU. Las ODU territoriales para sus asociaciones desarrollan instrucciones que están de acuerdo con las disposiciones generales de las instrucciones.
CDU y los empleados, a su vez, sirven como base para el desarrollo de instrucciones locales de CDS que tienen en cuenta las peculiaridades de la estructura y el modo de los sistemas de energía.
Yuri MORZHIN, Director General Adjunto - Director de la rama de OJSC "STC de la Industria de Energía Eléctrica" - VNIIE;
Yuri SHAKARYAN, Director General Adjunto - Supervisor Científico del Centro Científico y Técnico de la Industria de Energía Eléctrica de OAO, Supervisor Científico de VNIIE;
Valery VOROTNITSKY, Director Adjunto de la rama de JSC "STC de la Industria de Energía Eléctrica" - VNIIE para trabajos científicos;
Nikolái NOVIKOV, Director Científico Adjunto de JSC "STC de la Industria de Energía Eléctrica"
Hablando de confiabilidad, calidad y respeto por el medio ambiente del suministro de energía, primero debemos tener en cuenta el desarrollo y desarrollo de tecnologías fundamentalmente nuevas e innovadoras para calcular, analizar, predecir, estandarizar y reducir las pérdidas de energía en redes eléctricas, control de despacho operativo de sus modos. Ofrecemos el material proporcionado por el Instituto de Investigaciones Científicas de la Industria de Energía Eléctrica (VNIIE), filial del JSC "Centro Científico y Técnico de la Industria de Energía Eléctrica", que relata los desarrollos más importantes del instituto en esta área hasta la fecha.
Mejorar los medios y sistemas de cálculo de la reducciónpérdidas de electricidad
Nuevos enfoques al sistema de gestión de la industria de energía eléctrica, a la formación de tarifas por servicios de transmisión de energía eléctrica, al sistema de regulación y gestión del nivel de pérdidas de energía eléctrica también requieren un desarrollo correspondiente de métodos para su cálculo. Este desarrollo se está llevando a cabo hoy en varias direcciones.
Exactitud cálculos de pérdidas técnicas (RTP) se espera que aumente la electricidad debido a un uso más completo de la información operativa sobre el estado de conmutación de la red eléctrica (Fig. 1), los parámetros físicos de sus elementos, datos de régimen de cargas, niveles de tensión, etc.
Es necesario pasar de cálculos deterministas del nivel de pérdidas de electricidad a estimaciones probabilísticas con una precisión e intervalos de confianza dados, seguidos de una evaluación de riesgos al momento de tomar decisiones sobre invertir dinero en la reducción de pérdidas.
Otro vector de desarrollo es el uso de modelos inteligentes fundamentalmente nuevos para dar cuenta de muchos factores inciertos que afectan la magnitud de las pérdidas técnicas y reales de electricidad, y para pronosticar pérdidas. Uno de estos modelos se basa en el uso de redes neuronales artificiales, que son, de hecho, una de las áreas en desarrollo activo de las tecnologías de inteligencia artificial.
El desarrollo de sistemas de información y medición automatizados para la medición comercial de electricidad (AIIS KUE), sistemas de control de procesos automatizados (APCS) para redes eléctricas, sistemas de información gráfica y geográfica (GIS) crea oportunidades reales para mejorar el software de cálculo, análisis y estandarización de electricidad. pérdidas (software RP) . En particular, en la actualidad, existe una necesidad urgente de integrar los complejos de software y hardware (STC) y las bases de datos contenidas en ellos de software AIIS KUE, ASTU, GIS y RP para mejorar la precisión, transparencia y validez de los cálculos de los modos de Redes eléctricas, saldos y pérdidas de energía eléctrica. Parte de esta integración ya ha tenido lugar. Su desarrollo posterior debe basarse en nuevos enfoques para la estandarización de los intercambios de información entre varios complejos de hardware y software en una única plataforma de información, incluido el uso de los llamados modelos SIM.
