Согласно Федеральному закону «Об электроэнергетике» ОАО «ФСК ЕЭС» является ответственным за технологическое управление Единой национальной электрической сетью (ЕНЭС). При этом возникли вопросы чёткого разграничения функционала между ОАО «СО ЕЭС», осуществляющим единое диспетчерское управление объектами электроэнергетики, и сетевыми компаниями. Это привело к необходимости создания эффективной структуры оперативно-технологического управления объектами ОАО «ФСК ЕЭС», к задачам которой относятся в том числе:
• обеспечение надёжного функционирования объектов ЕНЭС и выполнения заданных ОАО «СО ЕЭС» технологических режимов работы ЛЭП, оборудования и устройств объектов ЕНЭС;
• обеспечение надлежащего качества и безопасности работ при эксплуатации объектов ЕНЭС;
• создание единой системы подготовки оперативного персонала для выполнения функций ОТУ;
• обеспечение технологической оснащённости и готовности оперативного персонала к выполнению диспетчерских команд (распоряжений) СО и команд (подтверждений) оперативного персонала ЦУС ФСК ЕЭС;
• обеспечение снижения числа технологических нарушений, связанных с ошибочными действиями оперативного персонала;
• во взаимодействии и по согласованию с ОАО «СО ЕЭС» участие в разработке и реализации программ развития ЕНЭС в целях повышения надёжности передачи электрической энергии, наблюдаемости и управляемости сети, обеспечения качества электрической энергии;
• планирование мероприятий по ремонту, вводу в эксплуатацию, модернизации/реконструкции и техническому обслуживанию ЛЭП, электросетевого оборудования и устройств на предстоящий период;
• разработка в соответствии с требованиями ОАО «СО ЕЭС», согласование и утверждение в установленном порядке графиков аварийного ограничения режима потребления электрической энергии и осуществление фактических действий по вводу аварийных ограничений по диспетчерской команде (распоряжению) ОАО «СО ЕЭС»;
• выполнение заданий ОАО «СО ЕЭС» по подключению объектов электросетевого хозяйства ФСК и энергопринимающих установок потребителей электрической энергии под действие противоаварийной автоматики.
Для выполнения поставленных задач ОАО «ФСК ЕЭС» разработало и утвердило концепцию оперативно-технологического управления объектами ЕНЭС. В соответствии с данной концепцией создаётся четырёхуровневая организационная структура (с трёхуровневой системой управления): исполнительный аппарат, головной ЦУС МЭС, ЦУС ПМЭС и оперативный персонал подстанции.
Между соответствующими уровнями организационной структуры распределены следующие функции:
• ИА ФСК — информационно-аналитические;
• головной ЦУС МЭС — информационно-аналитические и неоперационные;
• ЦУС ПМЭС — неоперационные и операционные;
• персонал подстанций — операционные.
При этом к неоперационным функциям относят такие задачи, как контроль и мониторинг состояния сети. Принятие центрами управления сетями операционных функций, связанных с отдачей команд на производство переключений, требует высокой квалификации оперативного персонала, а также соответствующего технического оснащения ЦУС.
В целях повышения экономичности и надёжности передачи и распределения электроэнергии и мощности за счёт автоматизации процессов оперативно-технологического управления на базе современных информационных технологий центры управления сетями ОАО «ФСК ЕЭС» оснащаются программно-техническими комплексами (ПТК), позволяющими автоматизировать такие процессы, как мониторинг режимов оборудования, производство переключений в строгом соответствии с утверждённой программой и другие. Таким образом, за счёт автоматизации ОТУ существенно повышается надёжность работы электрических сетей, снижается аварийность за счёт исключения ошибок оперативного персонала, минимизируется количество необходимого оперативного персонала.
Стоит отметить, что технической политикой ОАО «ФСК ЕЭС» при новом строительстве и реконструкции предусматривается:
• обеспечение энергетической безопасности и устойчивого развития России;
• обеспечение требуемых показателей надёжности предоставляемых услуг по передаче электроэнергии;
• обеспечение свободного функционирования рынка электроэнергии;
• повышение эффективности функционирования и развития ЕНЭС;
• обеспечение безопасности производственного персонала;
• сокращение влияния ЕНЭС на экологию;
• наряду с использованием новых типов оборудования и систем управления обеспечение подготовки ПС для работы без постоянного обслуживающего персонала.
В настоящее время схемы первичных электрических соединений действующих ПС ориентированы на оборудование, требующее учащённого технического обслуживания, поэтому предусматривают избыточные по современным критериям соотношения числа коммутационных аппаратов и присоединений. Это является причиной значительного количества серьёзных технологических нарушений по вине оперативного персонала.
Сейчас автоматизация технологических процессов выполнена на 79 ПС ЕНЭС, в стадии выполнения находятся ещё 42 ПС. Поэтому основная схема организации эксплуатации ориентирована прежде всего на круглосуточное пребывание на них обслуживающего (оперативного) персонала, контролирующего состояние объекта и выполняющего оперативные переключения.
