Dispečerské technologické riadenie by malo byť organizované podľa hierarchickej štruktúry, ktorá zabezpečuje rozdelenie funkcií technologického riadenia medzi úrovne, ako aj prísne podriadenie nižších úrovní riadenia vyšším.
Všetky dozorné orgány technologickej kontroly, bez ohľadu na formu vlastníctva príslušného subjektu trhu, ktorý je súčasťou energetického systému (IPS, UES), musia poslúchať príkazy (pokyny) vyššieho technologického dispečingu.
Existujú dve kategórie operačnej podriadenosti:
operatívne riadenie a operatívne riadenie.
Prevádzkové riadenie príslušného dispečera by malo zahŕňať energetické zariadenia a ovládacie prvky, s ktorými je potrebné koordinovať činnosť podriadeného dispečerského personálu a koordinovaný výkon operácií na viacerých objektoch rôznej prevádzkovej podriadenosti.
Prevádzkovou kontrolou dispečera by mala byť sila
zariadení a ovládacích prvkov, ktorých stav a režim
ovplyvniť režim prevádzky príslušného energetického systému (IPS, UES). Operácie s takýmito zariadeniami a ovládacími prvkami
musia byť vykonané s povolením príslušného dispečera.
Ustanovujú to súčasné pravidlá a predpisy
že všetky prvky EPS (zariadenia, prístroje, automatizačné zariadenia a ovládacie prvky) sú pod prevádzkovou kontrolou a riadením dispečerov a vedúcich služobných zamestnancov na rôznych úrovniach riadenia.
Pod pojmom operatívne riadenie sa označuje typ prevádzkovej podriadenosti, kedy sa operácie s tým či oným zariadením EPS vykonávajú len na príkaz príslušného dispečera (vyššieho služobného personálu), ktorý toto zariadenie riadi. Operatívne riadenie dispečera je zariadenie, s ktorým operácie vyžadujú koordináciu činností podriadeného operačného personálu.
Pojem operatívne riadenie sa vzťahuje na typ operačného
podriadenosť, ak operácie s jedným alebo druhým zariadením EPS
sa vykonávajú s vedomím (na základe povolenia) príslušného dispečera, v pôsobnosti ktorého sa toto zariadenie nachádza.
Predpokladá sa prevádzková údržba dvoch úrovní. Úroveň 1 má na starosti zariadenia, s ktorými sa operácie vykonávajú po dohode alebo na základe oznámenia dispečera vyššieho stupňa alebo dispečera rovnakej úrovne.
Prevádzková kontrola úrovne II zahŕňa zariadenia, ktorých stav alebo operácie ovplyvňujú
režim prevádzky určitej časti elektrickej siete. Operácie s
tieto zariadenia sa vykonávajú po dohode s vyššou
prevádzkovateľom a upovedomenie dotknutých prevádzkovateľov.
Každý prvok EPS môže byť pod operatívnou kontrolou dispečera nielen jedného stupňa, ale aj viacerých
dispečeri jednej alebo rôznych úrovní riadenia. Rozdelenie zariadení, automatizácie a riadenia medzi úrovňami územnej hierarchie podľa druhov riadenia charakterizuje nielen rozdelenie riadiacich funkcií medzi stupne územnej hierarchie na dočasnom stupni operatívneho riadenia, ale do značnej miery určuje rozdelenie riadiacich funkcií. funkcií na iných dočasných úrovniach.
Spolu s tým sa v operatívnom riadení av niektorých prípadoch pri plánovaní režimov predpokladá, že jedna z pododdielov bude v určitom rozsahu otázok podriadená inej, ktorá sa nachádza na rovnakej úrovni riadenia. Áno, dispečer
jednej z elektrizačných sústav možno zveriť prevádzkové riadenie elektrického prenosového vedenia spájajúceho túto elektrizačnú sústavu so susednou. Vykládka dispečera ODU je teda organizovaná tak, že sa na dispečerov energetického systému prenesú niektoré funkcie, ktoré možno na tejto úrovni vykonávať.
Všetky zariadenia EPS, ktoré zabezpečujú výrobu a distribúciu elektriny, sú pod prevádzkovou kontrolou služobného dispečera elektrizačnej sústavy alebo jemu priamo podriadeného prevádzkového personálu (smenoví dozorcovia elektrární; dispečeri elektrických a tepelných sietí, zamestnanci rozvodne ( SS) atď.). Zoznam zariadení v prevádzke
riadenia a údržby, schvaľujú hlavní dispečeri CDU
UES Ruska, ODU UES a CDS energetických systémov, resp.


Prevádzkové riadenie dispečera elektrizačnej sústavy je hlavným zariadením, ktorého prevádzka vyžaduje
koordinácia činností služobného personálu energetických podnikov (energetických zariadení) alebo koordinované zmeny v reléovej ochrane a automatizácii
viacero objektov.
Prevádzkovým riadením energetických zariadení, ktoré majú v združení alebo v UES mimoriadne významnú úlohu, môže byť výnimočne poverený nie dispečer elektrizačnej sústavy, ale dispečer ODÚ alebo CDU UES.
V prevádzkovej pôsobnosti služobného dispečera ODU sú
celkový prevádzkový výkon a výkonová rezerva energetických systémov, elektrární a veľkokapacitných jednotiek, medzisystémových komunikácií a objektov hlavných sietí, ktoré ovplyvňujú režim IPS. V prevádzke
riadenie dispečera ODU sa prenáša na zariadenia, prevádzky s
ktoré si vyžadujú koordináciu činností dispečerov v službe
energetických systémov.
Služobný dispečer CDU UES, vrchný prevádzkový vedúci UES, má na starosti celkovú prevádzkovú kapacitu a výkonovú rezervu UES, elektrické prepojenia medzi združeniami, ako aj najdôležitejšie prepojenia v rámci UES a objektov, ktorého režim rozhodujúcim spôsobom ovplyvňuje režim UES.
V operatívnom riadení dispečera CDU UES sú hlavnými väzbami medzi IPS a niektorými objektmi celosystémového významu.
Princíp prevádzkovej podriadenosti sa vzťahuje nielen na hlavné zariadenia a prístroje, ale aj na reléovú ochranu príslušných objektov, lineárnu a havarijnú automatizáciu, prostriedky a systémy automatického riadenia normálneho režimu, ako aj dispečerské a technologické riadiace nástroje. používané prevádzkovým personálom.
Služobní dispečeri AO-energos, ODU a CDU ÚES sú vrcholoví prevádzkoví manažéri energetického systému, združenia a ÚES ako celku, resp. Zariadenia, ktoré sú pod prevádzkovou kontrolou alebo kontrolou dispečera príslušného spoja, nemožno vyradiť z prevádzky alebo v zálohe a tiež uviesť do prevádzky bez povolenia alebo pokynu dispečera. Príkazy administratívneho riadenia energetických zariadení a energetických sústav k otázkam v kompetencii dispečerov môžu prevádzkoví pracovníci vykonávať len s povolením prevádzkových
vyšší dôstojník v službe.
Najvyššia úroveň (CDU UES) zabezpečuje nepretržité prevádzkové riadenie paralelnej prevádzky UES a nepretržitú reguláciu režimu UES. Stredný článok (MDL) vedie kombinovaný režim a riadi paralelnú prevádzku energetických systémov. Dispečing elektrizačnej sústavy riadi režim elektrizačnej sústavy a zabezpečuje koordinovanú prevádzku všetkých jej energetických zariadení.
Pri prevádzke EPS ako súčasti IPS je plne zachovaná zodpovednosť energetických systémov za využitie výkonu elektrární, zabezpečenie maximálneho dostupného výkonu a rozšírenie rozsahu regulácie. Dostupný výkon a možnosti nastavenia sú zároveň určené podmienkami pokrytia záťaže IPS, berúc do úvahy priepustnosť medzisystémovej komunikácie.
Hlavnú zodpovednosť za udržiavanie normálnej frekvencie má najvyšší prevádzkový manažér UES - dispečer diaľkového ovládania UES. Dispečeri ODS a energetických systémov zabezpečujú udržiavanie harmonogramov tokov energie medzi UES a energetickými systémami špecifikovanými CDU UES a ODS, implementáciu pokynov na zmenu tokov s cieľom zachovať
normálna frekvencia pri zmene vyváženia výkonu. Zodpovednosť za udržiavanie frekvencie majú aj dispečeri ODR a energetických systémov v zmysle zabezpečenia danej točivého výkonu a v prípade automatickej regulácie frekvencie a činného výkonu v zmysle použitia automatických systémov a zariadení zapojených do automatickú reguláciu a na udržanie požadovaného regulačného rozsahu na elektrárňach.
Riadenie režimu hlavných elektrických sietí napätím sa vykonáva koordinovanými činnosťami personálu príslušných stupňov dispečerského riadenia. Dispečeri
CDU UES a ODU udržiavajú napäťové úrovne v zodpovedajúcich bodoch hlavnej elektrickej siete, určené pokynmi.
V prípade dočasného nedostatku energie alebo elektriny v UES, trvanie záťaže alebo obmedzenie spotreby energie
zriadená CDU UES a dohodnutá s vedením RAO „UES Ruska“; príkazy uvaliť obmedzenia CDU dispečer
Dáva ODE ovládačom a druhé napájanie ovládačom systému.
Najvyšší stupeň operatívneho riadenia (CDU UES) vypracúva a schvaľuje základné pokyny na udržiavanie režimu a operatívneho riadenia, ktoré sú povinné pre operačný personál ODU a zariadenia priamo podriadené CDU. Územné ODU pre svoje združenia vypracúvajú pokyny, ktoré sú v súlade so všeobecnými ustanoveniami pokynov
CDU a zamestnanci zase slúžia ako základ pre vývoj miestnych pokynov CDS, ktoré zohľadňujú zvláštnosti štruktúry a režimu energetických systémov.

