Системный оператор до 2025 года переведет на дистанционное управление свыше 200 подстанций
В сотрудничестве с крупнейшими компаниями отрасли Системным оператором к началу 2021 года в ЕЭС России в целом реализовано дистанционное управление оборудованием более 40 подстанций 110–500 кВ из диспетчерских центров АО «СО ЕЭС».
На совещании с участием технических руководителей генерирующих, электросетевых компаний Объединенной энергосистемы Сибири филиал АО «СО ЕЭС» «Объединенное диспетчерское управление энергосистемы Сибири» (ОДУ Сибири) представил участникам современные технологии дистанционного управления и планы по их развитию в ОЭС Сибири.
Директор по развитию технологий диспетчерского управления ОДУ Сибири Александр Работин отметил, что внедряемые Системным оператором технологии управления оборудованием энергообъектов являются важнейшим направлением цифровой трансформации электроэнергетики. Он подчеркнул необходимость решения одной из важнейших задач, включенных в новую Энергетическую стратегию Российской Федерации на период 2020–2035 гг., – развитие цифровых технологий дистанционного управления.
Идеологом, инициатором и координатором развития цифрового дистанционного управления оборудованием распределительных устройств и устройствами РЗА, мощностью электростанций в ЕЭС России является Системный оператор.
В соответствии с согласованными с сетевыми компаниями планами-графиками, до 2025 года предполагается организовать дистанционное управление оборудованием свыше 200 подстанций. В их число входят и 32 подстанции 110–500 кВ в ОЭС Сибири. Также Системный оператор активно взаимодействует с генерирующими компаниями по реализации дистанционного управления оборудованием распределительных устройств электростанций.
Внедрение технологий автоматизированного дистанционного управления оборудованием распределительных устройств и устройствами РЗА позволит получить целый ряд преимуществ как для энергосистемы в целом, так и для собственников энергообъектов и потребителей.
Снизится риск ошибочных действий персонала при производстве оперативных переключений. В энергосистеме сократится длительность производства оперативных переключений по сравнению с их «традиционным» выполнением оперативным персоналом объектов электроэнергетики по устным командам диспетчерского персонала, а значит сократится период отклонения режима работы электростанций от планового диспетчерского графика для выполнения режимных мероприятий на время производства переключений. Всё это в конечном итоге повышает надежность работы энергосистемы, отметил Александр Работин.
Наряду с внедрением дистанционного управления распределительными устройствами важнейшим направлением развития цифровых технологий в электроэнергетике является управление активной и реактивной мощностью электростанций. В ОЭС Сибири под управлением Системного оператора реализованы проекты дистанционного управления активной и реактивной мощностью на четырех солнечных электростанциях: Майминской, Чемальской, Ининской и Усть-Коксинской.
Цифровая технология дистанционного управления мощностью ВИЭ-генерации позволяет диспетчерам Системного оператора при необходимости максимально быстро снижать мощность СЭС для предотвращения и ликвидации нарушений нормального режима в энергосистеме, дает больше возможностей для регулирования уровней напряжения, собственникам генерирующих объектов позволяет снижать расходы на их содержание за счет оптимизации схемы оперативно-технологического управления.
Системным оператором ведется работа в направлении развития дистанционного управления мощностью тепловых и гидроэлектростанций. Очередным шагом в этом направлении стала цифровая система доведения плановой мощности (СДПМ) до электростанций. На текущий момент в ОЭС Сибири эта система внедрена на Саяно-Шушенской и Новосибирской ГЭС. Принято решение о ее внедрении на гидростанциях в Иркутской области и Красноярском крае, совместно с генерирующими компаниями обсуждается возможность внедрения СДПМ на тепловых станциях ОЭС Сибири.