Technologické riadenie dispečingu 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 technologického riadenia, bez ohľadu na formu vlastníctva príslušného trhového subjektu zaradeného do energetického systému (IPS, UES), musia poslúchať príkazy (pokyny) technologického dispečera vyššieho stupňa.
Existujú dve kategórie operačnej podriadenosti:
operatívne riadenie a operatívne riadenie.
Prevádzkové riadenie príslušného dispečera musí obsahovať energetické zariadenia a riadiace zariadenia, s ktorými operácie vyžadujú koordináciu činností podriadeného dispečerského personálu a koordinované vykonávanie operácií na viacerých objektoch rôznej prevádzkovej podriadenosti.
Prevádzková kontrola dispečera musí zahŕňať výkon
zariadení a ovládacích prvkov, ktorých stav a režim
ovplyvňujú prevádzkový režim príslušného energetického systému (IPS, UPS). Operácie s takýmito zariadeniami a ovládacími prvkami
musia byť vykonané s povolením príslušného dispečera.
Poskytujú aktuálne pravidlá a pokyny
že všetky prvky EPS (zariadenia, vybavenie, automatizačné zariadenia a ovládacie prvky) sú pod prevádzkovou kontrolou a dohľadom dispečerov a vedúcich služobných zamestnancov na rôznych úrovniach riadenia.
Pod pojmom operatívne riadenie sa rozumie druh prevádzkovej podriadenosti, keď sa operácie s tým či oným zariadením EPS vykonávajú len na príkaz príslušného dispečera (vyššieho služobného personálu), pod ktorého kontrolou sa toto zariadenie nachádza. Operačné riadenie dispečera zahŕňa zariadenia, s ktorými operácie vyžadujú koordináciu činností podriadeného operačného personálu.
Pojem operatívny manažment označuje typ operatívca
podriadenosť, ak operácie s jedným alebo druhým zariadením EPS
sa vykonávajú s vedomím (s povolením) príslušného dispečera, v ktorého kompetencii sa toto zariadenie nachádza.
Prevádzkové riadenie je zabezpečené na dvoch úrovniach. Prevádzkové riadenie 1. stupňa zahŕňa zariadenia, s ktorými sa operácie vykonávajú po dohode alebo na základe oznámenia nadriadeného dispečera alebo dispečera rovnakej úrovne.
Prevádzková kontrola II. úrovne zahŕňa zariadenia, ktorých stav alebo operácie s ktorými majú vplyv
prevádzkový režim určitej časti elektrickej siete. Operácie s
s týmto zariadením sa vykonávajú po dohode s nadriadeným
dispečer a upovedomenie zainteresovaných dispečerov.
Každý prvok EPS môže byť pod operatívnou kontrolou dispečera nielen jedného stupňa, ale aj viacerých
dispečeri jednej alebo rôznych úrovní riadenia. Rozdelenie vybavenia, automatizácie a riadenia medzi úrovňami územnej hierarchie podľa typu riadenia charakterizuje nielen rozdelenie riadiacich funkcií medzi stupne územnej hierarchie na dočasnom stupni operatívneho riadenia, ale do značnej miery určuje rozdelenie funkcií na dočasnom stupni riadenia. iné dočasné úrovne.
Spolu s tým sa pri operatívnom riadení a v niektorých prípadoch aj pri plánovaní režimov zabezpečuje podriadenie jednej z divízií v určitom okruhu otázok inej, ktorá sa nachádza na rovnakej úrovni riadenia. Áno, dispečerovi
jedna z elektrizačných sústav môže byť poverená prevádzkovým riadením elektrického vedenia spájajúceho túto elektrizačnú sústavu so susednou. Týmto spôsobom je organizovaná záťaž dispečera ODU prenesením niektorých funkcií, ktoré je možné vykonávať na tejto úrovni, na dispečerov elektrizačnej sústavy.
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, služobní pracovníci rozvodní (PS) atď.). Zoznamy zariadení v prevádzke
riadenia a údržby, schvaľujú vedúci dispečeri centrálneho riadiaceho strediska
UES Ruska, ODU UES a CDS energetických systémov, resp.