Podľa federálny zákon„O elektroenergetike“ JSC FGC UES je zodpovedná za technologické riadenie Unified National Electric Grid (UNEG). Zároveň vyvstali otázky o jasnom vymedzení funkčnosti medzi JSC SO UES, ktorá vykonáva jednotné dispečerské riadenie elektroenergetických zariadení, a sieťovými spoločnosťami. To viedlo k potrebe vytvorenia efektívnej štruktúry pre prevádzkové a technologické riadenie zariadení JSC FGC UES, medzi ktorých úlohy patrí okrem iného:
zabezpečenie spoľahlivého fungovania zariadení UNEG a plnenia technologických režimov prevádzky elektrických vedení, zariadení a zariadení zariadení UNEG určených JSC SO UES;
zabezpečenie správnej kvality a bezpečnosti práce počas prevádzky zariadení UNEG;
vytvorenie jednotného systému prípravy operačného personálu na výkon funkcií OTU;
zabezpečenie technologického vybavenia a pripravenosti operačného personálu vykonávať dispečerské príkazy (rozkazy) CO a príkazy (potvrdenia) operačného personálu Ústredného riadiaceho strediska FGC UES;
zabezpečenie zníženia počtu technologických porušení spojených s chybným konaním operačného personálu;
v spolupráci a po dohode so SO UES as účasť na tvorbe a realizácii rozvojových programov UNEG za účelom zvýšenia spoľahlivosti prenosu elektrickej energie, pozorovateľnosti a kontrolovateľnosti siete a zabezpečenia kvality elektrickej energie;
plánovanie činností na opravu, uvedenie do prevádzky, modernizáciu / rekonštrukciu a údržbu elektrických prenosových vedení, zariadení a zariadení elektrickej siete na najbližšie obdobie;
vypracovanie v súlade s požiadavkami as SO UES, koordinácia a schválenie predpísaným spôsobom harmonogramov havarijného obmedzovania režimu spotreby elektrickej energie a realizácia aktuálnych opatrení na zavedenie havarijných obmedzení na dispečerský tím (poradie) as SO UES;
plnenie úloh SO UES as pri pripájaní zariadení elektrickej siete FGC a odberných zariadení odberateľov elektrickej energie za pôsobenia havarijnej automatiky.

Na plnenie stanovených úloh JSC FGC UES vypracovala a schválila koncepciu prevádzkového a technologického riadenia zariadení UNEG. V súlade s touto koncepciou sa vytvára štvorstupňová organizačná štruktúra (s trojstupňovým systémom kontroly): výkonný úrad, vedúci NKS MES, NCC MES a prevádzkový personál rozvodne.

Nasledujúce funkcie sú rozdelené medzi jednotlivé úrovne organizačnej štruktúry:
IA FSK - informačná a analytická;
vedúci NCC MES - informačno-analytické a neoperačné;
NCC PMES - neprevádzkové a funkčné;
personál rozvodne – operačné sály.

Zároveň medzi neprevádzkové funkcie patria úlohy ako monitorovanie a monitorovanie stavu siete. Prevzatie prevádzkových funkcií súvisiacich s vydávaním príkazov na výrobu spínania riadiacimi centrami siete si vyžaduje vysokokvalifikovaný prevádzkový personál, ako aj vhodné technické vybavenie NCC.

S cieľom zvýšiť efektívnosť a spoľahlivosť prenosu a distribúcie elektriny a elektriny automatizáciou procesov prevádzkového a technologického riadenia na báze moderných informačných technológií sú sieťové riadiace centrá JSC FGC UES vybavené softvérovými a hardvérovými komplexmi (STC), ktoré umožňujú automatizáciu takých procesov, ako sú zariadenia na monitorovanie režimov, výroba spínania v prísnom súlade so schváleným programom a iné. Automatizáciou OTU sa tak výrazne zvyšuje spoľahlivosť prevádzky elektrických sietí, znižuje sa nehodovosť v dôsledku eliminácie chýb prevádzkového personálu a minimalizuje sa počet potrebného prevádzkového personálu.

Je potrebné poznamenať, že technická politika JSC FGC UES pre novú výstavbu a rekonštrukciu stanovuje:
zabezpečenie energetickej bezpečnosti a trvalo udržateľného rozvoja Ruska;
zabezpečenie požadovaných ukazovateľov spoľahlivosti poskytovaných služieb pri prenose elektriny;
zabezpečenie voľného fungovania trhu s elektrickou energiou;
zlepšenie efektívnosti fungovania a rozvoja UNEG;
zaistenie bezpečnosti výrobného personálu;
zníženie vplyvu UNEG na životné prostredie;
spolu s využitím nových typov zariadení a riadiacich systémov, zabezpečenie prípravy PS na prevádzku bez stáleho personálu údržby.

V súčasnosti sú schémy primárnych elektrických pripojení prevádzkových rozvodní zamerané na zariadenia, ktoré vyžadujú častú údržbu, preto zabezpečujú nadmerné pomery počtu spínacích zariadení a pripojení podľa moderných kritérií. To je dôvodom značného počtu závažných technologických porušení v dôsledku zavinenia prevádzkového personálu.

V súčasnosti je automatizácia technologických procesov ukončená na 79 PS UNEG a ďalších 42 PS je v realizácii. Preto je schéma organizácie hlavnej prevádzky zameraná predovšetkým na nepretržitú prítomnosť údržbárskeho (prevádzkového) personálu na nich, kontrolu stavu zariadenia a vykonávanie spínania prevádzky.

Prevádzková údržba rozvodne UNEG zahŕňa:
monitorovanie stavu UNEG - kontrola stavu zariadení, analýza prevádzkovej situácie v zariadeniach UNEG;
organizácia operačných akcií na lokalizáciu technologických porušení a obnovenie režimov UNEG;
organizácia prevádzkovej údržby rozvodní, výroba prevádzkového spínania, režimová a obvodová podpora pre bezpečnú výrobu opravárenských a údržbárskych prác v elektrických sieťach súvisiacich s UNEG;
výkon prevádzkových funkcií prevádzkových funkcií na výrobu spínania v UNEG.

Plánovanie a organizácia:
vykonávať plánovanie opráv v súlade s harmonogramami plánovaných preventívnych opráv s určením rozsahu prác na základe posúdenia technického stavu s využitím moderných metód a diagnostických nástrojov vr. bez vyraďovacieho zariadenia;
vykonanie komplexného prieskumu a technického preskúmania zariadení, ktoré dosiahli svoju štandardnú životnosť s cieľom predĺžiť ich životnosť;
vypracovanie návrhov na modernizáciu, výmenu zariadení, zlepšenie konštrukčných riešení;
optimalizácia financovania prevádzky, údržby a opráv stanovením rozsahu opráv na základe skutočného stavu;
zníženie nákladov a strát;
zlepšenie organizačné štruktúry správa a údržba;
Organizácia odborného vzdelávania, rekvalifikácia a zdokonaľovanie v súlade s normou SOPP-1-2005;
analýza parametrov a ukazovateľov technického stavu zariadení, budov a stavieb pred a po oprave na základe výsledkov diagnostiky;
optimalizácia núdzovej rezervy zariadení a prvkov nadzemných vedení;
riešenie technických problémov počas prevádzky a výstavby sa vydáva vo forme informačných listov, prevádzkových pokynov, obežníkov, technických riešení so štatútom povinného vyhotovenia, príkazov, príkazov, rozhodnutí schôdzí a iných rozhodnutí vedenia.

Monitorovanie a riadenie spoľahlivosti UNEG:
organizovanie kontroly a analýzy nehôd zariadení;
hodnotenie a kontrola spoľahlivosti napájania;
vytvorenie vhodnej informačnej základne.

VYTVORENIE PLNE AUTOMATIZOVANÝCH STANICE
BEZ SERVISNÉHO PERSONÁLU.
DIGITÁLNE STANICE

Aby sa vylúčila závislosť bezproblémovej prevádzky sieťovej spoločnosti na kvalifikácii, školení a koncentrácii pozornosti prevádzkového a reléového personálu, je vhodné rozšíriť automatizáciu technologických procesov, ktorá prebieha už dlhší čas. - reléové ochrany, technologická automatizácia (AR, AVR, OLTC, AOT atď.), núdzová automatizácia - na výrobu prevádzkových spínačov. K tomu je v prvom rade potrebné výrazne zvýšiť pozorovateľnosť Technické parametre, zabezpečujú ovládanie, overovanie polohy, efektívne prevádzkové blokovanie spínacích zariadení, automatizáciu riadiacich akcií. Používané energetické zariadenia musia byť prispôsobené najnovším riadiacim, ochranným a monitorovacím systémom.

Pri zavádzaní mikroprocesorových zariadení by sa mali uprednostňovať zariadenia určené na prácu ako súčasť automatizovaných systémov. Samostatné zariadenia by sa mali používať iba vtedy, ak neexistujú žiadne systémové analógy. V tomto smere by mala byť v zariadeniach JSC FGC UES centrálne vylúčená možnosť používania mikroprocesorových zariadení s uzavretými protokolmi výmeny, zariadení, ktoré nepodporujú prevádzku v spoločnom časovom štandarde.

Architektúra a funkčnosť systému automatizovaného riadenia procesov rozvodne (APCS PS) ako integrátora všetkých funkčných systémov rozvodne je daná úrovňou rozvoja technológie určenej na zber a spracovanie informácií o rozvodni na vydávanie kontrolných rozhodnutí a akcií. Od začiatku vývoja projektov v domácej energetike pre systémy automatického riadenia procesov pre rozvodne došlo k výraznému rozvoju hardvéru a softvéru riadiacich systémov pre použitie v elektrických rozvodniach. Objavili sa vysokonapäťové digitálne meracie transformátory prúdu a napätia; vyvíja sa vybavenie primárnej a sekundárnej elektrickej siete so zabudovanými komunikačnými portami, vyrábajú sa mikroprocesorové radiče vybavené vývojovými nástrojmi, na základe ktorých je možné vytvoriť spoľahlivý softvérový a hardvérový komplex PS, medzinárodnú normu IEC 61850 bola prijatá norma, ktorá upravuje prezentáciu údajov na PS ako objekt automatizácie, ako aj protokoly digitálnej výmeny údajov medzi mikroprocesorovými inteligentnými elektronickými zariadeniami rozvodne vrátane monitorovacích a riadiacich zariadení, reléovej ochrany a automatizácie (RPA), núdzových automatizácia (PA), telemechanika, elektromery, energetické zariadenia, meracie transformátory prúdu a napätia, spínacia technika a pod.

To všetko vytvára predpoklady pre vybudovanie rozvodne novej generácie – digitálnej rozvodne (DSS).

Tento termín sa vzťahuje na rozvodňu využívajúcu integrované digitálne meracie systémy, reléovú ochranu, riadenie vysokonapäťových zariadení, optické transformátory prúdu a napätia a digitálne riadiace obvody zabudované do spínacích zariadení, pracujúce na jedinom štandardnom protokole výmeny informácií – IEC 61850.

Zavedenie DSP technológií poskytuje výhody oproti tradičným PS vo všetkých fázach implementácie a prevádzky zariadenia.