Como muestra la práctica, los métodos y medios tradicionales para reducir las pérdidas de electricidad no pueden garantizar que el nivel de pérdidas se mantenga en un nivel técnica y económicamente justificado. Acercarse a este nivel es cada vez más caro y requiere más esfuerzo. Es necesario utilizar equipos y tecnologías fundamentalmente nuevos para la transmisión y distribución de electricidad. En primer lugar es:
- Modernos dispositivos estáticos ajustables para compensación de potencia reactiva longitudinal y transversal.
- Dispositivos basados en el uso de superconductividad de alta temperatura (HTSC).
- El uso de tecnologías "inteligentes" en redes eléctricas (InteligenteCuadrícula tecnologías). Esto permite, al dotar a las redes eléctricas de medios de control del sistema y gestión de carga al ritmo del proceso, no solo para llevar a cabo un seguimiento operativo del consumo de energía y electricidad de los consumidores, sino también para gestionar esta energía y electricidad con el fin de optimizar la eficiencia. utilizar la capacidad de la red eléctrica en cada momento. Debido a dicho control, también se asegura el nivel óptimo de pérdidas eléctricas en las redes con valores aceptables de indicadores de calidad eléctrica.
Según el American Council for an Energy Efficient Economy (ACEEE), para 2023 el uso de tecnologías Smart Grid en combinación con otras medidas para el uso eficiente de los recursos energéticos ahorrará hasta un 30% de los costos energéticos planificados. Es decir, cada tercer kilovatio-hora puede obtenerse no ampliando las capacidades de generación, sino distribuyendo los recursos energéticos existentes utilizando nuevas tecnologías de la información.
La cantidad de pérdidas de electricidad reales en las redes eléctricas, que las organizaciones de redes eléctricas deben pagar actualmente, depende en gran medida de la precisión de las mediciones de la electricidad suministrada a la red eléctrica y enviada desde la red eléctrica.
La práctica de introducir los AIIS KUE modernos muestra que estos sistemas de medición de información bastante costosos y distribuidos en el espacio pueden fallar durante la operación, perder precisión de medición, introducir fallas aleatorias significativas en los resultados de medición, etc. Todo esto requiere el desarrollo e implementación de métodos que evalúen la fiabilidad de las mediciones, identificación y localización de desequilibrios en la potencia y la electricidad, introducción de instrumentos de medición fundamentalmente nuevos, incluidos Transformadores de tensión y corriente de medida óptica.
En la figura: capturas de pantalla del programa RTP 3.
Simulación interactiva de cálculos del trabajo de sistemas de potencia.
Modelo dinámico de EPS en tiempo real. Brinda la posibilidad de modelar EES de grandes dimensiones en escalas aceleradas, retardadas y de tiempo real. El modelo se utiliza para: construir simuladores-asesores del despachador para control de modo, análisis de modos estables y transitorios, análisis de accidentes, modelado de sistemas de control primario y secundario y automatización de emergencia (PA). El modelo EPS tiene en cuenta procesos electromecánicos y transitorios a largo plazo, frecuencia y sistemas de control de potencia activa (AFCM). Se lleva a cabo el cálculo de las pérdidas técnicas de electricidad y potencia (incluso por clases de voltaje y regiones) y otros parámetros de modo. Por primera vez en Rusia, se utiliza un modelo de esta clase para construir simuladores-asesores complejos junto con un análisis topológico de un circuito de conmutación completo de una interconexión de energía.
El modelo utiliza algoritmos bastante precisos para modelar procesos transitorios en el modo "frecuencia - potencia activa" (controladores de velocidad, recalentamiento de vapor, automatización de calderas, etc.). Los reguladores de voltaje se fabrican de acuerdo con dos esquemas posibles: simplificado (como una fuente regulada de potencia reactiva que mantiene el valor del voltaje en un nivel dado) y refinado (como un sistema de control para el EMF de una máquina síncrona con la capacidad de controlar el voltaje, frecuencia y sus derivados).
El modelo proporciona un seguimiento del modo actual de las instalaciones de energía en función de la información de la tarea de estimación de estado (OS) y los datos de OIC. El esquema de cálculo obtenido del problema OS se amplía (alrededor de 2 veces) mediante el uso de referencia normativa e información a priori, así como TI y TS fiables en el OIC.