Prevádzkové riadenie dispečera energetického systému zahŕňa hlavné zariadenia, ktoré si operácie vyžadujú
koordinácia činností služobného personálu energetických podnikov (energetických zariadení) alebo dohodnuté zmeny v reléovej ochrane a automatizácii
niekoľko objektov.
Prevádzkovým riadením energetických zariadení, ktoré majú v združení alebo v UES mimoriadne dôležitú úlohu, môže byť výnimočne poverený nie dispečer energetickej sústavy, ale dispečer ODÚ alebo CDU UES.
Prevádzková kontrola služobného dispečera ODU zahŕňa:
celkový prevádzkový výkon a výkonová rezerva energetických systémov, elektrární a vysokovýkonných jednotiek, medzisystémových prepojení a objektov hlavných sietí ovplyvňujúcich režim IPS. V prevádzke
riadenie dispečera ODU sa prenáša na zariadenia, prevádzky s
ktoré si vyžadujú koordináciu činností služobných dispečerov
energetické systémy
Služobný dispečer Centrálneho dispečingu UES, najvyšší prevádzkový manažér UES, má na starosti celkovú prevádzkovú kapacitu a výkonovú rezervu UES, elektrické prepojenia medzi združeniami, ako aj najdôležitejšie spoje v rámci UES a objekty, ktorých režim rozhodujúcim spôsobom ovplyvňuje režim UES.
Prevádzkové riadenie centrálneho dispečera riadenia UES obsahuje hlavné prepojenia medzi UES a niektorými objektmi celosystémového významu.
Princíp prevádzkovej podriadenosti sa vzťahuje nielen na hlavné zariadenia a zariadenia, ale aj na ochranné zariadenia príslušných objektov, lineárnu a havarijnú automatizáciu, prostriedky a systémy na automatickú reguláciu bežnej prevádzky, ako aj používané nástroje dispečerského a procesného riadenia. prevádzkovým personálom.
Služobní dispečeri JSC-Energo, ODU a Centrálny dispečing ÚES sú najvyššími prevádzkovými manažérmi energetického systému, združenia a ÚES ako celku, resp. Zariadenia, ktoré sú pod prevádzkovou kontrolou alebo kontrolou dispečera zodpovedajúcej úrovne, nemožno bez povolenia alebo pokynov dispečera vyradiť z prevádzky alebo rezervovať, ani uviesť do prevádzky. Príkazy administratívneho riadenia energetických zariadení a energetických systémov v otázkach spadajúcich do kompetencie dispečerov môžu prevádzkoví pracovníci vykonávať len s povolením prevádzkového personálu.
starší služobný dôstojník.
Najvyššia úroveň (CDU UES) zabezpečuje nepretržité prevádzkové riadenie paralelnej prevádzky UES a nepretržitú reguláciu režimu UES. Stredný článok (ODU) udržiava režim zjednotenia a riadi paralelnú prevádzku energetických systémov. Dispečerská služba energetickej sústavy riadi režim elektrizačnej sústavy a zabezpečuje koordinovanú prevádzku všetkých energetických zariadení v nej zahrnutých.
Pri prevádzke EPS ako súčasti IPS je plne zachovaná zodpovednosť energetických systémov za využitie výkonu elektrární, zabezpečenie maximálneho dostupného výkonu a rozšírenie rozsahu riadenia. V tomto prípade sú dostupné možnosti napájania a riadenia určené podmienkami pokrytia záťaží UES, berúc do úvahy priepustnosť medzisystémových spojení.
Hlavnú zodpovednosť za udržiavanie normálnej frekvencie má hlavný prevádzkový manažér UES-dispečera ústredne UES. Dispečeri UPS a energetických systémov zabezpečujú udržiavanie harmonogramov tokov energie medzi UPS a energetickými systémami, ktoré špecifikuje Centrálny dispečing jednotnej energetickej sústavy a elektrizačnej sústavy, a implementáciu pokynov na zmenu tokov s cieľom zachovať
normálnej frekvencie, keď sa zmení výkonová bilancia. Zodpovednosť za udržiavanie frekvencie majú aj dispečeri ODU a energetických systémov z hľadiska zabezpečenia danej rezervy točivého výkonu a v prípade automatického riadenia frekvencie a činného výkonu - z hľadiska použitia automatických systémov a zariadení zapojených do automatického riadenia resp. na udržanie požadovaného regulačného rozsahu v elektrárňach.
Riadenie napätia hlavných elektrických sietí sa vykonáva koordinovanými činnosťami personálu na zodpovedajúcich úrovniach dispečerského riadenia. Dispečeri
UES CDU a ODU udržiavajú úrovne napätia na príslušných miestach hlavnej elektrickej siete, určené pokynmi.
V prípade dočasného nedostatku energie alebo elektriny v UES, trvanie záťaže alebo obmedzenie spotreby energie
zriadené oddelením centrálnej kontroly UES a dohodnuté s vedením RAO UES Ruska; nariaďuje zaviesť obmedzenia CDU dispečer
Dáva ODU dispečerom a ten druhý - dispečerom energetických systémov.
Najvyšší stupeň operatívneho riadenia (CDU UES) vypracúva a schvaľuje základné pokyny na udržiavanie režimu a operatívneho riadenia, povinné pre prevádzkový personál ODU a zariadenia priamo podriadené CDU. Územné ODU vo svojich združeniach vypracúvajú pokyny, ktoré sú v súlade so všeobecnými ustanoveniami pokynov
Centrálne distribučné centrá a slúžiace zase ako základ pre rozvoj centrálnych riadiacich systémov miestnych pokynov, berúc do úvahy zvláštnosti štruktúry a režimu energetických systémov.

Jurij MORŽIN, zástupca generálneho riaditeľa - riaditeľ pobočky OJSC "STC of Electric Power Industry" - VNIIE;

Jurij ŠAKARJAN, zástupca generálneho riaditeľa - vedecký riaditeľ Vedeckého a technického centra elektroenergetiky JSC, vedecký riaditeľ VNIIE;

Valery VOROTNITSKY, zástupca riaditeľa pobočky OJSC "STC of Electric Power Industry" - VNIIE pre vedeckú prácu;

Nikolaj NOVIKOV, zástupca vedeckého riaditeľa Vedeckého a technického centra elektroenergetiky as

Keď už hovoríme o spoľahlivosti, kvalite a šetrnosti k životnému prostrediu napájacích zdrojov, musíme mať predovšetkým na pamäti vývoj a vývoj zásadne nových - inovatívnych technológií na výpočet, analýzu, prognózovanie, reguláciu a znižovanie strát elektriny v elektrických sieťach, prevádzkových dispečerské riadenie ich režimov. Ponúkame materiál Vedecko-výskumného ústavu elektroenergetiky (VNIIE), pobočka Vedecko-technického centra as pre elektroenergetiku, ktorý popisuje doterajší najvýznamnejší vývoj ústavu v tejto oblasti.

Zlepšenie nástrojov a systémov na výpočet redukciestraty elektriny

Nové prístupy k systému riadenia elektriny, k tvorbe taríf za služby prenosu elektriny, k systému regulácie a riadenia úrovne strát elektriny si vyžadujú zodpovedajúci vývoj metód na ich výpočet. Tento vývoj sa dnes uberá viacerými smermi.

Presnosť výpočty technických strát (RTP) očakáva sa zvýšenie elektriny prostredníctvom úplnejšieho využívania prevádzkových informácií o stave spínania elektrickej siete (obr. 1), fyzikálnych parametroch jej prvkov, prevádzkových údajoch o záťažiach, napäťových úrovniach atď.

Pri rozhodovaní o investovaní peňazí do znižovania strát je potrebný prechod od deterministických výpočtov úrovne strát elektriny k pravdepodobnostným odhadom s danou presnosťou a intervalmi spoľahlivosti, po ktorom nasleduje posúdenie rizika.

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

Vývoj automatizovaných informačno-meracích systémov pre komerčné meranie elektriny (AIMS KUE), automatizovaných technologických riadiacich systémov (ATMS) pre elektrické siete, grafických a geografických informačných systémov (GIS) vytvára reálne príležitosti na zlepšenie softvéru pre výpočty, analýzu a reguláciu straty elektriny (RP softvér) . V súčasnosti je naliehavá potreba integrácie softvérových a hardvérových systémov (STC) a databáz v nich obsiahnutých: softvér AIIS KUE, ASTU, GIS a RP s cieľom zvýšiť presnosť, transparentnosť a validitu výpočtov elektrickej siete. režimov, bilancií a strát elektriny. Čiastočne sa takáto integrácia už uskutočnila. Jeho ďalší rozvoj by mal byť založený na nových prístupoch k štandardizácii výmeny informácií medzi rôznymi hardvérovými a softvérovými systémami 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 realizovateľnej úrovni. Dosiahnutie tejto úrovne je čoraz drahšie a vyžaduje si viac úsilia. Na prenos a distribúciu elektriny je potrebné využívať zásadne nové zariadenia a technológie. V prvom rade toto:

• Moderné statické nastaviteľné zariadenia na pozdĺžnu a priečnu kompenzáciu jalového výkonu.
• Zariadenia založené na použití vysokoteplotnej supravodivosti (HTSC).
• Aplikácia „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. využívať kapacitu elektrickej siete v každom okamihu. Vďaka takejto kontrole je zabezpečená optimálna úroveň strát elektriny v sieťach pri prijateľných hodnotách ukazovateľov kvality energie.

Podľa odhadov 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 energie. To znamená, že každú tretiu kilowatthodinu možno získať nie rozširovaním výrobnej kapacity, ale distribúciou existujúcich energetických zdrojov pomocou nových informačných technológií.