Оперативное обслуживание ПС ЕНЭС включает:
• мониторинг состояния ЕНЭС — контроль состояния оборудования, анализ оперативной обстановки на объектах ЕНЭС;
• организацию оперативных действий по локализации технологических нарушений и восстановлению режимов ЕНЭС;
• организацию оперативного обслуживания ПС, производство оперативных переключений, режимное и схемное обеспечение безопасного производства ремонтно-эксплуатационных работ в электрических сетях, относящихся к ЕНЭС;
• выполнение оперативным персоналом операционных функций по производству переключений в ЕНЭС.
Планирование и организация:
• планирование ремонтов осуществлять согласно графикам планово-предупредительных ремонтов с определением объёмов работ на основе оценки технического состояния, с использованием современных методов и средств диагностики, в т.ч. без вывода оборудования из работы;
• проведение комплексного обследования и технического освидетельствования оборудования, выработавшего свой нормативный срок службы, для продления срока эксплуатации;
• разработка предложений по модернизации, замене оборудования, совершенствованию проектных решений;
• оптимизация финансирования работ по эксплуатации, техническому обслуживанию и ремонтам путём определения объёмов ремонтных работ на основании фактического состояния;
• снижение издержек и потерь;
• совершенствование организационных структур управления и обслуживания;
• организация профессиональной подготовки, переподготовки и повышения квалификации в соответствии со стандартом СОПП-1-2005;
• анализ параметров и показателей технического состояния оборудования, зданий и сооружений до и после ремонта по результатам диагностики;
• оптимизация аварийного резерва оборудования и элементов ВЛ;
• решение технических проблем при эксплуатации и строительстве оформляется в виде информационных писем, оперативных указаний, циркуляров, технических решений со статусом обязательности исполнения, приказов, распоряжений, решений совещаний и других управленческих решений.
Мониторинг и управление надёжностью ЕНЭС:
• организация контроля и анализа аварийности оборудования;
• оценка и контроль надёжности электроснабжения;
• создание соответствующей информационной базы.
СОЗДАНИЕ ПОЛНОСТЬЮ АВТОМАТИЗИРОВАННЫХ ПОДСТАНЦИЙ
БЕЗ ОБСЛУЖИВАЮЩЕГО ПЕРСОНАЛА.
ЦИФРОВЫЕ ПОДСТАНЦИИ
Для исключения зависимости безаварийной работы сетевой компании от квалификации, тренированности и концентрации внимания оперативного и релейного персонала целесообразно распространение имеющей место длительное время автоматизации технологических процессов — релейная зашита, технологическая автоматика (АПВ, АВР, РПН, АОТ и др.), противоаварийная автоматика — на производство оперативных переключений. Для этого прежде всего требуется значительно повысить наблюдаемость технических параметров, обеспечить контроль, достоверизацию положения, эффективную оперативную блокировку коммутационных аппаратов, автоматизацию управляющих воздействий. Применяемое силовое оборудование должно быть адаптировано к новейшим системам управления, защиты и мониторинга.
При внедрении микропроцессорных устройств предпочтение должно отдаваться устройствам, предназначенным для работы в составе автоматизированных систем. Автономные устройства необходимо применять только в случае отсутствия системных аналогов. В связи с этим на объектах ОАО «ФСК ЕЭС» в централизованном порядке должны быть исключены возможности применения микропроцессорных устройств с закрытыми протоколами обмена, устройств, не поддерживающих работу в стандарте единого времени.
Архитектура и функциональность автоматизированной системы управления технологическими процессами подстанции (АСУ ТП ПС) как интегратора всех функциональных систем ПС определяется уровнем развития техники, предназначенной для сбора и обработки информации на ПС для выдачи управляющих решений и воздействий. Со времени начала разработок в отечественной электроэнергетике проектов АСУ ТП ПС произошло существенное развитие аппаратных и программных средств систем управления для применения на электрических подстанциях. Появились высоковольтные цифровые измерительные трансформаторы тока и напряжения; разрабатывается первичное и вторичное электросетевое оборудование со встроенными коммуникационными портами, производятся микропроцессорные контроллеры, оснащённые инструментальными средствами разработки, на базе которых возможно создание надёжного программно-аппаратного комплекса ПС, принят международный стандарт МЭК 61850, регламентирующий представление данных о ПС как объекте автоматизации, а также протоколы цифрового обмена данными между микропроцессорными интеллектуальными электронными устройствами ПС, включая устройства контроля и управления, релейной защиты и автоматики (РЗА), противоаварийной автоматики (ПА), телемеханики, счётчики электроэнергии, силовое оборудование, измерительные трансформаторы тока и напряжения, коммутационное оборудование и т.д.
Всё это создаёт предпосылки для построения подстанции нового поколения — цифровой подстанции (ЦПС).
Под этим термином понимается ПС с применением интегрированных цифровых систем измерения, релейной защиты, управления высоковольтным оборудованием, оптических трансформаторов тока и напряжения и цифровых схем управления, встроенных в коммутационную аппаратуру, работающих на едином стандартном протоколе обмена информацией — МЭК 61850.