En el modelo, se realiza un análisis topológico del circuito de conmutación completo y se realiza su interacción informativa con el circuito de régimen (calculado) de las instalaciones de potencia. Esto proporciona el control del modo del modelo al encender / apagar los dispositivos de conmutación, es decir, de la manera habitual para el personal operativo.
El modelo es controlado de forma interactiva por el usuario, sistemas de control y megafonía, y escenarios para el desarrollo de accidentes. Una función importante del modelo es comprobar las infracciones y la existencia del régimen vigente según el criterio N-1. Se pueden configurar conjuntos de opciones de control según el criterio N-1, destinados a diferentes modos de interconexión de potencia controlada. El programa le permite comparar el modo de diseño en el modelo EPS con los datos OIC e identificar datos de modo erróneos y faltantes.
Inicialmente, el modelo se utilizó para construir simuladores de régimen en tiempo real, y luego sus funciones se ampliaron para analizar accidentes, probar algoritmos para identificar sistemas de potencia como objetos de control y otras tareas. El modelo se utiliza para el procesamiento rutinario de solicitudes de reparación de equipos, modelado de sistemas ARCHM, soporte de información para personal operativo de EPS y asociaciones de poder, y como asesor del despachador en modo mantenimiento. Sobre el modelo se realizaron estudios sobre la propagación de una onda de frecuencia y tensión en circuitos reales de grandes dimensiones bajo grandes perturbaciones, así como en circuitos de estructura en cadena y anillo. Se ha desarrollado una técnica para usar datos WAMS para verificar el régimen actual por OS y datos OIC.
La diferencia de este desarrollo con respecto a otros está en la posibilidad de modelar la dinámica de instalaciones eléctricas a gran escala en tiempo real, monitoreo cíclico del modo según los datos OIC y la tarea OS, ampliando el esquema de diseño en un 70-80% por teniendo en cuenta barras de subestaciones, unidades de potencia, reactores, etc.
A la fecha se ha implementado un modelo EPS dinámico en tiempo real en SO UES, FGC UES, ODU Center, OJSC Bashkirenergo.
Complejo KASKAD-NT para mostrar operaciones
información sobre medios individuales y colectivos
(paneles de despacho y videowalls)
El complejo es un medio para formar y mostrar varias formas de pantalla (diagramas, mapas, tablas, gráficos, instrumentos, etc.) en medios individuales (pantallas) y colectivos. Diseñado para mostrar información de OIC y otros sistemas de software en tiempo real tanto en instalaciones individuales (pantallas) como colectivas (tableros de control de mosaico y paredes de video).
El sistema de visualización de información operativa en videowalls está implementado en SO UES, ODU Center y OAO Bashkirenergo. En SO UES sobre un videowall de 4 x 3 cubos, se implementa la visualización de información generalizada en formas gráficas y tabulares, así como la visualización del esquema UES sobre un escudo de mosaico finlandés. En la ODU del Centro en la pared de video por medio del complejo KASKAD-NT, la información del sistema de apoyo al personal de despacho se muestra en forma de un diagrama operativo, diagramas sobre el fondo de un mapa del área y diagramas detallados de subestaciones.
Para JSC "Bashkirenergo", el complejo se usa actualmente en el gimnasio cuando se muestra en la pared de video 3 x 2 cubos de circuitos estructurales y de conmutación e información generalizada en forma tabular. En el diagrama de bloques pequeños, existe la posibilidad de revelar 5 subestaciones principales de JSC "Bashkirenergo". En el videowall de cubos de 8 x 4 de la sala de control con un gran diagrama estructural, es posible revelar 62 subestaciones y procesar datos de tareas. En una pared de video grande, es posible realizar un análisis topológico y mostrar el diagrama de conmutación completo de la interconexión de energía.