Výška skutočných strát elektriny v elektrických sieťach, za ktoré musia organizácie elektrickej siete v súčasnosti platiť, do značnej miery závisí od presnosti meraní elektriny dodávanej do elektrickej siete a expedovanej z elektrickej siete.

Prax implementácie moderných AIMS KUE ukazuje, že tieto pomerne drahé a priestorovo rozmiestnené informačno-meracie systémy môžu počas prevádzky zlyhať, stratiť presnosť merania, spôsobiť náhodné významné chyby 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: screenshoty programu RTP 3.

Interaktívna simulácia výpočtov prevádzky elektrizačnej sústavy

Dynamický model EPS v reálnom čase. Poskytuje možnosť simulovať rozsiahly EPS v zrýchlenom, pomalom a reálnom čase. Model sa používa na: konštrukciu simulátorov-poradcov pre dispečera na udržiavanie režimu, analýzu ustálených a prechodných režimov, havarijnú analýzu, modelovanie primárnych a sekundárnych riadiacich systémov a havarijnej automatizácie (EA). Model EPS berie do úvahy elektromechanické a dlhodobé prechodné procesy, systémy riadenia frekvencie a aktívneho výkonu (AFRP). Vykonáva sa výpočet technických strát elektriny a energie (vrátane 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 nastaviteľný zdroj jalového výkonu, ktorý udržuje hodnotu napätia na danej úrovni) a rafinované (ako systém regulácie EMF synchrónneho stroja so schopnosťou regulácie podľa odchýlky napätia, frekvencie a ich derivácie).

Model zabezpečuje monitorovanie aktuálneho režimu energetických zariadení na základe informácií z úlohy hodnotenia stavu (OS) a údajov OIC. Výpočtová schéma získaná z problému OS bola rozšírená (približne 2-krát) použitím normatívnych, referenčných a apriórnych informácií, ako aj spoľahlivých TI a TS v OIC.

Model vykonáva topologickú analýzu celého spínacieho obvodu a vykonáva jeho informačnú interakciu s režimovým (výpočtovým) diagramom energetických zariadení. To zaisťuje ovládanie režimu modelu zapínaním/vypínaním spínacích zariadení, teda spôsobom známym obsluhe.

Model je riadený interaktívne užívateľom, riadiacimi systémami a PA systémami a scenármi vývoja nehôd. Dôležitou funkciou modelu je kontrola porušení a existencie súčasného režimu podľa kritéria N-1. Sady možností ovládania je možné špecifikovať podľa kritéria N-1, určeného pre rôzne režimy regulovaného energetického prepojenia. Program umožňuje porovnať vypočítaný režim v modeli EPS s údajmi OIC a identifikovať chybné a chýbajúce údaje režimu.

Spočiatku sa model používal na vytváranie prevádzkových simulátorov 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 požiadaviek na vyvezené zariadenia do opráv, modelovanie systémov automatického frekvenčného riadenia, informačnú podporu pre obsluhujúci personál EPS a energetiky a ako dispečerský poradca pri udržiavaní režimu. Pomocou modelu boli vykonané štúdie šírenia frekvenčných a napäťových vĺn v reálnych vysokorozmerných obvodoch pri veľkých poruchách, ako aj v obvodoch reťazových a kruhových štruktúr. Bola vyvinutá metodika na používanie údajov WAMS na overenie súčasného režimu pomocou údajov OS a OIC.

Rozdielom medzi týmto vývojom a ostatnými je možnosť simulácie dynamiky veľkorozmerných energetických objektov v reálnom čase, cyklické sledovanie režimu podľa údajov OIC a úlohy OS, rozšírenie schémy výpočtu o 70-80 % odberom do úvahy zbernice rozvodní, energetických blokov, reaktorov atď.

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

KASCAD-NT komplex pre zobrazenie prevádzky

informácie o individuálnych a kolektívnych prostriedkoch

(ovládacie dosky a video steny)

Komplex je prostriedkom na generovanie a zobrazovanie rôznych obrazovkových foriem (diagramy, mapy, tabuľky, grafy, prístroje atď.) na individuálnych (displejoch) a hromadných prostriedkoch. Navrhnuté na zobrazovanie informácií z OIC a iných softvérových systémov v reálnom čase, a to ako na individuálnych (displejoch), tak aj na kolektívnych (mozaikové ovládacie dosky a video steny) prostriedky.

Systém zobrazovania prevádzkových informácií na video stenách bol implementovaný v SO UES, ODU centra a OJSC Bashkirenergo. V SO UES je na video stene 4 x 3 kocky implementované zobrazovanie zovšeobecnených informácií v grafickej a tabuľkovej forme, ako aj zobrazenie diagramu UES na fínskej mozaikovej doske. V ODU Strediska sa na video stene s využitím komplexu CASCADE-NT zobrazujú informácie zo systému podpory personálu výpravy vo forme prevádzkovej schémy, schém na pozadí mapy územia a podrobných schém rozvodní. .

Pre OJSC Bashkirenergo sa komplex v súčasnosti používa v telocvični pri zobrazovaní štrukturálnych a spínacích diagramov a zovšeobecnených informácií v tabuľkovej forme na video stene 3 x 2 kocky. Na malej blokovej schéme je možné otvoriť 5 hlavných rozvodní Bashkirenergo OJSC. Na video stene 8 x 4 kociek velína s veľkou blokovou schémou je možné zobraziť 62 rozvodní a spracovávať dáta zákazky. Veľká video stena môže vykonávať topologickú analýzu a zobraziť kompletnú schému elektrického prepojenia.

Systém KASCAD-NT je otvorený pre integráciu s inými komplexmi a je zostavený ako súbor konštruktérov používaných na zostavovanie 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 (ATS) spoločnosti JSC "MOESK". Potreba realizácie tohto projektu bola spojená s morálnym a fyzickým zhoršením materiálnej základne systému riadenia (zo známych príčin celoštátneho charakteru), s prihliadnutím na výraznú zmenu požiadaviek na dispečerské riadenie pri práci v trhových podmienkach, ako aj s prihliadnutím na štrukturálnu reorganizáciu spoločnosti. Vývoj smeruje k riešeniu úlohy vytýčenej na MOESK vybudovať kvalitnú vertikálu operatívneho dispečerského riadenia s využitím najmodernejších metód organizácie a technického zabezpečenia procesu riadenia.

Program bol vyvinutý v spolupráci s Enera OJSC a za aktívnej účasti špecialistov MOESK. Práca obsahuje časti o analýze súčasného stavu automatizovaných systémov riadenia, o vývoji základných technických požiadaviek na perspektívny automatizovaný systém riadenia, jeho prvkov a podsystémov, ako aj návrhy technických riešení. Vrátane možností rekonštrukcie a vývoja systému na báze technických zariadení od popredných domácich a zahraničných výrobcov riadiacej techniky.