Fáza "dizajn":
zjednodušenie návrhu káblových spojení a systémov;
prenos dát bez skreslenia na prakticky neobmedzené vzdialenosti;
zníženie počtu kusov vybavenia;
neobmedzené množstvo príjemcov údajov. Distribúcia informácií sa vykonáva pomocou ethernetových sietí, čo vám umožňuje prenášať údaje z jedného zdroja do akéhokoľvek zariadenia v rozvodni alebo mimo nej;
skrátenie času na prepojenie jednotlivých subsystémov z dôvodu vysoký stupeňštandardizácia;
zníženie prácnosti metrologických úsekov projektov;

jednota meraní. Merania sa vykonávajú jediným vysoko presným meracím zariadením. Príjemcovia dimenzie dostávajú rovnaké údaje z rovnakého zdroja. Všetky meracie zariadenia sú zahrnuté v jednom systéme synchronizácie hodín;
schopnosť vytvárať štandardné riešenia pre objekty rôznych topologických konfigurácií a dĺžok;
možnosť predbežného modelovania systému ako celku na určenie „úzkych miest“ a nezrovnalostí v rôznych režimoch prevádzky;
zníženie náročnosti redizajnu v prípade zmien a doplnkov projektu.

Etapa „Stavebné a inštalačné práce“:
zníženie prácne a netechnologicky najnáročnejších typov inštalačných a uvádzacích prác súvisiacich s ukladaním a testovaním sekundárnych okruhov;
dôkladnejšie a komplexnejšie testovanie systému vďaka širokým možnostiam vytvárania rôznych scenárov správania a ich modelovania v digitálnej podobe;
zníženie nákladov na neproduktívny pohyb personálu vďaka možnosti centralizovanej konfigurácie a kontroly pracovných parametrov;
zníženie nákladov na káblový systém. Digitálne sekundárne obvody umožňujú multiplexovanie signálov, čo zahŕňa obojsmerný prenos veľkého počtu signálov z rôznych zariadení cez jeden kábel. K rozvádzačom stačí položiť jeden optický chrbtový kábel namiesto desiatok alebo dokonca stoviek analógových medených obvodov.

Fáza "Prevádzka":
komplexný diagnostický systém, pokrývajúci nielen inteligentné zariadenia, ale aj pasívne meracie prevodníky a ich sekundárne obvody, umožňuje rýchlo určiť miesto a príčinu porúch, ako aj identifikovať predporuchové stavy;
kontrola integrity linky. Digitálna linka je neustále monitorovaná, aj keď sa cez ňu neprenášajú žiadne významné informácie;
ochrana pred elektromagnetickým rušením. Použitie káblov z optických vlákien poskytuje úplnú ochranu pred elektromagnetickým rušením v kanáloch prenosu údajov;
jednoduchosť údržby a prevádzky. Prepínanie digitálnych obvodov je oveľa jednoduchšie ako prepínanie analógových obvodov;
skrátenie času opravy vďaka širokej ponuke na trhu zariadení od rôznych výrobcov, ktoré sú navzájom kompatibilné (princíp interoperability);
prechod na eventový spôsob údržby zariadení vďaka absolútnej pozorovateľnosti technologických procesov umožňuje znížiť prevádzkové náklady;
podpora návrhových (vypočítaných) parametrov a charakteristík počas prevádzky si vyžaduje nižšie náklady;
vývoj a zdokonaľovanie automatizačného systému si vyžaduje nižšie náklady (neobmedzené na počet prijímateľov informácií) ako pri tradičných prístupoch.

JSC FGC UES prijalo NCC Kuzbass a Prioksky ako pilotné zariadenia na vytvorenie centrálneho riadiaceho centra s prevádzkovými funkciami.

Kuzbass NCC sa stalo prvým sieťovým riadiacim centrom implementovaným ako súčasť programu JSC FGC UES na vytvorenie NCC s prevádzkovými funkciami. V rámci vytvorenia inovatívneho NCC na zabezpečenie nepretržitej prevádzkovej a technologickej kontroly a dispečingu je centrum vybavené modernými softvérovými a hardvérovými systémami, je inštalovaná video stena na zobrazenie sieťového diagramu, je nainštalovaný softvér, ktorý umožňuje plnohodnotné zobrazenie o stave energetického zariadenia vybraného dispečerom on-line, dostávať informácie o odstávkach spôsobených opravou a preventívnymi opatreniami až po mená montérov pracujúcich na zariadení. Okrem toho zariadenie umožňuje dispečerom NCC zachytiť kontrolu nad vzdialenými objektmi v prípade núdze a v čo najkratšom čase prijať rozhodnutie, aby sa skrátil čas obnovy pre normálnu prevádzku zariadenia.

Centrálne riadiace centrum Prioksky bolo tiež vytvorené pomocou najnovších technológií. Medzi tu použité zariadenia patrí video stena na zobrazovanie informácií, pozostávajúca z 50-palcových projekčných modulov a redundantného vysokovýkonného video ovládača, prevádzkový informačný komplex na sledovanie režimov elektrickej siete a stavu spínacích zariadení rozvodní, čo umožňuje prevádzkovému personálu NCC sledovať prevádzku zariadenia a riadiť ho v reálnom čase, najnovší systém satelitná komunikácia, neprerušiteľný zdroj energie a automatické hasiace systémy.

Vladimir Pelymsky, zástupca hlavného inžiniera - vedúci situačného analytického centra JSC FGC UES, Vladimir Voronin, vedúci, Dmitrij Kravets, vedúci oddelenia, Magomed Gadzhiev, vedúci expert služby elektrického režimu JSC FGC UES

Ich vek sa odhaduje na päť až desať rokov a tieto komplexy sú už zastarané. Hovorili sme o tom, čo ich nahradí riaditeľ moskovskej pobočky JSC "Monitor Electric" Sergey Silkov.

- Sergey Valeryevich, teraz Monitor Electric je významný podnik pre vývoj a tvorbu softvérových technických systémov pre dispečerské riadiace centrá v elektroenergetike. Kde sa to všetko začalo?

– Možno by sme mali začať od roku 2003, keď sme uviedli na trh prevádzkový informačný komplex SK-2003: bol to skutočný softvérový produkt av niektorých centrách je stále v prevádzke. Po ňom nasledoval pokročilejší model - SK-2007. Bol celkom úspešný a sú zákazníci, ktorí si ho kupujú dodnes.

Súčasné vytvorenie elektronického operačného denníka „eZh-2“ bolo skutočne revolučnou udalosťou, ktorá umožnila nahradiť zdanlivo večné „papierové“ expedičné dokumenty. Jeho použitie umožňuje rýchlo zadávať a organizovať prevádzkové informácie o rôznych udalostiach, zabezpečiť ich rozdelenie do kategórií a udržiavať závislosti. Veľmi populárny a dovolím si tvrdiť, že prakticky najlepší svojho druhu, sa stal v tomto odvetví štandardným on-the-fly magazínom.

Vytvorili sme aj režim dynamického dispečerského simulátora (RTD) „Finist“, ktorý umožňuje simulovať takmer akúkoľvek udalosť v energetických systémoch, čo umožňuje trénovať prevádzkový dispečerský personál.

Tieto tri produkty sa stali základom pre priemyselná produkcia softvérových systémov vo firme.
Nakoniec teraz aktívne propagujeme náš systém novej generácie, SK-11, ktorého vývoj trval osem rokov.

– Systém SK-11 je váš hlavný produkt. V čom je skrátka jeho výhoda?

– SK-11 je založený na vysokovýkonnej platforme informačných technológií. Ide o systém na udržiavanie informačného modelu riadiaceho objektu, zapisovanie / čítanie dát, ukladanie informačného modelu, organizovanie prístupu pre užívateľské aplikácie. Vďaka inovatívnej architektúre platformy SK-11 dosahuje superrýchle charakteristiky telemetrického spracovania dát (až 5 miliónov zmien parametrov za sekundu), prácu s rozsiahlymi modelmi elektrickej siete, veľké množstvo používateľov a ďalšie.

K platforme sa pripájajú rôzne aplikácie podľa požiadaviek a možností zákazníkov. Dnes ich je viac ako päťdesiat. Ide o aplikácie SCADA / EMS / DMS / OMS / DTS pre rôzne služby energetických spoločností, ktoré sa zaoberajú prevádzkovým riadením, plánovaním opráv a rozvojom siete a školením personálu dispečingu. Vďaka modulárnosti architektúry v systéme, ako je zvládnutá, sa menia finančné možnosti, už v priebehu prevádzky sa jednoducho pridávajú alebo menia užívateľské komponenty.

Druhou dôležitou výhodou nášho systému je, že na rozdiel od informačných systémov predchádzajúcich generácií založených na signáloch diaľkového ovládania informačný model SK-11 zahŕňa úplne všetky zariadenia elektrizačnej sústavy. Tento prístup umožňuje zvýšiť zloženie predtým neriešiteľných problémov. Náš systém napríklad modeluje spotrebiteľov, a keďže spotrebitelia sú tiež súčasťou informačného modelu, môžeme túto úlohu implementovať efektívne riadenie výpadky. Simulácia netelemechanizovaných zariadení a spotrebičov umožňuje skrátiť čas hľadania chybného prvku, automaticky generovať program akcií pre operačný personál a urýchľuje proces obnovy napájania.

Tiež podotýkam, že modelujeme sieť akéhokoľvek napätia, až do siete 0,4 kilovoltov.

– Do akej miery domáce gridové spoločnosti dôverujú ruským vývojárom takýchto systémov?

- Pre rozvoj tohto smeru existuje podľa mňa veľmi kompetentná, vyvážená politika. Po prvé, Rosseti má dokument, ktorý definuje politiku nahrádzania dovozu. Spĺňa požiadavky ruskej vlády: na správu elektrických sietí by sa nemal používať žiadny cudzí softvér.

Okrem toho má Rosseti svoje vlastné štandardizované certifikačné postupy a všetko, čo robia vývojári, je kontrolované z hľadiska súladu s normami Rosseti.

Až potom je vydaný záver atestačnej komisie o možnosti použitia tohto produktu na správu siete a len v prípade kladného záveru atestačnej komisie PJSC Rosseti je možné použiť ten či onen softvérový produkt.

K dnešnému dňu má takýto záver iba Monitor Electric.

– Naozaj potrebujú ruské rozvodné spoločnosti takéto systémy, alebo je to vecou nariadení a nariadení regulačných orgánov?

– Vedenie sieťových spoločností neustále vyvíja systém prevádzkové a technologické a situačný manažment (OTiSU). Majú investičné programy, v rámci ktorých pracujú.