Внедрение технологий ЦПС даёт преимущества по сравнению с традиционными ПС на всех этапах реализации и эксплуатации объекта.
Этап «Проектирование»:
• упрощение проектирования кабельных связей и систем;
• передача данных без искажений на практически неограниченные расстояния;
• сокращение количества единиц оборудования;
• неограниченное количество получателей данных. Распределение информации осуществляется средствами сетей Ethernet, что позволяет передавать данные от одного источника любому устройству на подстанции либо за её пределами;
• сокращение времени по взаимоувязке отдельных подсистем за счёт высокой степени стандартизации;
• снижение трудоёмкости метрологических разделов проектов;
• возможность создания типовых решений для объектов разной топологической конфигурации и протяжённости;
• единство измерений. Измерения выполняются одним высокоточным измерительным прибором. Получатели измерений получают одинаковые данные из одного источника. Все измерительные приборы включены в единую систему синхронизации тактирования;
• возможность создания типовых решений для объектов разной топологической конфигурации и протяжённости;
• возможность предварительного моделирования системы в целом для определения «узких» мест и нестыковок в различных режимах работы;
• снижение трудоёмкости перепроектирования в случае внесения изменений и дополнений в проект.
Этап «Строительно-монтажные работы»:
• сокращение наиболее трудоёмких и нетехнологичных видов монтажных и пусконаладочных работ, связанных с прокладкой и тестированием вторичных цепей;
• более тщательное и всестороннее тестирование системы благодаря широким возможностям по созданию различных поведенческих сценариев и их моделированию в цифровом виде;
• сокращение расходов на непроизводительные перемещения персонала за счёт возможности централизованной настройки и контроля параметров работ;
• снижение стоимости кабельной системы. Цифровые вторичные цепи позволяют осуществлять мультиплексирование сигналов, что предполагает двухстороннюю передачу через один кабель большого количества сигналов от разных устройств. К распределительным устройствам достаточно проложить один оптический магистральный кабель вместо десятков, а то и сотен аналоговых медных цепей.
Этап «Эксплуатация»:
• всеобъемлющая система диагностики, охватывающая не только интеллектуальные устройства, но и пассивные измерительные преобразователи и их вторичные цепи, позволяет в более короткие сроки устанавливать место и причину отказов, а также выявлять предотказные состояния;
• контроль целостности линий. Цифровая линия постоянно контролируется, даже если по ней не передаётся значимая информация;
• защита от электромагнитных помех. Использование волоконно-оптических кабелей обеспечивает полную защиту от электромагнитных помех в каналах передачи данных;
• простота обслуживания и эксплуатации. Перекоммутация цифровых цепей выполняется значительно проще, чем перекоммутация аналоговых цепей;
• сокращение сроков ремонта из-за широкого предложения на рынке устройств различных производителей, совместимых между собой (принцип интероперабельности);
• переход на событийный метод обслуживания оборудования за счёт абсолютной наблюдаемости технологических процессов позволяет сократить затраты на эксплуатацию;
• поддержка проектных (расчётных) параметров и характеристик в процессе эксплуатации требует меньших затрат;
• развитие и доработка системы автоматизации требует меньших расходов (неограниченность в количестве приёмников информации), чем при традиционных подходах.
В качестве пилотных объектов по созданию ЦУС с операционными функциями в ОАО «ФСК ЕЭС» были приняты Кузбасский и Приокский ЦУС.
Кузбасский ЦУС стал первым центром управления сетями, реализованным в рамках программы ОАО «ФСК ЕЭС» по созданию ЦУС с операционными функциями. В рамках создания инновационного ЦУС для обеспечения непрерывного оперативно-технологического управления и диспетчеризации центр оснащён современными программно-техническими комплексами, установлена видеостена для отображения схемы сетей, установлено программное обеспечение, позволяющее в оперативном режиме полностью отображать состояние выбранного диспетчером энергообъекта, получать информацию об отключениях, производимых ремонтных и профилактических мероприятиях вплоть до имён работающих на объекте монтёров. Кроме того, оборудование позволяет диспетчерам ЦУС перехватить в случае нештатной ситуации управление удалёнными объектами и в кратчайшее время принять решение для снижения времени восстановления нормальной работы оборудования.
Приокский ЦУС также создан с применением новейших технологий. Среди используемого здесь оборудования — видеостена отображения информации, состоящая из пятидесятидюймовых проекционных модулей и резервируемого высокопроизводительного видеоконтроллера, оперативно-информационный комплекс контроля режимов электрической сети и состояния коммутационных аппаратов подстанций, позволяющий оперативному персоналу ЦУС отслеживать работу оборудования и управлять им в режиме реального времени, новейшая система спутниковой связи, системы гарантированного электропитания и автоматического пожаротушения.
Владимир Пелымский, заместитель главного инженера — руководитель ситуационного аналитического центра ОАО «ФСК ЕЭС», Владимир Воронин, начальник, Дмитрий Кравец, начальник отдела, Магомед Гаджиев, ведущий эксперт Службы электрических режимов ОАО «ФСК ЕЭС»
Информация предоставлена: Журнал «ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача и распределение»