Pri vývoji boli zohľadnené a špecifikované hlavné ustanovenia existujúcej normatívnej a technickej dokumentácie v oblasti automatizácie sieťového komplexu pre podmienky spoločnosti, ktoré zabezpečujú rozvoj centralizovaného technologického riadenia elektrických sietí, vytváranie tzv. automatizované rozvodne založené na jednotnom súbore moderných technických prostriedkov, s integráciou meracích systémov, ochrany, automatizácie a riadenia elektrických sietí zariadení objektov.

Kvôli veľkému počtu rozvodní a morálnemu a fyzickému opotrebovaniu veľkej časti telemechaniky je zabezpečená fázová automatizácia rozvodne, ktorej prvou etapou je rekonštrukcia TM, koordinovaná s rekonštrukciou a rozvojom trafostanice. komunikačný systém, to znamená vytvorenie základu moderného SSPI, a druhá etapa - pre časť rozvodne - vytvorenie plnohodnotných automatizovaných systémov riadenia procesov.

Program zabezpečuje aktualizáciu hardvéru a softvéru dispečingov na základe moderného systému riadenia elektrickej siete (ENMAC GE) prijatého MOESK, ktorý automatizuje riadiace a dispečerské operácie, ako aj riadenie prevádzky siete pri servise zariadení a interakcii s odberateľmi elektriny.

Vývoj komunikačného systému je zameraný na úplný prechod na technológie digitálneho prenosu dát, široké využitie spolu s existujúcou vysokofrekvenčnou komunikáciou, technológiou optických vlákien a bezdrôtovou komunikáciou.

Významné miesto má vytvorenie integračnej platformy (IP), ktorá podporuje jednotný informačný model IEC (model SIM) a umožňuje pripojenie rôznych aplikácií na spoločnú informačnú zbernicu pomocou technológie WEB-Service. Spolu s ESP OJSC a MODUS LLC bola vyvinutá a uvedená do skúšobnej prevádzky prvá verzia grafického inštrumentálneho systému na vytváranie IP v RSK Kubanenergo, ku ktorému je OIC KOTMI pripojené.

Dodajme, že VNIIE vyvinulo nasledovné expertné systémy na prevádzkové využitie kontrola odoslania: poradenské systémy pre ročné plánovanie opráv sieťových zariadení; poradenské systémy pre bežné spracovanie prevádzkových požiadaviek na opravu; systémy na analýzu topológie v elektrickej sieti s analýzou núdzových situácií; Simulačné systémy na prevádzkové prepínanie; inštrumentálny expertný systém MIMIR pre energetické aplikácie; expertný systém ESORZ na spracovanie prevádzkových požiadaviek (použitie so SO-TsDU, ODU Strediska, ODU Strednej Volgy); Systém analýzy topológie elektrickej siete ANTOP (aplikácia v riadiacom centre Ural); Školiaci systém CORVIN pre prevádzkové spínanie (aplikácia v regionálnych energetických sústavách).

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

Celý rozsah práce Vedecko-technického centra elektroenergetiky as na nových informačných technológiách dopĺňajú aktuálne technologické úlohy, z ktorých niektoré budú dokončené v blízkej budúcnosti a o ktorých si dúfame povieme na stránkach časopisu.

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

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

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

Súčasné vytvorenie elektronického prevádzkového denníka „EZh-2“ bolo skutočne revolučnou udalosťou, ktorá umožnila nahradiť zdanlivo večné „papierové“ expedičné dokumenty. Jeho použitie umožňuje rýchle zadávanie a systematizáciu prevádzkových informácií o rôznych udalostiach, zabezpečenie ich členenia do kategórií a udržiavanie závislostí. Veľmi populárny a dovolím si povedať, že prakticky najlepší svojho druhu, stal sa vlastne štandardným operačným časopisom v priemysle.

Vytvorili sme aj dynamický dispečerský simulátor (RTD) „Finist“, ktorý umožňuje simulovať takmer akékoľvek dianie v energetických systémoch, čo umožňuje výcvik prevádzkového dispečerského personálu.

Tieto tri produkty sa stali základom pre priemyselnú výrobu softvérových systémov v spoločnosti.
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 údajov, ukladanie informačného modelu a organizovanie prístupu pre používateľské aplikácie. Vďaka inovatívnej architektúre platformy SK-11 dosahuje superrýchle charakteristiky spracovania telemetrických informácií (až 5 miliónov zmien parametrov za sekundu), pracuje s veľkými modelmi elektrickej siete, veľkým počtom používateľov a pod. .

Na platformu sú napojené rôzne aplikácie podľa želaní 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 sa pri zvládnutí systému menia finančné možnosti a už počas prevádzky je možné jednoducho pridávať alebo meniť používateľské komponenty.

Druhou dôležitou výhodou nášho systému je, že na rozdiel od informačných systémov predchádzajúcich generácií, ktoré sa spoliehajú na telemechanické signály, informačný model SK-11 zahŕňa úplne všetky zariadenia energetického systému. Tento prístup nám umožňuje zvýšiť počet predtým neriešiteľných problémov. Napríklad náš systém modeluje spotrebiteľov, a keďže spotrebitelia sú tiež súčasťou informačného modelu, môžeme implementovať úlohu efektívneho manažmentu výpadkov. Modelovanie netelemechanizovaných zariadení a spotrebiteľov vám umožňuje skrátiť čas hľadania chybného prvku, automaticky generovať program akcií pre obsluhujúci personál a urýchliť proces obnovy napájania.

Tiež si všimnem, že modelujeme sieť akéhokoľvek napätia až do 0,4 kilovoltovej siete.

– Nakoľko domáce sieťové spoločnosti dôverujú ruským vývojárom takýchto systémov?

– Podľa môjho názoru existuje veľmi kompetentná a vyvážená politika rozvoja tejto oblasti. Po prvé, Rosseti má dokument, ktorý definuje jej 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 certifikačnej komisie o možnosti použitia tohto produktu na správu siete a iba v prípade kladného záveru certifikačnej komisie Rosseti PJSC je možné použiť ten či onen softvérový produkt.

K dnešnému dňu má takýto záver iba spoločnosť Monitor Electric.

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

– Vedenie sieťových spoločností neustále rozvíja systém prevádzkového, technologického a situačného riadenia (OTiSU). Majú investičné programy, v rámci ktorých pracujú.

Prirodzene, sme s nimi neustále v kontakte. Sme pozvaní diskutovať o úlohách, zvážiť požadovaný súbor funkcií automatických systémov a hlavne ich implementovať. Konajú sa pravidelné konferencie a vedecké a technické rady. Napríklad v júli sme sa zúčastnili vedecko-technickej rady IDGC na Sibíri. V septembri sa zúčastníme na konferencii IDGC juhu. Aby sme to zhrnuli, vedenie Rosseti PJSC a jej dcérskych spoločností veľmi aktívne plánujú investičné aktivity na modernizáciu systémov OT&SU.