El sistema KASKAD-NT está abierto para la integración con otros complejos y está construido como un conjunto de constructores que tanto los desarrolladores como los usuarios utilizan para crear sistemas de visualización. Esta función brinda la capacidad de admitir y desarrollar la funcionalidad del sistema de visualización directamente por parte de los usuarios y el personal de mantenimiento sin la participación de los desarrolladores.
activos de la red eléctrica
En 2008, los especialistas de VNIIE completaron un proyecto importante: el Programa para la Reconstrucción y el Desarrollo del Sistema de Control de Procesos Automatizado (APCS) de OAO MOESK. La necesidad de implementar este proyecto se debió al deterioro moral y físico de la base material del sistema de control (por notorias razones de carácter nacional), teniendo en cuenta un cambio significativo en los requisitos para el control de despacho cuando se trabaja en mercado condiciones, así como teniendo en cuenta la reorganización estructural de la empresa. El desarrollo tiene como objetivo resolver la tarea establecida en MOESK de construir una vertical de control de despacho operativo de alta calidad, utilizando en su trabajo los métodos más modernos de organización y soporte técnico del proceso de control.
El programa fue desarrollado en conjunto con OAO Enera y con la participación activa de especialistas del MOESK. El trabajo incluye secciones sobre el análisis del estado actual de APCS, sobre el desarrollo de requisitos técnicos básicos para un APCS prometedor, sus elementos y subsistemas, así como propuestas de soluciones técnicas. Incluso con opciones para la reconstrucción y el desarrollo del sistema basado en los medios técnicos de los principales fabricantes nacionales y extranjeros de equipos de control.
Al desarrollar, las principales disposiciones de la documentación científica y técnica existente en el campo de la automatización del complejo de la red, que prevén el desarrollo del control tecnológico centralizado de las redes eléctricas, la creación de subestaciones automatizadas basadas en un único complejo de medios técnicos modernos. , con la integración de sistemas de medición, protección, automatización y control de equipos de objetos, fueron tenidos en cuenta y especificados para las condiciones de las redes eléctricas de la empresa.
Debido al gran número de EP y al desgaste moral y físico del grueso de la telemecánica, se prevé la automatización por fases de las EP, cuya primera etapa es la reconstrucción del TM, en consonancia con la reconstrucción y desarrollo del sistema de comunicación. , es decir, la formación de la base del SSPI moderno y la segunda etapa, para parte del PS, creación de APCS a gran escala.
El programa prevé la actualización del complejo de hardware y software de los centros de despacho con base en el moderno sistema de gestión de la red eléctrica adoptado por MOESK (ENMAC GE), que automatiza las operaciones de control y control de despacho, así como la gestión de la operación de la red durante el mantenimiento de los equipos y la interacción con la electricidad. consumidores
El desarrollo del sistema de comunicación se centra en una transición completa a las tecnologías de transmisión de datos digitales mediante el amplio uso, junto con las comunicaciones de alta frecuencia existentes, de la tecnología de fibra óptica y las comunicaciones inalámbricas.
Se otorga un lugar importante a la creación de una plataforma de integración (IP) que admita un modelo de información IEC unificado (modelo SIM) y le permita conectar varias aplicaciones a un bus de información común utilizando la tecnología WEB-Service. Junto con OAO "ETsN" y OOO "MODUS" se desarrolló la primera versión del sistema de instrumentos gráficos para crear IP y se puso en operación de prueba en RGC "Kubanenergo", a la que está conectado OIK KOTMI.
Agregamos que VNIIE desarrolló el siguiente sistemas expertos para su uso en operaciones control de despacho: sistemas de asesoramiento para la planificación anual de reparaciones de equipos de red; asesores de sistemas para el estudio de régimen de solicitudes de reparación operativa; sistemas para el análisis de topología en la red eléctrica con el análisis de situaciones de emergencia; sistemas de simulación para conmutación operativa; sistema experto instrumental MIMIR para aplicaciones energéticas; Sistema experto ESORZ para procesar aplicaciones operativas (aplicación con SO-CDU, ODU del Centro, ODU del Medio Volga); sistema para analizar la topología de la red eléctrica ANTOP (aplicación en la ODU de los Urales); sistema de formación KORVIN para conmutación operativa (aplicación en sistemas eléctricos regionales).
