Системный оператор рассказал об опыте внедрения цифровых технологий в управление режимом ЕЭС России на форуме главных инженеров отрасли
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 11–12 апреля 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 был 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.