Ministerstvo energetiky Ruskej federácie a Rosseti v tomto smere vykonávajú intenzívnu výskumnú prácu, výskum a vývoj. Napríklad naša spoločnosť Monitor Electric sa podieľa na niekoľkých pilotných projektoch v rámci Národnej technologickej iniciatívy EnergyNET. Po prvé, toto je projekt Digital Distribution Zone, kde spolupracujeme so spoločnosťou Yantarenergo. Spolu s kolegami z Kaliningradu vyvíjame technológie digitálnych elektronických distribučných systémov, vrátane problematiky integrácie softvérového balíka pre prevádzkové a technologické riadenie s množstvom súvisiacich systémov. Teraz sme napríklad vyriešili problém integrácie GIS a automatizovaných riadiacich systémov, ďalšia v poradí je integrácia automatizovaných riadiacich systémov a účtovných systémov. Ide o mimoriadne zložité problémy, ktoré sa v ruskom energetickom sektore doteraz nepodarilo vyriešiť.

Druhým projektom je vývoj sady nástrojov pre dlhodobé plánovanie rozvoja siete. Bol 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 vaše systémy možno nájsť po celom Rusku!

- A nielen. Ak hovoríme o najnovších projektoch, implementovali sme SK-11 a takmer v plne funkčnom režime v IDGC na Urale v ich dcérskych spoločnostiach a pridružených spoločnostiach - Yekaterinburg Electric Grid Company. Toto je pravdepodobne jeden z našich najváženejších zákazníkov. Existuje veľmi vysoká úroveň školenia personálu a manažmentu, ktorí prešli všetkými fázami pomerne rýchlo a teraz sa tam komplex aktívne využíva. SK-11 sme implementovali v Yantarenergo, obsahuje zaujímavý subsystém, ktorý počíta technické ukazovatele mestskej elektrickej siete na základe modelu rozvoja s horizontom štyroch rokov dopredu. Celkovo za posledné tri roky prebehlo asi desať implementácií našich systémov. Áno, sú zastúpené v celom Rusku v rôznych spoločnostiach a v úplne odlišných konfiguráciách.

- Ale povedal si, že to nie je len o nej...

- Presne tak. Napríklad tri spoločnosti, ktoré školia dispečerov v Spojených štátoch, kúpili náš vzdelávací komplex softvéru Finist a s jeho pomocou bolo vyškolených viac ako 1000 dispečerov.

Na našom komplexe SK-2007 pracuje aj Spoločné dispečerské riaditeľstvo Bieloruskej republiky. Mimochodom teraz s nimi rokujeme aj o prechode na SK-11.

Náš komplex funguje v mestských sieťach Tbilisi. Do projektu sme boli prizvaní po ťažkostiach s jedným známym dodávateľom a úspešne sme implementovali naše produkty v ich riadiacom centre. Úspešné skúsenosti má v Kazachstane v systéme riadenia dodávok energie Almaty (spoločnosť AZhK). Dostali sme pozitívnu spätnú väzbu od našich kazašských kolegov a teraz rokujeme s viacerými energetickými spoločnosťami v Kazašskej republike, kde sme boli vybraní ako dodávatelia IT riešení.

– Vyzdvihli ste najmä 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 denníkov. Teraz spolu 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 inteligentné riadenie siete.

– V súvislosti s rečami o tom, že v Rusku musíme všade prejsť na inteligentné siete, 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 nástrojmi najrôznejších vývojárov, vrátane zahraničných. Každý je iný a to nám ako výrobcovi a nositeľovi celkom modernej technickej ideológie, samozrejme, veľmi nevyhovuje. Stále však máme veľkú dôveru v regulačnú úlohu Rosseti, ktorá teraz venuje veľkú pozornosť štandardizácii systémov.

Na druhej strane sa táto rôznorodosť mení na našu konkurenčnú výhodu. Vrátane zahraničných spoločností, ktoré sú mimoriadne neochotné prerábať svoje systémy, napríklad používateľské rozhranie. Čo sa týka nás, toto je prvá vec, s ktorou začíname pracovať.

Koniec koncov, každý má svoj vlastný úsudok a svoje vlastné normy, pokiaľ ide o to, ako a kde by sa informácie mali používateľom zobrazovať: 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. Napokon je tu aj veľmi ťažký aspekt ergonómie a každý dispečer má o ňom tiež svoju predstavu. Takže proces takzvaného vyvažovania schémy je veľmi komplikovaný a môže trvať 4-6 mesiacov.

Pokiaľ ide o nás, tieto problémy úspešne riešime pomocou vlastného grafického subsystému. Robí sa to v našej pobočke Voroněž, je tam veľmi silný tím, ktorý má bohaté skúsenosti a vlastní najmodernejšie prostriedky a metódy zobrazovania informácií, vďaka čomu sú všetky úlohy vyriešené pomerne rýchlo a efektívne. Môže to znieť trochu provokatívne, ale mnohí naši používatelia hovoria, že naše návrhy sú najkrajšie na svete.

Toto je teda len jeden bod, ale existujú aj ďalšie čisto technické rozdiely. Ale toto 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 akúkoľvek sieť a keď ju ovládame, vylepšujeme a rozvíjame ju bez zastavenia prevádzky na svetovú úroveň.

– Máš nejaký sen?

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

Popis:

Zvýšená účinnosť
riadenie distribučnej siete

V. E. Vorotnický, doktor technických vied vedy, profesor, zástupca výkonného riaditeľa pre výskum v 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;

Zabezpečovanie stabilnej a bezpečnej prevádzky zariadení elektrickej siete, spoľahlivého zásobovania odberateľov energiou a kvality elektriny, ktorá spĺňa požiadavky ustanovené predpismi, a prijímanie opatrení na zabezpečenie plnenia povinností subjektov elektroenergetiky vyplývajúcich 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 je takéto pripojenie technicky možné;

Minimalizácia technických obmedzení siete v rámci ekonomicky realizovateľných limitov;

Znižovanie nákladov na prenos a distribúciu elektriny zavádzaním vyspelých technológií údržby a opráv zariadení elektrickej siete, 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 rozvodných sietí, zariadení a riadiacich systémov;

Trendy a perspektívy vývoja:

a) digitálne informačné technológie;

b) základné informačné technológie;

c) geografické informačné 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 distribučnej siete.

Všeobecné charakteristiky elektrických rozvodných 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 tisíc transformačných staníc 6–35/0,4 kV s celkovou kapacitou cca 90 mil. 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 tis. km

Káblové vedenia 10 kV – 160 tisíc km

nadzemné vedenie 10 kV – 90 tisíc km

nadzemné vedenie vonkajšieho osvetlenia - 190 tisíc km

nadzemné vedenie vonkajšieho osvetlenia - 20 000 km

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

Technický stav elektrických rozvodných sietí, prostriedkov a riadiacich systémov pre ne

Zariadenia elektrickej siete

Približne 30 – 35 % nadzemných vedení a trafostaníc už skončila štandardná životnosť. Do roku 2010 táto hodnota dosiahne 40 %, ak tempo rekonštrukcie a technického dovybavenia elektrických sietí zostane zachované.