Actualmente se está desarrollando un sistema de planificación anual de reparaciones de equipos de red eléctrica (para SO-CDU).
Todo el complejo de trabajos de JSC "STC de la industria de energía eléctrica" sobre nuevas tecnologías de la información se complementa con tareas tecnológicas de actualidad, algunas de las cuales se completarán en un futuro próximo y que esperamos contar en las páginas de la revista.
De acuerdo con la Ley Federal "De la Industria Eléctrica", la JSC FGC UES es responsable de la gestión tecnológica de la Red Eléctrica Nacional Única (UNEG). Al mismo tiempo, surgieron cuestionamientos sobre una delimitación clara de la funcionalidad entre la JSC SO UES, que realiza un control de despacho unificado de las instalaciones de energía eléctrica, y las empresas de la red. Esto motivó la necesidad de crear una estructura eficaz para la gestión operativa y tecnológica de las instalaciones de JSC FGC UES, cuyas funciones incluyen, entre otras, las siguientes:
garantizar el funcionamiento confiable de las instalaciones de UNEG y el cumplimiento de los modos tecnológicos de operación de las líneas, equipos y dispositivos de transmisión de energía de las instalaciones de UNEG especificados por JSC SO UES;
garantizar la adecuada calidad y seguridad del trabajo durante la operación de las instalaciones de la UNEG;
creación de un sistema unificado de capacitación del personal operativo para desempeñar las funciones de la OTU;
asegurar el equipamiento tecnológico y la disponibilidad del personal operativo para realizar los comandos de despachador (órdenes) de los CO y comandos (confirmaciones) del personal operativo del Centro de Control Central de FGC UES;
asegurar una reducción en el número de violaciones tecnológicas asociadas con acciones erróneas del personal operativo;
en cooperación y en acuerdo con SO UES JSC, participación en el desarrollo e implementación de los programas de desarrollo de UNEG para aumentar la confiabilidad de la transmisión de energía eléctrica, la observabilidad y controlabilidad de la red, y asegurar la calidad de la energía eléctrica;
actividades de planificación para la reparación, puesta en marcha, modernización/reconstrucción y mantenimiento de líneas de transmisión de energía, equipos y dispositivos de la red eléctrica para el próximo período;
desarrollo de acuerdo con los requisitos de JSC "SO UES", coordinación y aprobación en la forma prescrita de horarios para la limitación de emergencia del modo de consumo de energía eléctrica y la implementación de acciones reales para introducir restricciones de emergencia en el equipo de despacho (orden) de JSC "SO UPS";
cumplimiento de los cometidos de SO UES S.C. de conexión a la red eléctrica de FGC de las instalaciones y de las instalaciones receptoras de energía eléctrica consumidoras bajo la actuación de automatismos de emergencia.
Para cumplir con las tareas establecidas, JSC FGC UES desarrolló y aprobó el concepto de gestión operativa y tecnológica de las instalaciones de la UNEG. De acuerdo con este concepto, se está creando una estructura organizacional de cuatro niveles (con un sistema de control de tres niveles): la oficina ejecutiva, el NCC MES jefe, el NCC PMES y el personal operativo de la subestación.
Las siguientes funciones están distribuidas entre los respectivos niveles de la estructura organizacional:
IA FSK - información y análisis;
jefe NCC MES - información-analítica y no operativa;
NCC PMES - no operativo y operativo;
personal de subestación - quirófanos.
Al mismo tiempo, las funciones no operativas incluyen tareas como monitorear y monitorear el estado de la red. La adopción por parte de los centros de control de red de funciones operativas relacionadas con la emisión de comandos para la producción de maniobras requiere personal operativo altamente calificado, así como equipamiento técnico adecuado del NCC.