Prirodzene, sme s nimi neustále v kontakte. Sme pozvaní diskutovať o úlohách, zvážiť potrebný súbor funkcií automatických systémov a čo je najdôležitejšie, implementovať. Konajú sa pravidelné konferencie, vedecké a technické rady. Napríklad v júli sme sa zúčastnili Vedecko-technickej rady IDGC na Sibíri. V septembri sa zúčastníme na konferencii IDGC of the South. Stručne povedané, vedenie PJSC Rosseti a dcérskych spoločností sieťových spoločností veľmi aktívne plánuje investičné aktivity na modernizáciu systémov BOZP.

Ministerstvo energetiky Ruskej federácie a Rosseti vedú intenzívne výskumu, výskum a vývoj v tomto smere. Napríklad naša spoločnosť Monitor Electric je zapojená do niekoľkých pilotných projektov v rámci Národnej technologickej iniciatívy EnergyNET. Jednak je to projekt Digital Distribution Zone, kde spolupracujeme s Yantarenergo. Spolu s kolegami z Kaliningradu vyvíjame technológie digitálnej distribúcie, vrátane problematiky integrácie prevádzkového a technologického riadiaceho softvérového komplexu s množstvom súvisiacich systémov. Napríklad teraz sme vyriešili problém integrácie GIS a APCS, ďalším krokom je integrácia APCS a účtovných systémov. Ide o mimoriadne zložité úlohy, ktoré v ruskom energetickom sektore ešte neboli vyriešené.

Druhým projektom je vývoj sady nástrojov pre pokročilé plánovanie rozvoj siete. Je vytvorený, odskúšaný v praxi a do konca roka budeme musieť podať správu vedeniu NTI o realizácii projektu.

– Oboznámil som sa s geografiou implementácie vašich systémov. Ukazuje sa, že so svojimi systémami sa môžete stretnúť po celom Rusku!

- A nielen. Ak hovoríme o nedávnych projektoch, potom sme implementovali SK-11 a takmer v plne funkčnom režime v IDGC na Urale v ich SDC - spoločnosti Yekaterinburg Electric Grid Company. Toto je pravdepodobne jeden z našich najváženejších zákazníkov. Existuje veľmi vysoká úroveň školenia personálu a manažmentu, prešli všetkými fázami pomerne rýchlo a teraz sa tam komplex aktívne využíva. V Yantarenergu sme implementovali SK-11, obsahuje zaujímavý podsystém, ktorý počíta technické ukazovatele mestskej elektrickej siete na modeli rozvoja so štvorročným horizontom. Celkovo za posledné tri roky prebehlo asi desať implementácií našich systémov. Áno, sú prezentované v celom Rusku v rôznych spoločnostiach a v úplne odlišných konfiguráciách.

- Ale povedal si, že nielen v nej ...

- Presne tak. Napríklad tri spoločnosti, ktoré školia riadiacich letovej prevádzky v USA, kúpili náš softvérový simulátor Finist a s jeho pomocou bolo vyškolených viac ako 1 000 riadiacich letovej prevádzky.

Na našom komplexe SK-2007 pracuje aj Oddelenie Spojeného dispečingu Bieloruskej republiky. Mimochodom, teraz s nimi rokujeme aj o prechode na SK-11.

Náš komplex funguje v mestskej sieti Tbilisi. Do projektu nás zavolali po problémoch so známym dodávateľom a úspešne sme implementovali naše produkty v ich riadiacom centre. Úspešnú skúsenosť má v Kazachstane v systéme riadenia dodávok energie Alma-Ata (spoločnosť AZhK). Od našich kazašských kolegov sme dostali pozitívnu spätnú väzbu a teraz rokujeme s viacerými energetickými spoločnosťami v Kazašskej republike, kde sme boli vybraní ako poskytovatelia IT riešení.

– Vyzdvihli ste projekt so spoločnosťou Yantarenergo, kde spoločne budujete inteligentné siete. Povedz nám o tom viac.

– Začiatkom roka sme ukončili všetky technické postupy na ukončenie prvej etapy implementácie v rozsahu SCADA systému (systém automatického riadenia a zberu informácií) a komplexu elektronických žurnálov. Teraz spoločne veľmi intenzívne pracujeme na dolaďovaní urobeného a pripravujeme podklady pre nasadenie druhého stupňa. V tejto fáze budú implementované výpočtové a analytické funkcie, ktoré vám umožnia vykonávať celý rad technologických operácií pre skutočne inteligentnú správu siete.

- V súvislosti s rečami o potrebe prechodu na inteligentné siete všade v Rusku, aké ťažké bude zopakovať túto skúsenosť v iných sieťach?

- Samozrejme, všade má svoje špecifiká. Takmer pri každej implementácii sa stretávame s potrebou prispôsobiť náš komplex existujúcemu informačnému prostrediu reprezentovanému prostriedkami rôznych, aj zahraničných, vývojárov. Pre každého je všetko iné a to nám ako výrobcovi a nositeľovi celkom modernej technickej ideológie, samozrejme, veľmi nevyhovuje. Stále však veľmi veríme v regulačnú úlohu Rosseti, ktorá teraz venuje veľkú pozornosť štandardizácii systémov.

Na druhej strane sa táto rôznorodosť mení na našu konkurenčnú výhodu. Vrátane pred zahraničnými spoločnosťami, ktoré sa zdráhajú prerábať svoje systémy, napríklad používateľské rozhranie. Pokiaľ ide o nás, toto je prvá vec, s ktorou začneme.

Koniec koncov, každý má svoj vlastný názor a svoje vlastné normy týkajúce sa toho, ako a kde sa majú používateľom zobrazovať informácie: dispečeri, špecialisti prevádzkových služieb, manažéri. Zobrazovať na video stene obrovské množstvo informácií je veľmi náročná úloha, pretože hlavnou úlohou dispečera je vidieť celý obraz ako celok. Nakoniec je tu stále veľmi ťažký moment ergonómie a každý dispečer má tiež svoju vlastnú predstavu o bite. Takže proces takzvaného vyvažovania okruhov je veľmi komplikovaný a môže trvať 4-6 mesiacov.

Pokiaľ ide o nás, tieto problémy úspešne riešime pomocou vlastného grafického subsystému. Tomu sa venujeme vo Voronežskej pobočke, je tam veľmi silný tím, ktorý má obrovské skúsenosti a vlastní najmodernejšie prostriedky a metódy zobrazovania informácií, vďaka čomu sa všetky úlohy riešia rýchlo a efektívne. Môže to znieť trochu odvážne, ale toľko našich používateľov hovorí, že naše okruhy sú najkrajšie na svete.

Toto je teda len jeden bod, ale existujú aj ďalšie čisto technické rozdiely. Ale to je výhoda nášho systému. Vďaka dlhoročným skúsenostiam a modulárnosti nami vytváraných komplexov sa technický vývoj informačných systémov riadiacich centier nikdy nezastaví. Začíname s jednoduchou konfiguráciou pre akékoľvek siete a ako ju ovládame, zlepšujeme a rozvíjame bez prerušenia prevádzky na svetovú úroveň.

– Máš nejaký sen?

- Samozrejme, o pár rokov budeme mať robotického dispečera a potom, ako vodič bezpilotného vozidla ... Skúsení špecialisti prejdú zo zmien a zapoja sa do hĺbkového plánovania a analytickej práce, zlepšujúc sieťovú architektúru a vývoj nových „inteligentných“ komponentov.

Jurij MORŽIN, námestník CEO- riaditeľ pobočky OJSC "STC elektroenergetiky" - VNIIE;

Jurij ŠAKARJAN, zástupca generálneho riaditeľa - Vedecký školiteľ Vedecko-technického centra OAO pre elektroenergetiku, Vedecký školiteľ VNIIE;

Valery VOROTNITSKY, zástupca riaditeľa pobočky as "STC of Electric Power Industry" - VNIIE pre vedecká práca;

Nikolaj NOVIKOV, námestník Vedecký dozor JSC "NTC Electric Power Industry"

Keď už hovoríme o spoľahlivosti, kvalite a šetrnosti k životnému prostrediu napájacích zdrojov, musíme mať v prvom rade na pamäti vývoj a vývoj zásadne nových – inovatívnych technológií na výpočet, analýzu, predikciu, štandardizáciu a znižovanie energetických strát v elektrických sieťach, prevádzkové dispečerské riadenie. ich režimov. Ponúkame materiál poskytnutý Vedecko-výskumným ústavom elektroenergetiky (VNIIE), pobočkou JSC "Vedecko-technické centrum elektroenergetiky", ktorý popisuje doterajší najvýznamnejší vývoj ústavu v tejto oblasti.

Zlepšenie prostriedkov a systémov na výpočet zníženiastraty elektriny

Nové prístupy k systému riadenia elektroenergetiky, k tvorbe taríf za služby prenosu elektrickej energie, k systému regulácie a riadenia úrovne strát elektrickej energie si vyžadujú aj zodpovedajúci vývoj metód ich výpočtu. Tento vývoj sa dnes uskutočňuje niekoľkými smermi.

Presnosť výpočty technických strát (RTP) očakáva sa zvýšenie elektriny prostredníctvom úplnejšieho využívania prevádzkové informácie o stave spínania elektrickej siete (obr. 1), fyzikálnych parametroch jej prvkov, režimových údajoch o záťažiach, napäťových úrovniach a pod.

Je potrebné prejsť od deterministických výpočtov úrovne strát elektrickej energie k pravdepodobnostným odhadom s danou presnosťou a intervalmi spoľahlivosti s následným hodnotením rizika pri investičných rozhodnutiach. Peniaze pri znižovaní strát.

Ďalším vektorom vývoja je použitie zásadne nových inteligentných modelov na zohľadnenie mnohých neistých faktorov, ktoré ovplyvňujú veľkosť skutočných a technických strát elektriny, a na predpovedanie strát. Jeden z týchto modelov je založený na využití umelých neurónových sietí, ktoré sú v skutočnosti jednou z aktívne sa rozvíjajúcich oblastí technológií umelej inteligencie.

Vývoj automatizovaných informačných a meracích systémov pre komerčné meranie elektriny (AIIS KUE), automatizovaných systémov riadenia procesov (APCS) pre elektrické siete, grafických a geografických informačných systémov (GIS) vytvára skutočné príležitosti na zlepšenie softvéru na výpočet, analýzu a štandardizáciu elektriny. straty (RP softvér) . V súčasnosti existuje naliehavá potreba integrácie softvérových a hardvérových komplexov (STC) a v nich obsiahnutých databáz softvéru AIIS KUE, ASTU, GIS a RP s cieľom zlepšiť presnosť, transparentnosť a platnosť výpočtov režimov. elektrických sietí, bilancie a straty elektriny. Časť tejto integrácie už prebehla. Jeho ďalší rozvoj by mal byť založený na nových prístupoch k štandardizácii výmeny informácií medzi rôznymi hardvérovými a softvérovými komplexmi na jednej informačnej platforme, vrátane využitia takzvaných SIM modelov.