V dôsledku toho sú problémy so spoľahlivosťou napájania naliehavejšie.

Priemerná dĺžka výpadkov spotrebiteľov je 70 – 100 hodín ročne. V priemyselných krajinách je „dobrý“ stav napájania štatisticky definovaný, keď je celkové trvanie prerušení siete vysokého napätia počas roka medzi 15 a 60 minútami za rok. V sieťach nízkeho napätia sú tieto čísla o niečo vyššie.

Priemerný počet porúch spôsobujúcich odstavenie vysokonapäťových vedení s napätím do 35 kV je 170–350 na 100 km vedenia za rok, z toho 72 % je nestabilných, prechádzajúcich do jednofázových.

Ochrana relé a automatizácia

Z približne 1 200 tisíc reléových ochranných a automatizačných zariadení (RPA) rôznych typov, ktoré sú v súčasnosti v prevádzke v ruských distribučných sieťach, väčšinu tvoria elektromechanické zariadenia, mikroelektronické zariadenia alebo zariadenia využívajúce čiastočnú mikroelektroniku.

So štandardnou životnosťou reléových ochranných a automatizačných zariadení rovnajúcou sa 12 rokom, približne 50 % všetkých súprav reléových ochrán vypršala štandardná životnosť.

Oneskorenie úrovne vyrábaných domácich reléových ochranných zariadení v porovnaní s reléovými ochrannými zariadeniami popredných zahraničných výrobných spoločností je 15–20 rokov.

Rovnako ako predtým, viac ako 40% prípadov porúch reléových ochrán a automatizačných zariadení sa vyskytuje v dôsledku nevyhovujúceho stavu zariadení a chýb personálu ochrany relé a automatizácie pri ich údržbe.

Treba poznamenať, že nie všetko je v poriadku so spoľahlivosťou ochrany relé 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 nesprávnou prevádzkou ochranných a riadiacich systémov približne 4 milióny amerických dolárov. Zároveň sa 50 % falošných poplachov vyskytuje v ochranných a riadiacich zariadeniach. Z toho viac ako 50 % je spôsobených chybami pri kontrole a testovaní zariadenia a len 40 % jeho poškodením.

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

Hlavnou prekážkou rozsiahlej automatizácie zariadení elektrickej siete je nepripravenosť primárnych elektrických zariadení na to.

Systém na zber a prenos informácií, informačné a výpočtové systémy

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

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

Systémový softvér Microsoft, ORACLE atď. používaný v elektrických sieťach vyžaduje rozsiahle licencovanie.

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

Predovšetkým existujúce automatizované riadiace systémy napájacích sústav a rozvodov poskytujú najmä informačné služby pre personál a prakticky neriešia problematiku prevádzkového riadenia energetických sústav, optimalizáciu prevádzkovej a opravárenskej údržby elektrických sietí.

Systém regulácie napätia

Prostriedky na reguláciu napätia pri záťaži v energetických centrách distribučných sietí a spínacie prostriedky bez budenia (s odpojením transformátora) v transformovniach 6–10 kV sa prakticky nepoužívajú alebo sa používajú sporadicky, keďže spotrebitelia sa sťažujú na nízke úrovne napätia v čase špičkového zaťaženia.

Výsledkom je, že na jednotlivých elektricky vzdialených bodoch elektrických sietí 0,38 kV vo vidieckych oblastiach sú úrovne napätia 150–160 V namiesto 220 V.

V takejto situácii môže trh s elektrinou uvaliť na spoločnosti distribučnej siete veľmi vážne sankcie týkajúce sa spoľahlivosti a kvality dodávky elektrickej energie spotrebiteľom. Ak sa na to vopred nepripravíte, sieťové spoločnosti utrpia vo veľmi blízkej budúcnosti vážne materiálne straty, čo situáciu ešte zhorší.

Systém merania elektriny

V prevažnej väčšine napájacích centier distribučných sietí (asi 80 %) a asi 90 % domácich spotrebiteľov sú inštalované morálne a fyzicky zastarané indukčné alebo elektronické merače prvej generácie, často s expirovanými overovacími a servisnými dátumami, ktoré poskytujú schopnosť čítať iba manuálne.

Výsledkom je nárast komerčných strát elektriny v elektrických sieťach. Pri celkových stratách elektriny v ruských elektrických sieťach vo výške 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. rokov dvadsiateho storočia relatívne straty elektriny v elektrických sieťach elektrizačných sústav nepresiahli 13–15 % elektriny dodanej do siete, tak v súčasnosti pre jednotlivé elektrizačné sústavy dosahujú úroveň 20–25 %, pre jednotlivé elektrárne – 30–40 %, 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 prechodného obdobia štandardné straty elektriny v elektrických sieťach (a to nie je viac ako 10 – 12 % dodávky do siete) môže byť zahrnuté do nákladov na služby prenosu elektriny a budú ich hradené trhovými subjektmi a nadmerné straty elektriny budú musieť spoločnosti distribučnej siete nakupovať, aby ich kompenzovali .

Pre niektoré spoločnosti so stratami 20 – 25 % to znamená, že viac ako polovicu nahlásených 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 medzi spotrebiteľmi, predovšetkým k automatizácii merania, automatizácii výpočtov a analýz bilancií elektriny, selektívnemu odpájaniu neplatiacich spotrebiteľov atď.

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

Regulačný rámec sa od polovice 80. a začiatku 90. rokov takmer neaktualizoval. Dnes si asi 600 priemyselných predpisov vyžaduje revíziu.

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

Doteraz neboli s rovnakým ministerstvom spravodlivosti Ruskej federácie dohodnuté nové pravidlá používania elektriny. Trestný zákon Ruskej federácie neobsahuje pojem „krádež elektriny“, ktorá spôsobuje elektroenergetike veľké materiálne škody. Objem krádeží elektriny narastá a objektívne sa bude zvyšovať 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 adekvátna. Najmä s nadobudnutím účinnosti zákona Ruskej federácie „o technickom predpise“ sa štatút GOST výrazne znížil, čo pre krajinu ako Rusko môže a už teraz spôsobuje značné problémy. Hlavným je chýbajúca jednotná technická politika v oblasti rozvoja distribučných sietí a ich riadenia.