Con el fin de aumentar la eficiencia y confiabilidad de la transmisión y distribución de electricidad y potencia mediante la automatización de los procesos de gestión operativa y tecnológica basados en modernas tecnologías de la información, los centros de control de red de JSC FGC UES están equipados con complejos de software y hardware (STC) que permiten automatizar procesos tales como equipos de modos de monitoreo, producción de conmutación en estricta conformidad con el programa aprobado y otros. Así, debido a la automatización de la OTU, se aumenta significativamente la confiabilidad de la operación de las redes eléctricas, se reduce la tasa de accidentes debido a la eliminación de errores del personal operativo y se minimiza la cantidad de personal operativo necesario.
Cabe señalar que la política técnica de JSC FGC UES para obra nueva y reconstrucción prevé:
garantizar la seguridad energética y el desarrollo sostenible de Rusia;
asegurar los indicadores requeridos de la confiabilidad de los servicios prestados para la transmisión de energía eléctrica;
asegurar el libre funcionamiento del mercado eléctrico;
mejorar la eficiencia del funcionamiento y desarrollo del UNEG;
garantizar la seguridad del personal de producción;
reducir el impacto de la UNEG en el medio ambiente;
junto con el uso de nuevos tipos de equipos y sistemas de control, asegurando la preparación del PS para la operación sin personal de mantenimiento permanente.
Actualmente, los esquemas de acometidas eléctricas primarias de las subestaciones existentes están enfocados a equipos que requieren mantenimiento frecuente, por lo tanto, prevén proporciones excesivas del número de seccionadores y acometidas según criterios modernos. Esta es la razón de un número significativo de violaciones tecnológicas graves por culpa del personal operativo.
Actualmente se ha completado la automatización de procesos tecnológicos en 79 PS UNEG y se encuentran en implementación otras 42 PS. Por lo tanto, el esquema principal de organización de la operación se centra principalmente en la presencia permanente de personal de mantenimiento (operativo) en ellos, controlando el estado de la instalación y realizando cambios operativos.
El mantenimiento operativo de la Subestación UNEG incluye:
seguimiento del estado de la UNEG - control del estado de los equipos, análisis de la situación operativa en las instalaciones de la UNEG;
organización de acciones operativas para localizar violaciones tecnológicas y restaurar los regímenes de UNEG;
organización del mantenimiento operativo de subestaciones, producción de maniobras operativas, soporte de régimen y circuito para la producción segura de trabajos de reparación y mantenimiento en redes eléctricas afines a la UNEG;
desempeño por parte del personal operativo de las funciones operativas para la producción de conmutación en la UNEG.
Planificación y organización:
llevar a cabo la planificación de reparaciones de acuerdo con los cronogramas de reparaciones preventivas programadas con la determinación del alcance del trabajo basado en la evaluación de la condición técnica, utilizando métodos modernos y herramientas de diagnóstico, incl. sin equipo de desmantelamiento;
realizar una inspección exhaustiva y un examen técnico de los equipos que han alcanzado su vida útil estándar para prolongar su vida útil;
desarrollo de propuestas de modernización, reemplazo de equipos, mejora de soluciones de diseño;
optimización de la financiación para la operación, mantenimiento y reparaciones mediante la determinación del alcance de las reparaciones en función del estado actual;
reducción de costos y pérdidas;
mejora de las estructuras organizativas de gestión y servicio;
organización de la formación profesional, el reciclaje y la formación avanzada de acuerdo con la norma SOPP-1-2005;
análisis de los parámetros e indicadores del estado técnico de equipos, edificios y estructuras antes y después de la reparación en función de los resultados del diagnóstico;
optimización de la reserva de emergencia de equipos y elementos de líneas aéreas;
la solución de problemas técnicos durante la operación y construcción se emite en forma de cartas de información, instrucciones operativas, circulares, soluciones técnicas con el estado de ejecución obligatoria, órdenes, instrucciones, decisiones de reuniones y otras decisiones de gestión.
Seguimiento y gestión de la confiabilidad UNEG:
organización del control y análisis de accidentes de equipos;
evaluación y control de la confiabilidad del suministro eléctrico;
creación de una base de información adecuada.
CREACIÓN DE SUBESTACIONES TOTALMENTE AUTOMATIZADAS
SIN PERSONAL DE SERVICIO.