Ako ukazuje prax, tradičné metódy a prostriedky znižovania strát elektriny nedokážu zabezpečiť udržanie úrovne strát na technicky a ekonomicky opodstatnenej úrovni. Dosiahnutie tejto úrovne je čoraz drahšie a vyžaduje si viac úsilia. Je nevyhnutné aplikovať Nová technológia a technológie na prenos a distribúciu elektriny. V prvom rade je to:

• Moderné statické nastaviteľné zariadenia na pozdĺžnu a priečnu kompenzáciu jalového výkonu.
• Zariadenia založené na použití vysokoteplotnej supravodivosti (HTSC).
• Využitie „inteligentných“ technológií v elektrických sieťach (InteligentnýMriežka technológie). To umožňuje tým, že elektrické siete sú vybavené prostriedkami systémového riadenia a riadenia záťaže v tempe procesu, nielen vykonávať prevádzkové monitorovanie spotreby energie a elektriny spotrebiteľov, ale aj riadiť túto energiu a elektrinu tak, aby bola čo najefektívnejšia. využiť kapacitu elektrickej siete v akomkoľvek danom čase. Vďaka takejto kontrole je zabezpečená aj optimálna úroveň strát elektriny v sieťach s prijateľnými hodnotami ukazovateľov kvality elektriny.

Podľa Americkej rady pre energeticky efektívnu ekonomiku (ACEEE) do roku 2023 ušetrí využitie technológií Smart Grid v kombinácii s ďalšími opatreniami na efektívne využívanie energetických zdrojov až 30 % plánovaných nákladov na energiu. To znamená, že každú tretiu kilowatthodinu možno získať nie rozširovaním výrobných kapacít, ale distribúciou existujúcich energetických zdrojov pomocou nových informačných technológií.

Hodnota skutočných strát elektriny v elektrických sieťach, za ktoré musia organizácie elektrizačnej sústavy v súčasnosti platiť, vo veľkej miere závisí od presnosti meraní elektriny dodanej do elektrickej siete a odoslanej z elektrickej siete.

Prax zavádzania moderných AIIS KUE ukazuje, že tieto pomerne drahé a priestorovo rozmiestnené informačno-meracie systémy môžu počas prevádzky zlyhať, stratiť presnosť merania, spôsobiť náhodné významné poruchy vo výsledkoch merania atď. To všetko si vyžaduje vývoj a implementáciu metód hodnotenia spoľahlivosti. merania, identifikácie a lokalizácie nerovnováhy vo výkone a elektrickej energii, zavádzaním zásadne nových meracích prístrojov, vrátane optické meracie transformátory prúdu a napätia.

Na obrázku: snímky obrazovky programu RTP 3.

Interaktívna simulácia výpočtov práce energetických systémov

Dynamický model EPS v reálnom čase. Poskytuje možnosť modelovania EES veľkých rozmerov v zrýchlenom, oneskorenom a reálnom čase. Model slúži na: budovanie simulátorov-poradcov dispečera pre režimové riadenie, analýzu ustálených a prechodných režimov, analýzu nehôd, modelovanie primárnych a sekundárnych riadiacich systémov a havarijnej automatizácie (PA). Model EPS berie do úvahy elektromechanické a dlhodobé prechodné procesy, systémy riadenia frekvencie a aktívneho výkonu (AFCM). Vykonáva sa výpočet technických strát elektriny a energie (vrátane podľa napäťových tried a regiónov) a ďalších parametrov režimu. Prvýkrát v Rusku je model tejto triedy použitý na zostavenie komplexných simulátorov-poradcov spolu s topologickou analýzou kompletného spínacieho obvodu silového prepojenia.

Model využíva pomerne presné algoritmy na modelovanie prechodných procesov v režime "frekvencia - činný výkon" (regulátory otáčok, prihrievanie pary, automatizácia kotla atď.). Regulátory napätia sa vyrábajú podľa dvoch možných schém: zjednodušené (ako regulovaný zdroj jalového výkonu, ktorý udržuje hodnotu napätia na danej úrovni) a rafinované (ako riadiaci systém pre EMF synchrónneho stroja so schopnosťou ovládať napätie, frekvencia a ich deriváty).

Model poskytuje sledovanie aktuálneho režimu energetických zariadení na základe informácií úlohy odhadu stavu (OS) a údajov OIC. Výpočtová schéma získaná z problému OS je rozšírená (približne 2-krát) použitím normatívnej referencie a apriórnych informácií, ako aj spoľahlivých TI a TS v OIC.

V modeli sa vykoná topologická analýza kompletného spínacieho obvodu a jeho informačná interakcia s režimovým (výpočtovým) obvodom energetických zariadení. To zabezpečuje ovládanie režimu modelu zapínaním / vypínaním spínacích zariadení, teda spôsobom obvyklým pre obsluhujúci personál.

Model je riadený interaktívne užívateľom, riadiacimi systémami a PA a scenármi vývoja havárií. dôležitá funkcia modelom je kontrola porušení a existencie súčasného režimu podľa kritéria N-1. Sady možností ovládania je možné nastaviť podľa kritéria N-1, určeného pre rôzne režimy riadeného silového prepojenia. Program umožňuje porovnať režim návrhu v modeli EPS s údajmi OIC a identifikovať chybné a chýbajúce údaje režimu.

Spočiatku sa model používal na vytváranie simulátorov režimu v reálnom čase a neskôr sa jeho funkcie rozšírili o analýzu nehôd, testovacie algoritmy na identifikáciu energetických systémov ako riadiacich objektov a ďalšie úlohy. Model slúži na rutinné spracovanie žiadostí o uvedenie zariadení do opráv, modelovanie systémov ARCHM, informačnú podporu pre prevádzkový personál EPS a energetických zväzov a ako poradca dispečera pre režim údržby. Na modeli boli vykonané štúdie šírenia frekvenčnej a napäťovej vlny v reálnych obvodoch veľkých rozmerov pri veľkých poruchách, ako aj na obvodoch reťazovej a kruhovej štruktúry. Bola vyvinutá technika na používanie údajov WAMS na overenie aktuálneho režimu podľa údajov OS a OIC.

Odlišnosť tohto vývoja od iných je v možnosti modelovania dynamiky veľkorozmerných energetických zariadení v reálnom čase, cyklickom sledovaní režimu podľa údajov OIC a úlohy OS, rozšírením návrhovej schémy o 70-80 % o berúc do úvahy autobusy rozvodní, energetických blokov, reaktorov atď.

K dnešnému dňu bol dynamický model EPS v reálnom čase implementovaný v SO UES, FGC UES, ODU Center, OJSC Bashkirenergo.

Komplex KASKAD-NT na zobrazenie prevádzkyschopného

informácie o individuálnych a kolektívnych prostriedkoch

(dispečingové tabule a video steny)

Komplex je prostriedkom na vytváranie a zobrazovanie rôznych obrazovkových foriem (schémy, mapy, tabuľky, grafy, prístroje atď.) na individuálnych (displejoch) a kolektívnych prostriedkoch. Je určený na zobrazovanie informácií OIC a iných softvérových systémov v reálnom čase na individuálnych (displeje) aj kolektívnych (mozaikové ovládacie dosky a videosteny) zariadeniach.

Systém zobrazovania prevádzkových informácií na video stenách je implementovaný v SO UES, ODU Centre a OAO Bashkirenergo. V SO UES na video stene 4 x 3 kocky je implementované zobrazenie zovšeobecnených informácií v grafickej a tabuľkovej forme, ako aj zobrazenie schémy UES na fínskom mozaikovom štíte. V ODU strediska na video stene prostredníctvom komplexu KASKAD-NT sa zobrazujú informácie systému podpory personálu dispečingu vo forme prevádzkovej schémy, schém na pozadí mapy územia a podrobných schém. rozvodní.

Pre OAO Bashkirenergo sa komplex v súčasnosti využíva v telocvičňa pri zobrazení na video stene 3 x 2 kocky konštrukčných a spínacích obvodov a zovšeobecnených informácií v tabuľkovej forme. Na malom blokovom diagrame je možnosť zverejnenia 5 hlavných rozvodní JSC "Bashkirenergo". Na video stene 8 x 4 kociek velína s veľkou štruktúrnou schémou je možné odhaliť 62 rozvodní a spracovať údaje o úlohe. Na veľkej video stene je možné vykonať topologickú analýzu a zobraziť kompletnú schému spínania silového prepojenia.

Systém KASKAD-NT je otvorený pre integráciu s inými komplexmi a je zostavený ako súbor konštruktérov používaných na vytváranie zobrazovacích systémov vývojármi aj používateľmi. Táto funkcia poskytuje možnosť podpory a rozvoja funkčnosti zobrazovacieho systému priamo používateľmi a personálom údržby bez zapojenia vývojárov.

aktíva elektrickej siete

V roku 2008 špecialisti VNIIE dokončili veľký projekt - Program rekonštrukcie a rozvoja automatizovaného systému riadenia procesov (APCS) OAO MOESK. Potreba realizácie tohto projektu bola spôsobená morálnym a fyzickým znehodnotením materiálovej základne riadiaceho systému (zo známych dôvodov celoštátneho charakteru), berúc do úvahy výraznú zmenu požiadaviek na dispečerské riadenie pri práci na trhu podmienok, ako aj s prihliadnutím na štrukturálnu reorganizáciu spoločnosti. Vývoj smeruje k riešeniu úlohy zadanej v MOESK vybudovať kvalitnú vertikálu operatívneho dispečerského riadenia, využívajúcu pri svojej práci najviac moderné metódy organizáciu a technické zabezpečenie procesu riadenia.

Program bol vyvinutý spoločne s OAO Enera a za aktívnej účasti špecialistov MOESK. Práca obsahuje časti o analýze súčasného stavu APCS, o vývoji základných technických požiadaviek na perspektívny APCS, jeho prvky a subsystémy, ako aj návrhy technických riešení. Vrátane možností rekonštrukcie a rozvoja systému na základe technické prostriedky popredných domácich a zahraničných výrobcov riadiacej techniky.

Počas vývoja boli hlavné ustanovenia existujúcej vedeckej a technickej dokumentácie v oblasti automatizácie sieťového komplexu, ktoré zabezpečujú rozvoj centralizovaného technologického riadenia elektrických sietí, vytváranie automatizovaných rozvodní založených na jedinom komplexe moderných technických prostriedkov, s integráciou systémov merania, ochrany, automatizácie a riadenia zariadení objektov, boli zohľadnené a špecifikované na podmienky podniku elektrické siete.