Financovanie tohto vývoja a jeho vedecká podpora sú zjavne nedostatočné a realizujú sa na reziduálnom základe. Viac ako desaťročná kríza v ruskej elektroenergetike situáciu výrazne zhoršila. Reformy hospodárenia s elektrinou, ktoré sa začali v posledných rokoch, sa zatiaľ dotkli chrbticových sietí 220 kV a viac, ktoré majú 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 toho, že ruská legislatíva, mentalita, klimatické podmienky, osobitosti výstavby sietí (veľké rozvetvenie a dĺžka, iné sieťové zariadenia, nekvalitná elektrická energia, vysoká miera rušenia a pod.), riadiace systémy a softvér sa výrazne líšia od zahraničných. Správnejšie je zamerať sa na vlastné silné stránky s prihliadnutím na pokročilé domáce a zahraničné skúsenosti. Sú na to všetky predpoklady, o čom svedčia nastupujúce trendy vo svete a vo vyspelých domácich energetických systémoch a sieťach.

V polovici 80-tych – začiatkom 90-tych rokov JSC VNIIE vyvinula celý súbor dokumentov o vytvorení a vývoji automatizovaných riadiacich systémov pre elektrické elektrárne a distribučné systémy. Samozrejme, tieto dokumenty sú už veľmi zastarané a vyžadujú si revíziu.

Trendy a perspektívy rozvoja

Digitálne a informačné technológie

Globálne trendy vo vývoji systémov riadenia sú neoddeliteľne spojené s prechodom na digitálne technológie, ktoré poskytujú možnosť vytvárania integrovaných hierarchických systémov. Elektrické rozvodné 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. Postupný prechod na digitálne integrované riadiace systémy bude určený etapami 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 kombinuje „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 elektriny;

Tvorba systémov riadenia informačného a komunikačného prostredia;

Súbežne s rozvojom digitálnych sietí zavádzanie 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, priemyselných podnikov až po riadenie a riadenie spotreby energie v každodennom živote, vrátane riešenia problémov ASKUE, informačná podpora činnosti účastníkov elektrickej siete 0,4–35 kV;

Použitie komunikačných zariadení na ochranu energetických zariadení a video dohľad.

Základné informačné technológie

Jednou z hlavných čŕt moderných automatizovaných riadiacich systémov je integrácia (komplexovanie) 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 pre vývoj systému v priebehu času;

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

Zabezpečiť možnosť konzistentnej integrácie existujúcich produktov bez významných zmien alebo preprogramovania;

Zabezpečte škálovateľnosť a prenosnosť softvéru, aby ste ho mohli replikovať naprieč podnikmi.

Geoinformačné technológie

Rýchly rozvoj výpočtovej techniky a telekomunikácií, satelitných navigačných systémov, digitálnej kartografie, pokroky v mikroelektronike a iné technologické vymoženosti, neustále zdokonaľovanie štandardného a aplikovaného softvéru a informačná podpora vytvárajú objektívne predpoklady pre čoraz rozšírenejšie využitie a rozvoj kvalitatívne novej oblasti znalosti – 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, JSC-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 prepojením na digitálnu mapu územia a rôzne elektrické obvody: normálne, prevádzkové, podporné, výpočtové atď.;

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

Účtovanie a analýza platieb za spotrebovanú elektrinu;

Umiestnenie a zobrazenie polohy operačných tímov na digitálnej mape atď.

Ešte väčšie perspektívy sa otvárajú vo využívaní GIS technológií pri riešení problémov: optimálne plánovanie vývoja a dizajn; oprava a prevádzková údržba elektrických sietí s prihliadnutím na vlastnosti terénu; prevádzkové riadenie sietí a havarijná odozva s prihliadnutím na priestorové, tematické a prevádzkové informácie o stave objektov siete a ich prevádzkových režimoch. Na to je dnes potrebné informačné a funkčné prepojenie GIS, technologických softvérových systémov automatizovaných systémov riadenia elektrických sietí, expertných systémov a znalostných báz na riešenie uvedených problémov. JSC VNIIE vyvinula poradenský systém na analýzu požiadaviek na opravy sieťových zariadení. Pracuje sa na prepojení programov na výpočet strát s GIS.

V posledných rokoch je zreteľný trend rozvoja integrovaných inžinierskych sietí 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 DSK)

Účelom vytvorenia AS DGC je zvýšiť efektívnosť a spoľahlivosť distribúcie elektrickej energie a výkonu zabezpečením maximálnej efektívnosti prevádzkových a technologických činností DGC prostredníctvom komplexnej automatizácie procesov zberu, spracovania, prenosu informácií a rozhodovania na základe o moderných informačných technológiách.

DGC AS by mal byť distribuovaný hierarchický systém, na každej úrovni je riešený povinný základný súbor úloh zabezpečujúcich realizáciu 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 meranie elektriny (ASCAE);

Systém komunikácie, zberu, prenosu a zobrazovania informácií.

Vzhľadom na obmedzenia v objeme článkov sa zameriame len na hlavné trendy a perspektívy rozvoja hlavných subsystémov AS DGC.

Ochrana relé a automatizácia

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

Výmena fyzicky opotrebovaných zariadení, ktoré dosiahli koniec svojej životnosti;

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

Integrácia mikroprocesorových reléových ochranných a automatizačných zariadení do jednotného systému riadenia procesov napájacích staníc;

Rozšírenie funkcií reléových ochranných a automatizačných systémov o meracie a riadiace úlohy 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:

zvýšenie spoľahlivosti a kvality prevádzkovej údržby zariadení na reguláciu napätia, predovšetkým regulácie napätia pri záťaži a automatickej regulácie napätia;

Monitorovanie a analýza grafov zaťaženia spotrebiteľov a napätí v uzloch elektrickej siete, zvyšovanie spoľahlivosti a objemu meraní jalového výkonu v distribučných sieťach;

Zavedenie a systematické používanie softvéru na optimalizáciu zákonov o regulácii napätia v distribučných sieťach, praktická implementácia týchto zákonov;

Organizovanie diaľkového a automatického ovládania odbočiek transformátorov z dispečerských stredísk;

Inštalácia prídavných diaľkovo ovládaných prostriedkov regulácie napätia, napr. pomocných transformátorov na siete dlhých rozvodov vysokého napätia, kde 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 prenosu údajov;

Zabezpečenie diskrétnosti účtovania, 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;

Vzájomná koordinácia 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 eliminácia samoobslužného (samoodčítavania) elektromerov spotrebiteľmi v domácnosti. Na tento účel prebieha na celom svete vývoj ASKUE pre domácich spotrebiteľov s prenosom údajov z elektromerov cez 0,4 kV sieť alebo rádiovými kanálmi do stredísk zberu dát. Široko používané sú najmä už vyššie uvedené PLC technológie.

