- •Глава 1. Характеристика структуры Единой энергетической системы России 5
- •Глава 2. Оперативно-диспетчерское управление в еэс России 13
- •Глава 3. Основные показатели работы еэс России в 2005 году 18
- •Глава 4. Основные проблемы и диспропорции в функционировании еэс России 23
- •Глава 1. Характеристика структуры Единой энергетической системы России
- •1.1. Развитие еэс России и его современная структура
- •1.2. Оэс Северо-Запада
- •1.3. Оэс Центра
- •1.4. Оэс Средней Волги
- •1.5. Оэс Урала
- •1.7. Оэс Сибири
- •1.8. Оэс Дальнего Востока
- •1.9. Связи еэс России с энергосистемами зарубежных стран
- •Глава 2. Оперативно-диспетчерское управление в еэс России
- •2.2. Задачи и функции оао «со-цду еэс»
- •2.3. Стратегические задачи по оптимизации режимов работы еэс России
- •2.4. Автоматизированная система диспетчерского управления
- •2.5. Система противоаварийной автоматики- важнейшее средство поддержания надежности и живучести еэс России
- •2.6. Шаги по дальнейшей оптимизации системы оперативно-диспетчерского управления в еэс России в условиях реформирования электроэнергетики России
- •Глава 3. Основные показатели работы еэс России в 2005 году
- •3.1. Максимум нагрузки электростанций и максимум потребляемой мощности в еэс России и Российской Федерации
- •3.2. Показатели фактической частоты электрического тока в еэс России
- •3.3. Утяжеление условий регулирования переменной части суточных графиков нагрузки в Европейской части еэс России – тенденция последних лет
- •3.4. Устойчивость работы еэс России и основные крупные технологические нарушения
- •Глава 4. Основные проблемы и диспропорции в функционировании еэс России
2.4. Автоматизированная система диспетчерского управления
Для решения задач планирования, оперативного и автоматического управления используется развитая компьютерная автоматизированная система диспетчерского управления (АСДУ), представляющая иерархическую сеть диспетчерских центров обработки данных СО-ЦДУ, СО-ОДУ и СО-РДУ, связанных между собой и с энергообъектами (электростанциями, подстанциями) каналами телемеханики и связи. Каждый диспетчерский центр оснащен мощной компьютерной системой, обеспечивающей в реальном времени автоматический сбор, обработку и отображение оперативной информации о параметрах режима работы ЕЭС России, состояния электрической сети и основного энергооборудования, позволяющей диспетчерскому персоналу соответствующего уровня управления осуществлять оперативный контроль и управление работой ЕЭС России, а также решение задач планирования и анализа режимов, мониторинга участия электростанций в первичном и вторичном регулировании частоты электрического тока.
2.5. Система противоаварийной автоматики- важнейшее средство поддержания надежности и живучести еэс России
Важнейшим средством поддержания надежности и живучести ЕЭС России является многоуровневая система противоаварийной автоматики, не имеющая аналогов в зарубежных электрообъединениях. Эта система предотвращает и локализует развитие системных аварий путем:
автоматического предотвращения нарушения устойчивости;
автоматической ликвидации асинхронного режима;
автоматического ограничения снижения и повышения частоты;
автоматического ограничения снижения и повышения напряжения;
автоматической разгрузки оборудования.
Устройства противоаварийной и режимной автоматики размещаются на энергообъектах (локальные комплексы) и на диспетчерских центрах ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» (централизованные системы противоаварийной автоматики, обеспечивающие координацию работы локальных комплексов).
2.6. Шаги по дальнейшей оптимизации системы оперативно-диспетчерского управления в еэс России в условиях реформирования электроэнергетики России
В условиях реформирования и реорганизации АОэнерго важнейшей задачей ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» является сохранение функций оперативно-диспетчерского управления, что требует налаживания новых технологических взаимоотношений с вновь образуемыми компаниями отрасли.
С этой целью в 2005 г. было заключено Соглашение между Системным оператором и ОАО «ФСК ЕЭС» (Федеральной сетевой компанией, см. раздел 1) о временном сохранении существующей схемы оперативно-диспетчерского управления объектами Единой национальной электрической сети (ЕНЭС) и порядка организации безопасного производства работ при выделении из состава региональных электросетевых компаний и передаче объектов ЕНЭС в ремонтно-эксплуатационное обслуживание ФСК.
Также в 2005 г. в процессе проводимой работы по перераспределению функций диспетчеризации сетей ЕЭС России совместно с ОАО «ФСК ЕЭС» разработаны и согласованы основные критерии отнесения ВЛ 110 кВ и выше к объектам диспетчеризации.
Подготовлена и выполняется Программа организационно-технических мероприятий по приему в диспетчерское управление или диспетчерское ведение диспетчера РДУ ВЛ 220 кВ, оборудования, устройств ПА, РЗА и систем диспетчерско-технологического управления (СДТУ) сетей, относящихся к ЕНЭС. В 2005 г. Системным оператором приняты в диспетчерское управление 70 ВЛ 220 кВ.
В рамках оптимизации системы оперативно-диспетчерского управления, разработана и введена в действие4 Целевая организационно-функциональная модель оперативно-диспетчерского управления ЕЭС России. В соответствии с данной моделью разработан пилотный проект укрупнения операционной зоны Филиала ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» — Смоленское РДУ, предусматривающий проведение комплекса организаци
онно-технических мероприятий по передаче функций оперативно-диспетчерского управления объектами диспетчеризации на территории Брянской и Калужской областей Филиалу ОАО «СО – ЦДУ ЕЭС» – Смоленское РДУ5.
В 2005 году проводилась работа по оптимизации схемы передачи диспетчерских команд на энергообъекты при производстве оперативных переключений. Из схемы прохождения диспетчерских команд исключены промежуточные звенья, что является фактором повышения надежности управления режимами ЕЭС. По состоянию на 31.12.2005 г. из 1514 ВЛ 220 кВ и выше, находящихся в диспетчерском управлении диспетчерских центров ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС», реализована прямая схема передачи команд «диспетчер – энергообъект» по управлению 756 линиями (49,9% от их общего числа).