V spojení s veľké množstvo PS a morálne a fyzické zhoršovanie väčšiny telemechaniky zabezpečuje fázovú automatizáciu PS, ktorej prvou etapou je rekonštrukcia TM, v súlade s rekonštrukciou a rozvojom komunikačného systému, to znamená vytvorenie základom moderného SSPI a druhá etapa - pre časť PS - vytvorenie plnohodnotných automatizovaných systémov riadenia procesov.

Program zabezpečuje aktualizáciu hardvérového a softvérového komplexu dispečingov na základe moderného systému riadenia elektrickej siete, ktorý prijala MOESK (ENMAC GE), ktorý automatizuje operácie riadenia a dispečerského riadenia, ako aj riadenie prevádzky siete počas údržby zariadení a interakcie s elektrickou energiou. spotrebiteľov.

Vývoj komunikačného systému je zameraný na úplný prechod na technológie digitálneho prenosu dát širokým využitím, spolu s existujúcimi vysokofrekvenčnými komunikáciami, technológie optických vlákien a bezdrôtovej komunikácie.

Významné miesto je venované vytvoreniu integračnej platformy (IP), ktorá podporuje jednotný informačný model IEC (SIM-model) a umožňuje pripojiť rôzne aplikácie na spoločnú informačnú zbernicu pomocou technológie WEB-Service. Spolu s OAO "ETsN" a LLC "MODUS" bola vyvinutá prvá verzia grafického inštrumentálneho systému na vytváranie IP a uvedená do skúšobnej prevádzky v RGC "Kubanenergo", na ktorú je OIC KOTMI napojené.

Dodávame, že VNIIE vyvinula nasledovné expertné systémy na použitie v prevádzke kontrola odoslania: poradenské systémy pre ročné plánovanie opráv sieťových zariadení; systémoví poradcovia pre režimové štúdium požiadaviek na prevádzkové opravy; systémy na analýzu topológie v elektrickej sieti s analýzou havarijných situácií; Simulačné systémy na prevádzkové prepínanie; inštrumentálny expertný systém MIMIR pre energetické aplikácie; expertný systém ESORZ na spracovanie prevádzkových aplikácií (aplikácia so SO-CDU, ODU Strediska, ODU Stredná Volga); systém na analýzu topológie elektrickej siete ANTOP (aplikácia v ODU Ural); školiaci systém KORVIN pre prevádzkové spínanie (aplikácia v regionálnych energetických sústavách).

V súčasnosti sa vyvíja systém ročného plánovania opráv zariadení elektrickej siete (pre SO-CDU).

Celý komplex prác JSC "STC elektroenergetiky" na nových informačných technológiách dopĺňajú aktuálne technologické úlohy, z ktorých niektoré budú dokončené v blízkej budúcnosti a o ktorých dúfame, že ich budeme informovať na stránkach časopisu.

Popis:

Zlepšenie účinnosti
riadenie distribučnej siete

V. E. Vorotnický, doktor tech. Sci., profesor, zástupca výkonného riaditeľa pre výskum, JSC VNIIE

Hlavné úlohy riadenia elektrických sietí v trhových podmienkach

zabezpečenie funkcie technologickej infraštruktúry elektrickej siete za podmienok rovnakých príležitostí na jej využívanie všetkými účastníkmi trhu s elektrinou;

Zabezpečenie stabilného a bezpečná práca zariadenia elektrickej siete, spoľahlivé napájanie spotrebiteľov a kvalita elektriny, ktorá spĺňa stanovené požiadavky predpisov a prijímanie opatrení na zabezpečenie plnenia záväzkov subjektov elektroenergetiky zo zmlúv uzatvorených na trhu s elektrinou;

Zabezpečenie zmluvných podmienok dodávky elektriny účastníkom (účastníkom) trhu s elektrinou;

zabezpečenie nediskriminačného prístupu subjektov trhu s elektrinou do elektrickej siete pri dodržaní pravidiel trhu, technologických pravidiel a postupov, ak sú dostupné technická realizovateľnosť takéto pristúpenie;

Minimalizácia technických obmedzení siete v rámci ekonomicky opodstatnených limitov;

Znižovanie nákladov na prenos a distribúciu elektriny prostredníctvom zavádzania pokročilých technológií na údržbu a opravy zariadení elektrizačnej sústavy, nových zariadení a opatrení na úsporu energie.

Účelom článku je zvážiť:

Hlavné úlohy riadenia elektrických sietí v trhových podmienkach;

Všeobecné charakteristiky distribučných sietí 0,38–110 kV v Rusku;

Technický stav distribučných sietí, zariadení a systémov na ich správu;

Trendy a perspektívy vývoja:

a) digitálne informačné technológie;

b) základné informačné technológie;

c) geoinformačné technológie;

d) automatizované systémy prevádzkového a technologického riadenia distribučných sietí podnikov a ich hlavných subsystémov;

e) prostriedky na rozdelenie distribučných sietí;

Problémy tvorby regulačného rámca pre automatizáciu riadenia distribučných sietí.

Všeobecné charakteristiky distribučných elektrických sietí v Rusku

Vidiecke elektrické siete

Celková dĺžka elektrických sietí s napätím 0,4-110 kV vo vidieckych oblastiach Ruska je asi 2,3 milióna km vrátane vedení s napätím:

0,4 kV - 880 tisíc km

6–10 kV - 1 150 tisíc km

35 kV - 160 tisíc km

110 kV - 110 tisíc km

V sieťach je inštalovaných 513 000 transformátorových staníc 6–35/0,4 kV s celkovou kapacitou asi 90 miliónov kVA.

Mestské elektrické siete

Celková dĺžka mestských elektrických sietí s napätím 0,4–10 kV je 0,9 milióna km vrátane:

káblové vedenia 0,4 kV - 55 tisíc km

nadzemné vedenie 0,4 kV - 385 tisíc km

káblové vedenia 10 kV - 160 tisíc km

nadzemné vedenie 10 kV - 90 tisíc km

vonkajšie osvetlenie nadzemné vedenie - 190 tisíc km

vonkajšie osvetlenie nadzemné vedenie - 20 tisíc km

V sieťach je inštalovaných cca 290 tisíc trafostaníc 6–10 kV s výkonom 100–630 kVA.

Technický stav rozvodných elektrických sietí, prostriedkov a systémov na ich riadenie

Zariadenia elektrickej siete

Približne 30-35% nadzemných vedení a trafostaníc má odpracované štandardné obdobie. Do roku 2010 toto číslo dosiahne 40 %, ak tempo rekonštrukcie a technického dovybavenia elektrických sietí zostane rovnaké.

V dôsledku toho sa zhoršujú problémy so spoľahlivosťou napájania.

Priemerná dĺžka výpadkov spotrebiteľov je 70 – 100 hodín ročne. V priemyselne vyspelých krajinách sa štatisticky definuje ako „dobrý“ stav napájania, keď sa celková dĺžka prerušenia siete vysokého napätia počas roka pohybuje v rozmedzí 15–60 minút ročne. V sieťach nízkeho napätia sú tieto čísla o niečo vyššie.

Priemerný počet škôd, ktoré spôsobujú odpojenie vysokonapäťových vedení s napätím do 35 kV, je 170–350 na 100 km vedenia za rok, z toho 72 % je nestabilných, prechádzajúcich na jednofázové.

Ochrana relé a automatizácia

Z v súčasnosti prevádzkovaných v distribučných sieťach Ruska asi 1 200 tisíc zariadení reléovej ochrany a automatizácie (RPA) rôznych typov, hlavný podiel tvoria elektromechanické zariadenia, mikroelektronika alebo zariadenia s čiastočným využitím mikroelektroniky.

So štandardnou životnosťou reléových ochranných zariadení rovnajúcou sa 12 rokom, približne 50 % všetkých súprav ochrany relé má svoju štandardnú životnosť.

Nevybavená úroveň vyrobených domácich zariadení RPA v porovnaní so zariadeniami RPA popredných zahraničných výrobcov je 15–20 rokov.

Rovnako ako predtým, viac ako 40% prípadov nesprávnej činnosti reléových ochranných a automatizačných zariadení sa vyskytuje v dôsledku nevyhovujúceho stavu zariadení a chýb personálu služieb reléovej ochrany počas ich údržby.

Treba poznamenať, že nie všetko je bezpečné so spoľahlivosťou ochrany relé, a to nielen v Rusku, ale aj v niektorých priemyselných krajinách.

Najmä na zasadnutí Medzinárodnej konferencie o distribučných sieťach (CIRED) v roku 2001 sa zistilo, že v nórskych elektrických sieťach sú ročné škody spôsobené nesprávnymi činnosťami ochranných a riadiacich systémov približne 4 milióny amerických dolárov. Zároveň 50 % falošných poplachov ochrany pripadá na podiel ochranných a ovládacích zariadení. Z toho viac ako 50 % – s chybami pri overovaní a testovaní zariadenia a len 40 % v dôsledku jeho poškodenia.

V iných škandinávskych krajinách je miera poškodenia reléových ochranných zariadení 2 až 6-krát nižšia.

Hlavnou prekážkou rozsiahlej automatizácie zariadení elektrickej siete je nedostupnosť primárneho elektrického zariadenia na tento účel.

Systém na zber a prenos informácií, informačných a počítačových systémov

Viac ako 95 % telemechanických zariadení a súprav senzorov je v prevádzke viac ako 10–20 rokov. Prostriedky a komunikačné systémy sú prevažne analógové, morálne a fyzicky zastarané, nespĺňajú potrebné požiadavky na presnosť, spoľahlivosť, spoľahlivosť a rýchlosť.

V prevažnej väčšine dispečingov okresných elektrických sietí (OZE) a podnikov elektrických sietí (PES) sú technickým základom automatizovaných riadiacich systémov osobné počítače, ktoré nespĺňajú požiadavky nepretržitého technologického monitorovania a riadenia. Životnosť osobných počítačov pracujúcich v nepretržitom režime nepresahuje 5 rokov a doba ich zastarania je ešte kratšia. Pre automatizovaný dohľadový riadiaci systém (ASCS) elektrických sietí je potrebné použiť špeciálne počítače, ktoré spoľahlivo pracujú v nepretržitom režime, doplnené nástrojmi na riadenie procesov.

Vyžaduje rozsiahle licencovanie systémového softvéru Microsoft, ORACLE atď. používaného v elektrických sieťach.