SUBESTACIONES DIGITALES
Para excluir la dependencia del funcionamiento sin problemas de una empresa de red de las calificaciones, capacitación y concentración de la atención del personal operativo y de relevo, es recomendable difundir la automatización de los procesos tecnológicos que se viene realizando desde hace mucho tiempo. - protección de relés, automatización tecnológica (AR, AVR, OLTC, AOT, etc.), control de emergencia - en la producción de interruptores operativos. Para hacer esto, en primer lugar, es necesario aumentar significativamente la observabilidad de los parámetros técnicos, para garantizar el control, la verificación de posición, el bloqueo operativo efectivo de los dispositivos de conmutación y la automatización de las acciones de control. Los equipos de potencia utilizados deben estar adaptados a los últimos sistemas de control, protección y monitorización.
Al introducir dispositivos de microprocesador, se debe dar preferencia a los dispositivos diseñados para funcionar como parte de sistemas automatizados. Los dispositivos independientes deben usarse solo si no hay análogos del sistema. En este sentido, las instalaciones de JSC FGC UES deberán excluir centralmente la posibilidad de utilizar dispositivos microprocesadores con protocolos cerrados de intercambio, dispositivos que no soporten operación en el estándar de tiempo común.
La arquitectura y funcionalidad del sistema de control de procesos automatizado de una subestación (APCS de la subestación) como integrador de todos los sistemas funcionales de la subestación está determinada por el nivel de desarrollo de la tecnología diseñada para recopilar y procesar información sobre la subestación para emitir el control. decisiones y acciones. Desde el inicio del desarrollo de proyectos en la industria eléctrica nacional para sistemas de control automático de procesos para subestaciones, ha habido un desarrollo significativo de hardware y software para sistemas de control para uso en subestaciones eléctricas. Aparecieron transformadores digitales de medida de tensión y corriente de alta tensión; se están desarrollando equipos de red eléctrica primarios y secundarios con puertos de comunicación incorporados, se están produciendo controladores de microprocesador equipados con herramientas de desarrollo, sobre la base de los cuales es posible crear un complejo de software y hardware confiable del PS, el estándar internacional IEC 61850, que regula la presentación de datos en el PS como objeto de automatización, así como protocolos de intercambio de datos digitales entre dispositivos electrónicos inteligentes de microprocesador de la subestación, incluidos dispositivos de monitoreo y control, relé de protección y automatización (RPA), emergencia automatización (PA), telemecánica, contadores de electricidad, equipos de potencia, transformadores de medida de corriente y tensión, equipos de conmutación, etc.
Todo esto crea los requisitos previos para construir una subestación de nueva generación: una subestación digital (DSS).
Este término se refiere a una subestación que utiliza sistemas integrados de medición digital, protección de relés, control de equipos de alto voltaje, transformadores ópticos de corriente y voltaje y circuitos de control digital integrados en equipos de conmutación, que operan en un único protocolo estándar de intercambio de información: IEC 61850.
La introducción de tecnologías DSP proporciona ventajas sobre el PS tradicional en todas las etapas de la implementación y operación de la instalación.
Diseño de escenario":
simplificación del diseño de conexiones y sistemas de cables;
transmisión de datos sin distorsión a distancias prácticamente ilimitadas;
reducción del número de equipos;
número ilimitado de destinatarios de datos. La distribución de información se lleva a cabo por medio de redes Ethernet, lo que le permite transferir datos de una fuente a cualquier dispositivo en la subestación o fuera de ella;
reducción del tiempo de interconexión de subsistemas individuales debido a un alto grado de estandarización;
reducción de la intensidad de mano de obra de las secciones metrológicas de los proyectos;
unidad de medida. Las mediciones se realizan con un único instrumento de medición de alta precisión. Los destinatarios de Dimension reciben los mismos datos de la misma fuente. Todos los dispositivos de medición están incluidos en un solo sistema de sincronización de reloj;
la capacidad de crear soluciones estándar para objetos de diferentes configuraciones topológicas y longitudes;
la posibilidad de modelado preliminar del sistema en su conjunto para determinar los "cuellos de botella" e inconsistencias en varios modos de operación;
reduciendo la complejidad del rediseño en caso de cambios y adiciones al proyecto.