Aplikácia moderných prostriedkov delenia elektrických rozvodných sietí a decentralizovanej automatizácie

V mnohých krajinách s cieľom zvýšiť spoľahlivosť distribučných sietí, skrátiť čas hľadania miesta poruchy a počet prerušení napájania už mnoho rokov využívajú „princíp chrbtice“ budovania takýchto sietí, založený na vybavovaní siete s automatickými sekčnými bodmi namontovanými na stĺpe - znovuuzavierače, ktoré kombinujú funkcie:

Určenie miesta poškodenia;

Lokalizácia poškodenia;

Obnovenie výživy.

závery

1. Nevyhnutné prioritné úlohy:

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

Prechod od zvyškového k prioritnému princípu vyčleňovania finančných a vecných zdrojov na fázovú praktickú realizáciu tejto koncepcie a programu s pochopením zásadného významu rýchleho rozvoja distribučných sietí a systémov ich riadenia pre efektívne fungovanie nielen maloobchodné, ale aj veľkoobchodné trhy s elektrinou;

Rozvoj moderného, ​​trhovo orientovaného normatívneho a metodického rámca riadenia a riadenia 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 pilotných projektov na testovanie nových perspektívnych technológií a automatizovaných riadiacich systémov pre elektrické rozvodné siete.

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

Pred začatím modernizácie a technického dovybavenia existujúceho systému riadenia elektrickej siete alebo vytvorením nového musí každá distribučná spoločnosť a regionálne energo jasne pochopiť súbor úloh, ktoré je potrebné riešiť, a predpokladaný efekt zavedenia automatizovaného riadiaceho systému.

Je potrebné vyvinúť moderné metódy výpočtu ekonomickej efektívnosti automatizovaných riadiacich systémov pre PEZ a OZE (spoločnosť distribučnej siete), etapy ich vzniku a vývoja.

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

V skutočnosti môže existovať niekoľko zdrojov financovania:

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 regionálnych energií v oficiálne vytvorenom partnerstve - Ruská asociácia podnikov;

4) zainteresovaní investori.

V ruských podmienkach, ako ukázala prax vyspelých energetických systémov, by mala fungovať zásada: „Kto chce problém riešiť, hľadá a nachádza spôsoby, ako ho riešiť, kto nechce, hľadá dôvody, prečo je riešenie nemožné, alebo čaká, že to za neho vyriešia iní.“

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

Energetický systém je jednotná sieť pozostávajúca zo zdrojov elektrickej energie - elektrární, elektrických sietí, ako aj rozvodní, ktoré transformujú a distribuujú vyrobenú elektrinu. Na riadenie všetkých procesov výroby, prenosu a distribúcie elektrickej energie existuje operačný systém dispečerského riadenia.

Môže zahŕňať niekoľko podnikov rôznych foriem vlastníctva. Každý z elektroenergetických podnikov má samostatnú prevádzkovú dispečerskú riadiacu službu.

Všetky služby jednotlivých podnikov sú riadené centrálny dispečerský systém. Centrálny dispečerský systém možno v závislosti od veľkosti energetického systému rozdeliť na samostatné systémy podľa regiónov krajiny.

Energetické systémy susedných krajín môžu byť zapnuté na paralelnú synchrónnu prevádzku. Centrálne expedičný systém (CDS) vykonáva operatívne dispečerské riadenie medzištátnych elektrických sietí, cez ktoré sa uskutočňujú toky energie medzi energetickými systémami susedných krajín.

Úlohy prevádzkového dispečerského riadenia elektrizačnej sústavy:

udržiavanie rovnováhy medzi množstvom vyrobenej a spotrebovanej energie v elektrizačnom systéme;

spoľahlivosť napájania zásobujúcich podnikov z hlavných sietí 220-750 kV;

synchronicita prevádzky elektrární v rámci energetického systému;

synchronizácia prevádzky energetického systému krajiny s energetickými systémami susedných krajín, s ktorými sú prepojené medzištátne elektrické vedenia.

Na základe uvedeného vyplýva, že operačný systém dispečerského riadenia pre energetický systém zabezpečuje kľúčové úlohy v energetickom systéme, od ktorých realizácie závisí energetická bezpečnosť krajiny.

Vlastnosti organizácie procesu prevádzkového dispečerského riadenia energetického systému

Organizácia procesu operačné dispečerské riadenie (ODC) v energetike prebieha tak, aby sa zabezpečilo rozdelenie rôznych funkcií na viacero úrovní. Navyše, každá úroveň je podriadená vyššej.

Napríklad najzačiatočnejšia úroveň - prevádzkový a technický personál, ktorý priamo vykonáva operácie so zariadeniami na rôznych miestach elektrizačnej sústavy, sa hlási vyššiemu prevádzkovému personálu - služobnému dispečerovi jednotky energetického podniku, ktorému elektroinštalácia je pridelený. Služobný dispečer jednotky sa zasa hlási dispečerskej službe podniku atď. až po centrálny dispečerský systém krajiny.

Proces riadenia elektrizačnej sústavy je organizovaný tak, aby bol zabezpečený nepretržitý monitoring a kontrola všetkých komponentov prepojenej elektrizačnej sústavy.

Na zabezpečenie normálnych prevádzkových podmienok pre jednotlivé časti elektrizačnej sústavy a elektrizačnú sústavu ako celok sú pre každé zariadenie vyvinuté špeciálne režimy (schémy), ktoré by sa mali poskytovať v závislosti od prevádzkového režimu konkrétnej časti elektrickej siete ( normálny, opravný, núdzový režim).

Na zabezpečenie plnenia hlavných úloh ODU v elektrizačnej sústave existuje okrem prevádzkovej kontroly napr. operatívne riadenie. Všetky operácie so zariadeniami v konkrétnej časti energetického systému sa vykonávajú na príkaz vyššieho operačného personálu - toto proces operatívneho riadenia.

Vykonávanie operácií so zariadeniami v tej či onej miere ovplyvňuje prevádzku iných zariadení energetickej sústavy (zmeny spotrebovanej alebo vyrobenej energie, znížená spoľahlivosť napájania, zmeny hodnôt napätia). Následne musia byť takéto úkony vopred dohodnuté, teda vykonané s povolením dispečera, ktorý prevádzkovú údržbu týchto objektov vykonáva.

To znamená, že dispečer je pod prevádzkovou kontrolou všetkých zariadení, úsekov elektrickej siete, ktorých prevádzkový režim sa môže meniť v dôsledku operácií na zariadeniach priľahlých zariadení.

Vedenie napríklad spája dve rozvodne A a B, pričom rozvodňa B prijíma prúd z rozvodne A. Vedenie od rozvodne A odpája prevádzkový personál na príkaz dispečera tejto rozvodne. Odpojenie tohto vedenia by sa však malo uskutočniť len po dohode s dispečerom rozvodne B, pretože toto vedenie je pod jeho prevádzkovou kontrolou.

teda Pomocou dvoch hlavných kategórií - operatívneho riadenia a operatívneho riadenia sa uskutočňuje organizácia operatívneho dispečerského riadenia energetickej sústavy a jej jednotlivých úsekov.

Na organizáciu procesu ODU sa vypracúvajú a odsúhlasujú pokyny, usmernenia a rôzna dokumentácia pre každú jednotlivú jednotku v súlade s úrovňou, do ktorej patrí konkrétna prevádzková služba. Každá úroveň systému ODU má svoj individuálny zoznam požadovanej dokumentácie.