Aplikačný (technologický) softvér (SCADA-DMS) v mnohých elektrických sieťach je tiež jednoznačne zastaraný, nevyhovuje moderným požiadavkám tak z hľadiska funkcií, ako aj z hľadiska objemu spracovávaných informácií.

Najmä existujúce automatizované systémy riadenia PEZ a OZE poskytujú najmä informačné služby personálu a prakticky neriešia problémy prevádzkového riadenia elektrizačných sústav, optimalizácie prevádzkovej a opravárenskej údržby elektrických sietí.

Systém regulácie napätia

Prostriedky regulácie napätia pri záťaži v energetických centrách distribučnej siete a prostriedky spínania bez budenia (s odpojením transformátora) v transformovniach 6-10 kV sa prakticky nepoužívajú alebo sa používajú sporadicky, pretože spotrebitelia sa sťažujú nízke úrovne napätie počas špičkových hodín.

Výsledok - v samostatných elektricky vzdialených bodoch elektrických sietí 0,38 kV in vidiekúrovne napätia sú 150-160V namiesto 220V.

V takejto situácii môže trh s elektrinou uvaliť na spoločnosti distribučnej sústavy veľmi vážne sankcie za spoľahlivosť a kvalitu dodávok elektriny spotrebiteľom. Ak sa na to vopred nepripravíte, sieťové spoločnosti utrpia vo veľmi blízkej budúcnosti vážne materiálne straty, čo situáciu ešte zhorší.

Systém merania elektriny

Prevažná väčšina energetických centier distribučnej siete (asi 80 %) a asi 90 % domácich spotrebiteľov má morálne a fyzicky zastarané indukčné alebo elektronické merače prvej generácie, často s ukončeným dátumom kalibrácie a servisu, poskytujúce možnosť iba manuálnych odpočtov. .

Výsledkom je nárast obchodných strát elektriny v elektrických sieťach. Pri celkových stratách elektriny v ruských elektrických sieťach asi 107 miliárd kWh ročne, distribučné siete 110 kV a menej predstavujú 85 miliárd kWh, z čoho komerčné straty podľa minimálnych odhadov dosahujú 30 miliárd kWh ročne.

Ak na konci 80-tych rokov dvadsiateho storočia relatívne straty elektriny v elektrických sieťach elektrizačných sústav nepresiahli 13–15 % dodávky elektriny do siete, tak v súčasnosti dosahujú úroveň 20– 25 % pre jednotlivé energetické sústavy a 30 – 40 pre jednotlivé TPP %, a pre niektoré OZE už presahujú 50 %.

Vo vyspelých európskych krajinách sú relatívne straty elektriny v elektrických sieťach na úrovni 4-10%: v USA - asi 9%, v Japonsku - 5%.

V súlade s nariadením vlády Ruskej federácie o regulácii taríf za elektrickú energiu, Pravidlami veľkoobchodného trhu a návrhom Pravidiel maloobchodného trhu na prechodné obdobie štandardné straty elektriny v elektrických sieťach (a tento nie je viac ako 10 – 12 % dodávky do siete) môže byť zahrnuté do nákladov na služby prenosu elektriny a budú zaplatené trhovými subjektmi a nadmerné straty elektriny budú musieť spoločnosti distribučnej siete kupovať, aby ich kompenzovali.

Pre niektoré spoločnosti so stratami 20-25% to znamená, že viac ako polovicu vykázaných strát budú predstavovať priame finančné straty v stovkách miliónov rubľov ročne.

To všetko si vyžaduje kvalitatívne nové prístupy k meraniu elektriny v elektrických sieťach aj spotrebiteľom, predovšetkým k automatizácii merania, automatizácii výpočtov a analýze bilancií elektriny, selektívnemu odpájaniu neplatiacich spotrebiteľov atď.

Regulačný rámec pre optimalizáciu rozvoja elektrických distribučných sietí a ich riadiacich systémov

Regulačný rámec sa od polovice 80. a začiatku 90. rokov takmer neaktualizoval. Dnes si asi 600 odvetvových regulačných dokumentov vyžaduje revíziu.

Mnohé zásadné dokumenty, predovšetkým pravidlá pre inštaláciu elektrických inštalácií, pravidlá pre technickú prevádzku, neboli odsúhlasené Ministerstvom spravodlivosti Ruskej federácie a v podstate prestali byť povinné na používanie.

Nové Pravidlá používania elektriny doteraz neboli dohodnuté s rovnakým ministerstvom spravodlivosti Ruskej federácie. Trestný zákon Ruskej federácie neobsahuje pojem „krádež elektriny“, ktorá spôsobuje elektroenergetike veľké materiálne škody. Objem krádeží elektriny rastie a objektívne porastie so zvyšovaním taríf elektriny. Aby sme to zastavili, potrebujeme nielen úsilie energetikov, ale aj právnu pomoc zo strany štátu. Bohužiaľ, táto pomoc nie je vždy dostatočná. Najmä s nadobudnutím účinnosti zákona Ruskej federácie „o technickom predpise“ sa stav GOST výrazne znížil, čo pre krajinu ako Rusko môže vytvárať a už vytvára značné problémy. Hlavným je chýbajúca jednotná technická politika pri rozvoji a správe distribučných sietí.

Financovanie tohto vývoja a jeho vedecká podpora je jednoznačne nedostatočné a prebieha podľa reziduálneho princípu. Viac ako desaťročná kríza v ruskom elektroenergetike výrazne zhoršila situáciu. Začalo v r posledné roky reformy v riadení elektroenergetiky sa zatiaľ dotkli chrbtových sietí 220 kV a vyššie, v ktorých je tiež veľa problémov, ale nie toľko, koľko sa ich nahromadilo v distribučných sieťach.

Nádeje na aktivitu domácich a západných investorov a zavádzanie západných technológií do správy domácich distribučných sietí sú s najväčšou pravdepodobnosťou odsúdené na zánik v dôsledku skutočnosti, že ruská legislatíva, mentalita, klimatické podmienky, vlastnosti budovania sietí (veľké rozvetvenie a dĺžka, iné sieťové zariadenia, nízka kvalita elektriny, vysoké úrovne rušenie a pod.), riadiace systémy a softvér sa výrazne líšia od zahraničných. Správnejšie je zamerať sa na vlastné silné stránky s prihliadnutím na najlepšie domáce a zahraničné skúsenosti. Sú na to všetky predpoklady, o čom svedčia nastupujúce trendy vo svete a vyspelé domáce energetické systémy a siete.

V polovici 80. a začiatkom 90. rokov JSC VNIIE vypracovala celý súbor dokumentov o tvorbe a vývoji automatizovaných riadiacich systémov pre PES a OZE. Samozrejme, tieto dokumenty sú už veľmi zastarané a vyžadujú si revíziu.

Trendy a perspektívy rozvoja

Digitálne a informačné technológie

Globálne trendy vo vývoji riadiacich systémov sú neoddeliteľne spojené s prechodom na digitálne technológie, ktoré poskytujú možnosť vytvárať integrované hierarchické systémy. Distribučné elektrické siete v týchto systémoch sú zároveň nižším hierarchickým článkom, ktorý je neoddeliteľne spojený s vyššími úrovňami riadenia.

Základom prechodu na digitálne technológie je technické prevybavenie a modernizácia komunikačného a telekomunikačného systému s prudkým nárastom objemu a rýchlosti prenosu informácií. Fázový prechod na digitálne integrované riadiace systémy bude určený fázami implementácie Jednotného digitálneho komunikačného systému v energetike a bude trvať minimálne 10-15 rokov.

V posledných rokoch 20. storočia predniesli poprední svetoví odborníci v oblasti telekomunikácií tézu: "20. storočie je storočím energetiky a 21. storočie je storočím informatiky." Zároveň sa objavil nový pojem: „infokomunikácie“, ktorý v sebe spája „informatizáciu“ a „telekomunikácie“. Myslím si, že správnejšie by bolo povedať, že 21. storočie bude storočím energetiky aj infokomunikácií založených na moderných informačných a digitálnych technológiách.

Najdôležitejšie trendy vo vývoji infokomunikačných sietí sú:

zvýšenie spoľahlivosti a životnosti telekomunikačných sietí;

Vývoj metód prognózy vývoja telekomunikácií v regiónoch v závislosti od spotreby elektrickej energie;

Tvorba systémov riadenia informačného a komunikačného prostredia;

Súčasne s rozvojom digitálnych sietí dochádza k zavádzaniu moderných telekomunikačných technológií, predovšetkým technológie optických vlákien;

Zavedenie takzvaných PLC technológií pre použitie elektrických sietí 0,4-35 kV na prenos akýchkoľvek informácií z rozvodní, energetických podnikov, priemyselné podniky na kontrolu a riadenie spotreby energie v bežnom živote vrátane riešenia problémov ASKUE, informačnú podporu činnosti účastníkov elektrickej siete 0,4–35 kV;

Použitie komunikačných zariadení na ochranu energetických zariadení, video dohľad.

Základné informačné technológie

Jednou z hlavných vlastností moderných automatizovaných riadiacich systémov je integrácia (agregácia) mnohých softvérových produktov do jedného informačného priestoru.

V súčasnosti sa integračná technológia založená na internetových technológiách a otvorených štandardoch veľmi rýchlo rozvíja, čo umožňuje:

Vytvorte technickú infraštruktúru pre návrh aplikácií a schopnosti vývoja systému na dlhú dobu;

Poskytovať schopnosť integrovať produkty od spoločností ako Microsoft, ORACLE, IBM atď.;

Zabezpečiť možnosť konzistentnej integrácie existujúcich produktov bez výrazných zmien a preprogramovania;

Zabezpečte škálovateľnosť a prenosnosť softvéru, aby ste ho mohli replikovať v podnikoch spoločnosti.

Geoinformačné technológie

Rýchly rozvoj výpočtovej techniky a telekomunikácií, satelitných navigačných systémov, digitálnej kartografie, úspechy mikroelektroniky a iných technologických výdobytkov, neustále zdokonaľovanie štandardného a aplikovaného softvéru a informačná podpora vytvárajú objektívne predpoklady pre stále širšie uplatnenie a rozvoj kvalitatívne nového oblasť poznania – geoinformatika. Vznikla na priesečníku geografie, geodézie, topológie, spracovania dát, informatiky, inžinierstva, ekológie, ekonómie, obchodu, iných disciplín a oblastí ľudskej činnosti. Najvýznamnejšími praktickými aplikáciami geoinformatiky ako vedy sú geografické informačné systémy (GIS) a geoinformačné technológie (GIS technológie) vytvorené na ich základe.

Skratka GIS existuje už viac ako 20 rokov a pôvodne označovala súbor počítačových metód na vytváranie a analýzu digitálnych máp a súvisiacich tematických informácií pre správu mestských zariadení.

