Заместитель председателя Правления АО «СО ЕЭС» Сергей
Павлушко, директор по управлению режимами ЕЭС – главный
диспетчер АО «СО ЕЭС» Михаил Говорун и директор по
техническому контроллингу АО «СО ЕЭС» Павел Алексеев приняли
участие в IX всероссийском совещании главных
инженеров-энергетиков, прошедшем под председательством
заместителя министра энергетики РФ Андрея Черезова в Сочи.
Одной из главных тем совещания стала цифровая трансформация
электроэнергетики и реализация пилотных проектов
цифровизации отрасли.
Участники мероприятия проанализировали мировой опыт цифровой
трансформации электроэнергетики, рассмотрели вопросы
развития системы оперативно-технологического управления
российским электросетевым комплексом в рамках реализации
Концепции цифровой трансформации 2030, обсудили тему
построения виртуальных энергообъектов, перспективы
водородной энергетики и реализации проектов по промышленному
хранению электроэнергии, а также вопросы внедрения
риск-ориентированных моделей управления в отечественной
электроэнергетике.
Представители АО «СО ЕЭС» приняли участие во всех
мероприятиях конференции и рассказали об опыте Системного
оператора по внедрению цифровой системы мониторинга запасов
устойчивости (СМЗУ) и элементов цифровой подстанции (ПС) на
примере ПС 500 кВ Южная ПАО «ФСК ЕЭС».
Разработанный АО «НТЦ ЕЭС» совместно с АО «СО ЕЭС»
программно-технический комплекс СМЗУ предназначен для
расчета величины максимально допустимых перетоков (МДП) в
режиме реального времени, что позволяет осуществлять
управление электроэнергетическим режимом с максимальным
использованием пропускной способности сети в текущих
схемно-режимных и режимно-балансовых условиях
функционирования энергосистемы.
В 2015 году в промышленную эксплуатацию были введены СМЗУ в
филиалах АО «СО ЕЭС» ОДУ Северо-Запада и Кольское РДУ на
трех и одном контролируемых сечениях (КС) соответственно. В
2017 году к промышленной эксплуатации СМЗУ приступили в ОДУ
Юга (на двух КС с последующим расширением до шести КС) и ОДУ
Сибири (на двух КС с расширением в 2019 году до одиннадцати
КС). До 2020 года Системный оператор планирует ввести в
работу СМЗУ в Объединенной энергосистеме (ОЭС) Востока, ОЭС
Урала, ОЭС Средней Волги, ОЭС Центра, Тюменской и Крымской
энергосистемах. При этом во всех из них, кроме ОЭС Средней
Волги, уже начата опытная эксплуатация этих систем. По
планам Системного оператора до 2024 года
программно-технический комплекс СМЗУ будет введен в
промышленную эксплуатацию в диспетчерских центрах всех
филиалов АО «СО ЕЭС» ОДУ и 19 РДУ, а число контролируемых
сечений с внедренными СМЗУ увеличится до 122.
В ходе дискуссии представители Системного оператора
рассказали о результатах реализованного в ОЭС Сибири
пилотного проекта по использованию технологии СМЗУ на
четырех КС в качестве технологического инструмента оптового
рынка. Технология применялась в процессе актуализации
расчетной модели энергосистемы для определения сетевых
ограничений для прогнозируемых схемно-режимных и
режимно-балансовых условий. Это позволило повысить точность
планирования и эффективность использования пропускной
способности КС, а также оптимизировать режим работы
генерирующего оборудования. Итоги реализации проекта
доказали эффективность использования СМЗУ в качестве
технологического инструмента оптового рынка – для проведения
расчетов на рынке на сутки вперед и балансирующем рынке.
После отработки в рамках пилотного проекта принципов и
методик применения СМЗУ в качестве инструмента рынка до 2020
года планируется создание полнофункционального программного
обеспечения, позволяющего использовать СМЗУ в
автоматизированном режиме при проведении расчетов. В 2018
году вступили в силу изменения в регламенты оптового рынка,
инициированные Системным оператором и принятые
Наблюдательным Советом Ассоциации «НП Совет рынка»,
касающиеся применения технологии СМЗУ для актуализации
максимально допустимых перетоков мощности в контролируемых
сечениях при управлении режимом работы ЕЭС России, а также
основных принципов использования технологии в решении задач
краткосрочного планирования работы оптового рынка.
На совещании проанализирован опыт внедрения элементов
цифровой подстанции на примере ПС 500 кВ Южная ПАО «ФСК ЕЭС»
в рамках реализации совместного проекта Системного оператора
и Федеральной сетевой компании. Проект предусматривал
модернизацию системы противоаварийного управления подстанции
– Узлового комплекса противоаварийной автоматики (УКПА).
Цель проекта – обеспечить взаимодействие этого комплекса с
существующими микропроцессорными устройствами передачи
(приема) аварийных сигналов и команд (УПАСК) ПС 500 кВ Южная
с применением современных цифровых протоколов приема и
передачи информации МЭК 61850-8.1. Возможность реализации
такого технического решения подтвердили успешные испытания,
проведенные в мае 2018 года на специально изготовленном
стенде. Реализация проекта позволит минимизировать
количество связей между УКПА и УПАСК, обеспечит возможность
мониторинга состояния всех компонентов УКПА и повысит
надежность передачи аварийных сигналов. В рамках реализации
проекта АО «СО ЕЭС» и ПАО «ФСК ЕЭС» уже согласована
проектная и рабочая документация, идут работы по монтажу
оборудования на ПС 500 кВ Южная. Ввод модернизированного
УКПА на ПС 500 кВ Южная в опытную эксплуатацию запланирован
на май 2019 года.