Etapa "Trabajos de construcción e instalación":
reducción de los tipos de trabajos de instalación y puesta en marcha más intensivos en mano de obra y no tecnológicos relacionados con el tendido y la prueba de circuitos secundarios;
pruebas más exhaustivas y completas del sistema debido a las amplias posibilidades para crear varios escenarios de comportamiento y su modelado en forma digital;
reducir el costo del movimiento improductivo de personal debido a la posibilidad de configuración y control centralizados de los parámetros de trabajo;
reduciendo el costo del sistema de cable. Los circuitos secundarios digitales permiten la multiplexación de señales, lo que implica la transmisión bidireccional a través de un cable de una gran cantidad de señales desde diferentes dispositivos. Es suficiente tender un cable troncal óptico a los interruptores en lugar de decenas o incluso cientos de circuitos de cobre analógicos.
Etapa "Operación":
un sistema de diagnóstico integral, que cubre no solo los dispositivos inteligentes, sino también los transductores de medición pasivos y sus circuitos secundarios, le permite determinar rápidamente la ubicación y la causa de las fallas, así como identificar las condiciones previas a la falla;
Control de integridad de línea. La línea digital se monitorea constantemente, incluso si no se transmite información significativa por ella;
Protección contra interferencias electromagnéticas. El uso de cables de fibra óptica brinda una protección completa contra interferencias electromagnéticas en los canales de transmisión de datos;
facilidad de mantenimiento y operación. Cambiar circuitos digitales es mucho más fácil que cambiar circuitos analógicos;
reducción del tiempo de reparación debido a la amplia oferta en el mercado de dispositivos de diferentes fabricantes compatibles entre sí (principio de interoperabilidad);
la transición al método de mantenimiento de equipos basado en eventos debido a la absoluta observabilidad de los procesos tecnológicos permite reducir los costos operativos;
el soporte de los parámetros y características de diseño (calculados) durante la operación requiere costos más bajos;
el desarrollo y refinamiento del sistema de automatización requiere menores costos (ilimitados en el número de receptores de información) que con los enfoques tradicionales.
JSC FGC UES adoptó los NCC de Kuzbass y Prioksky como instalaciones piloto para la creación de un centro de control central con funciones operativas.
El NCC de Kuzbass se convirtió en el primer centro de control de red implementado como parte del programa de JSC FGC UES para crear un NCC con funciones operativas. Como parte de la creación de un NCC innovador para garantizar un control y despacho operativo y tecnológico continuo, el centro está equipado con modernos sistemas de software y hardware, se instala un video wall para mostrar el diagrama de red, se instala un software que le permite visualizar completamente el estado de la instalación energética seleccionada por el despachador on-line, recibir información de los cortes producidos, reparación y medidas preventivas hasta los nombres de los instaladores que trabajan en la instalación. Además, el equipo permite a los despachadores de NCC interceptar el control de objetos remotos en caso de emergencia y tomar una decisión en el menor tiempo posible para reducir el tiempo de recuperación para el funcionamiento normal del equipo.
El Centro de Control Central Prioksky también se creó utilizando las últimas tecnologías. Entre los equipos utilizados aquí se encuentra un video wall para mostrar información, que consta de módulos de proyección de cincuenta pulgadas y un controlador de video redundante de alto rendimiento, un complejo de información operativa para monitorear los modos de la red eléctrica y el estado de los dispositivos de conmutación de las subestaciones, lo que permite al personal operativo del NCC monitorear el funcionamiento de los equipos y controlarlos en tiempo real, el último sistema de comunicaciones satelitales, sistema de alimentación ininterrumpida y sistemas automáticos de extinción de incendios.
Vladimir Pelymsky, Ingeniero Jefe Adjunto - Jefe del Centro de Análisis Situacional de JSC FGC UES, Vladimir Voronin, Jefe, Dmitry Kravets, Jefe de Departamento, Magomed Gadzhiev, Experto Principal del Servicio de Régimen Eléctrico de JSC FGC UES