Čoraz väčšia pozornosť sa venuje využívaniu GIS technológií v elektroenergetike a predovšetkým v elektrických sieťach JSC FGC UES, AO-energos a miest.

Už prvé skúsenosti s používaním GIS ako informačných a referenčných systémov v domácich elektrických sieťach ukázali bezpodmienečnú užitočnosť a efektívnosť takéhoto využitia pre:

Certifikácia sieťových zariadení s ich väzbou na digitálnu mapu územia a rôzne elektrické schémy: normálne, prevádzkové, podporné, zúčtovacie atď.;

Účtovanie a rozbory technického stavu elektrických zariadení: vedení, transformátorov a pod.;

Účtovanie a analýza platieb za spotrebovanú elektrinu;

Polohovanie a zobrazenie polohy operačných mobilných tímov na digitálnej mape atď.

Ešte väčšie vyhliadky sa otvárajú v aplikácii technológií GIS pri riešení problémov: optimálne plánovanie vývoja a dizajn; oprava a údržba elektrických sietí, berúc do úvahy vlastnosti terénu; prevádzkové riadenie sietí a likvidácia havárií s prihliadnutím na priestorové, tematické a prevádzkové informácie o stave sieťových zariadení a spôsoboch ich prevádzky. Na to je aj dnes potrebné informačné a funkčné prepojenie GIS, technologických softvérových systémov automatizovaných systémov riadenia elektrických sietí, expertných systémov a znalostných báz na riešenie uvedených úloh. JSC "VNIIE" vyvinula systémového poradcu pre analýzu požiadaviek na opravy sieťových zariadení. Pracuje sa na prepojení programov na výpočet strát s GIS.

V posledných rokoch je jasne definovaný trend vo vývoji integrovaných inžinierskych komunikačných systémov na jednom topografickom základe mesta, okresu, kraja, vrátane tepelných, elektrických, plynových, vodovodných, telefónnych a iných inžinierskych sietí.

Štruktúra automatizovaného systému prevádzkového dispečerského riadenia spoločností distribučnej sústavy (AS DGC)

Účelom vytvorenia RGC AS je zvýšenie efektívnosti a spoľahlivosti distribúcie elektrickej energie a výkonu zabezpečením maximálnej efektívnosti prevádzkových a technologických činností RGC prostredníctvom integrovanej automatizácie procesov zberu, spracovania, prenosu informácií. a rozhodovanie na základe moderných informačných technológií.

AS RSC by mal byť distribuovaný hierarchický systém, na každej úrovni je riešený povinný základný súbor úloh zabezpečujúci výkon hlavných funkcií prevádzkového a technologického riadenia.

Hlavné subsystémy AS RSK:

Automatizované prevádzkové dispečerské riadenie elektrických sietí, vykonávajúce tieto funkcie:

a) súčasný manažment;

b) operatívne riadenie a plánovanie;

c) kontrola a riadenie spotreby energie;

d) plánovanie a riadenie opráv;

Automatizované technologické riadenie:

a) ochrana relé a automatizácia;

b) napätie a jalový výkon;

Automatizovaný systém pre obchodné a technické účtovanie elektriny (ASKUE);

Systém komunikácie, zberu, prenosu a zobrazovania informácií.

Vzhľadom na obmedzenia objemu článkov sa zameriame len na hlavné trendy a perspektívy vývoja hlavných subsystémov AS RSC.

Ochrana relé a automatizácia

Hlavné smery vývoja ochrany a automatizácie relé v distribučných elektrických sieťach:

Výmena fyzicky opotrebovaného zariadenia, ktoré doslúžilo svoju životnosť;

Modernizácia reléových ochrán a automatizačných zariadení so zameraním na použitie novej generácie mikroprocesorových zariadení;

Integrácia mikroprocesorových reléových ochranných a automatizačných zariadení do jedného automatizovaného systému riadenia procesu pre napájacie rozvodne;

Rozšírenie funkcií reléovej ochrany a automatizácie pre úlohy merania a riadenia s prihliadnutím na požiadavky na spoľahlivosť jeho prevádzky, vrátane použitia medzinárodných noriem pre komunikačné rozhrania.

Regulácia napätia a jalového výkonu

Hlavné úlohy na zlepšenie účinnosti regulácie napätia:

Zlepšenie spoľahlivosti a kvality prevádzkovej údržby regulácie napätia znamená predovšetkým reguláciu napätia pri záťaži a automatickú reguláciu napätia;

Kontrola a analýza grafov zaťaženia spotrebičov a napätí v uzloch elektrických sietí, zvyšovanie spoľahlivosti a objemu meraní jalového výkonu v distribučných sieťach;

Implementácia a systematické používanie softvéru na optimalizáciu zákonov regulácie napätia v distribučných sieťach, praktická implementácia týchto zákonov;

Organizovanie diaľkového a automatického ovládania odbočiek transformátorov z dispečerských stredísk;

Inštalácia dodatočných diaľkovo ovládaných prostriedkov regulácie napätia, napríklad zosilňovačov transformátorov na rozvody dlhých rozvodov vysokého napätia, na ktorých nie je možné centralizovanou reguláciou zabezpečiť prípustné odchýlky napätia v uzloch siete.

Automatizácia merania elektriny

Automatizácia merania elektriny je strategickým smerom znižovania komerčných strát elektriny vo všetkých krajinách bez výnimky, základom a predpokladom fungovania veľkoobchodného a maloobchodného trhu s elektrinou.

Moderné ASKUE by malo byť vytvorené na základe:

Štandardizácia formátov a protokolov na prenos údajov;

Zabezpečenie diskrétnosti merania, zberu a prenosu údajov z obchodného merania potrebných na efektívne fungovanie konkurenčného maloobchodného trhu s elektrinou;

Zabezpečenie výpočtu skutočných a prípustných odchýlok elektriny v elektrických sieťach, lokalizácia odchýlok a prijímanie opatrení na ich zníženie;

Vzájomné prepojenie s prostriedkami automatizovaných riadiacich systémov, automatizovaných systémov riadenia procesov a núdzovej automatizácie.

Pre zber informácií je stály trend nahrádzať indukčné merače elektronickými, a to nielen z dôvodu vyšších limitov presnosti, ale aj z dôvodu nižšej spotreby v obvodoch prúdových transformátorov a transformátorov napätia.

Osobitný význam pre maloobchodný trh s elektrinou a pre znižovanie strát elektriny v elektrických sieťach má vylúčenie samoobsluhy (samozápisu odpočtov) elektromerov spotrebiteľmi v domácnosti. Na tento účel sa na celom svete vyvíja ASKUE pre domácich spotrebiteľov s prenosom údajov z elektromerov cez sieť 0,4 kV alebo cez rádiové kanály do stredísk zberu údajov. Široko používané sú najmä už vyššie uvedené PLC technológie.

Aplikácia moderných prostriedkov delenia rozvodných elektrických sietí a decentralizovanej automatizácie

V mnohých krajinách s cieľom zvýšiť spoľahlivosť distribučných sietí, skrátiť čas hľadania miesta poruchy a počet prerušení dodávky elektrickej energie už dlhé roky využívajú „hlavný princíp“ budovania takýchto sietí, založených na tzv. o vybavení sietí automatickými deliacimi bodmi stĺpcového dizajnu - rezatvárače, ktoré kombinujú funkcie:

Určenie miesta poškodenia;

Lokalizácia poškodenia;

Obnovenie napájania.

závery

1. Nevyhnutné priority:

Vypracovanie koncepcie a dlhodobého programu rozvoja, modernizácie, technického prevybavenia a rekonštrukcie distribučných elektrických sietí 0,38–110 kV, prostriedkov a systémov riadenia ich režimov, opráv a údržby;

Prechod od zvyškového k prioritnému princípu prideľovania finančných a materiálne zdroje o postupnej praktickej implementácii tejto koncepcie a programu s pochopením kľúčového významu pokročilého rozvoja distribučných sietí a systémov ich riadenia pre efektívne fungovanie nielen maloobchodného, ​​ale aj veľkoobchodného trhu s elektrinou;

Rozvoj modernej, trhovo orientovanej obchodnej a riadiacej, normatívnej a metodickej základne pre rozvoj distribučných elektrických sietí a systémov ich riadenia;

Vývoj ekonomicky opodstatnených požiadaviek pre domáci priemysel na výrobu moderných zariadení pre elektrické siete a ich riadiace systémy;

Organizácia systému certifikácie a prijímania do prevádzky domácich a dovážaných zariadení pre distribučné siete a systémy ich riadenia;

Implementácia a analýza výsledkov implementácie pilotných projektov vývoja nových perspektívnych technológií a systémov pre automatizované riadenie distribučných elektrických sietí.

2. Vývoj a implementácia efektívnych automatizovaných riadiacich systémov pre rozvodné elektrické siete je komplexná úloha, ktorá si vyžaduje značné kapitálové investície.

Každá distribučná spoločnosť a AO-energo pred začatím modernizácie a technického dovybavenia operačný systém riadenie elektrických sietí alebo vytvorenie novej, musí jasne pochopiť súbor úloh, ktoré treba riešiť, očakávaný efekt zavedenia automatizovaných riadiacich systémov.

Je potrebné vyvinúť moderné metódy výpočtu ekonomickej efektívnosti ACS PES a OZE (spoločnosť distribučnej siete), etapy ich vzniku a rozvoja.

3. Hlavná otázka, ktorá sa vždy vynára pri vývoji a zavádzaní nových technológií na riadenie elektrických sietí, je, kde na to všetko vziať peniaze?

Zdroje finančné zdroje v skutočnosti ich môže byť niekoľko:

1) centralizované financovanie pilotných projektov a regulačných a metodických dokumentov;

2) tarify za elektrinu;

3) konsolidácia určitej časti finančných zdrojov budúcich distribučných spoločností a dnešných AO-energos v oficiálne založenom partnerstve – Ruskej asociácii podnikov;

4) zainteresovaní investori.

V ruských podmienkach, ako ukázala prax vyspelých energetických systémov, platí zásada „Kto chce problém vyriešiť, hľadá a hľadá spôsoby, ako ho vyriešiť, kto nechce, hľadá dôvody, prečo je riešenie nemožné, alebo čaká na iní, aby to vyriešili za neho“ by malo fungovať.

Ako vyplýva z článku, v Rusku existuje dostatok príležitostí a spôsobov, ako zlepšiť efektívnosť riadenia distribučných sietí. Nevyhnutné je pochopenie dôležitosti a aktívna túžba implementovať tieto príležitosti do praxe.