Оао "фск еэс" Основные положения Стратегии развития Единой национальной электрической сети на десятилетний период
| Вид материала | Анализ |
- Положение разработано ОАО «росэп» при участии специалистов Центра управления межрегиональными, 1360.14kb.
- Положение разработано ОАО «росэп» при участии специалистов Центра управления межрегиональными, 1367.22kb.
- На семинаре представляются доклады ведущих специалистов, 223.8kb.
- Филиала ОАО «фск еэс» – Хакасское пмэс мэс сибири, 64.65kb.
- Методические аспекты и подходы к оценке надёжности электрической сети, 412.23kb.
- В. В. Князев Генеральный директор ОАО «росэп» Врамках реализации Программы ОАО «фск, 60.28kb.
- Решение Совета директоров рао "еэс россии", 26.94kb.
- В соответствии с п. 12., 3798.84kb.
- Мониторинг средств массовой информации 15 апреля 2011 года, 737.52kb.
- Рао «еэс россии» безопасность гидротехнических сооружений. Основные понятия. Термины, 272.39kb.
7. Оперативно-технологическое управление электрическими сетями.
В условиях структурной обособленности организаций, обеспечивающих нормальное функционирование инфраструктуры оптового рынка, крайне актуальным является четкое разграничение функций и ответственности организации по управлению ЕНЭС (ОАО «ФСК ЕЭС») и Системного Оператора (ОАО «СО-ЦДУ»).
Основные функции, выполняемые в части оперативно-технологического управления персоналом ОАО «ФСК ЕЭС» на всех уровнях управления:
- Управление переключениями.
- Оперативный контроль состояния загрузки элементов сети.
- Оперативный контроль и анализ потерь в сети.
- Анализ технического состояния оборудования сети и формирование заявок на ремонт линий электропередачи и основного оборудования подстанций.
- Оценка текущего состояния надежности сети и принятие мер по ее повышению.
- Определение мест повреждения.
- Контроль выполнения аварийно - восстановительных работ.
Основные функции, выполняемые в части оперативно-технологического управления персоналом ОАО «СО-ЦДУ» на всех уровнях управления:
- Осуществление координации и непосредственного оперативно-диспетчерского управления ЕЭС России.
- Прогноз потребления электроэнергии, в том числе прогноз активных и реактивных нагрузок по узлам.
- Разработка и доведение до субъектов рынка диспетчерских графиков, учитывающих результаты торгов на этом рынке.
- Расчет и организация размещения резервов мощности.
- Оптимизация суточного режима и введение режима в допустимую область.
- Оперативный контроль параметров и допустимости текущего режима.
- Проверка допустимости и организация согласования (разрешения) выполнения ремонтных (в т.ч. аварийных) работ.
- Формирование аварийных графиков ограничений и отключений потребителей.
- Обеспечение функционирования балансирующего сегмента оптового рынка.
Для выполнения функциональных обязанностей субъектов инфраструктуры требуется усиление, как диспетчерской вертикали управления, так и построения автоматизированных систем, обеспечивающих нормальное функционирование транспортной инфраструктуры. Учитывая особенности ЕНЭС как объекта управления, в условиях территориальной удаленности генерации и потребления друг от друга оптимизация действий разнесенных на значительные расстояния систем управления может быть обеспечена только их иерархической структурой. При этом по вертикали остается функциональная независимость отдельных систем, а по горизонтали (на отдельных уровнях управления) предусматривается интеграция технических и программных средств. Иначе говоря, на каждом уровне управления могут быть организованы автоматизированные системы, обслуживающие наряду с АСДУ также и системы автоматического управления и регулирования, имеющие общие средства сбора и верификации информации, базы данных, программные средства для выполнения общих режимных расчетов и т.д. Иерархическая структура организации оперативно-технологического управления для ОАО «ФСК ЕЭС» и ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» в основном совпадают. Учитывая, что объекты контроля (управления) на пространстве электрической сети являются общими (в пределах выполняемых функций), на всех уровнях разумно предусмотреть максимально возможную интеграцию технических и программных средств обеспечения информацией и управления.
Состав автоматизированных систем оперативно-технологического управления ЕНЭС.
Основными подсистемами каждого уровня иерархии являются следующие технологические подсистемы:
- Автоматизированное оперативно-диспетчерское управление электрическими сетями, выполняющее функции:
- текущего управления;
- оперативного управления и планирования;
- контроля, учета и управления электропотреблением;
- планирования и управления ремонтами.
- Технологические системы автоматического управления электрическими сетями:
- частоты и активной мощности (АРЧМ)- в части контроля сечений с недостаточной пропускной способностью;
- напряжения и реактивной мощности (АРН);
- релейной защиты и автоматики (РЗА) сетей 110-750 кВ;
- противоаварийной автоматики (ПА).
- Автоматизированные системы коммерческого и технического учета электроэнергии.
- Система сбора и передачи информации, средства связи и телекоммуникаций.
Все технологические системы автоматического управления электрическими сетями представляют собой иерархические системы, у которых на каждом уровне управления вырабатываются либо координирующие воздействия для нижнего уровня, либо непосредственно управляющие воздействия для энергообъектов прямого подчинения.
Все подсистемы на каждом уровня управления (кроме исполнительных механизмов) должны быть логически увязаны в составе общей автоматизированной системы управления.
Основные функциональные требования, предъявляемые к указанным системам:
7.1. Система регулирования частоты и активной мощности в части взаимодействия с сетью.
Выполняет следующие основные функции:
- контроль (мониторинг) фактических перетоков активной мощности по всей сети (особенно по слабым линиям и сечениям) и сравнение их с максимально допустимыми значениями,
- автоматическое регулирование сальдо перетоков районов регулирования (территорий) с коррекцией по частоте (балансирование районов регулирования по активной мощности),
- автоматическое быстродействующее ограничение перетоков активной мощности по слабым линиям и сечениям в случае их перегрузок по условиям обеспечения устойчивости.
Для реализации этих функций системой АРЧМ Системному Оператору потребуется закупать на балансирующем рынке регулировочные диапазоны на электростанциях, привлекаемых к автоматическому регулированию, а также потребителей, способных регулировать потребление электроэнергии для ограничения перетоков активной мощности по контролируемым сечениям. ОАО «ФСК ЕЭС» необходимо поддерживать максимально возможные пропускные способности связей и взаимодействовать с потребителями, подключенными к сетям ЕНЭС в части организации регулирования ими нагрузки, включая соответствующие условия в договора на присоединение к сети, в последующем переводя услуги потребителей, участвующих в подобных мероприятиях, на конкурентные отношения.
7.2. Регулирование напряжения и реактивной мощности.
Проблема регулирования напряжения и реактивной мощности в основных сетях ЕЭС России на ближайшую и более отдаленную перспективу должна быть решена путем создания региональных систем вторичного регулирования напряжения, охватывающих ОЭС и (или) отдельные регионы ЕЭС.
Для обеспечения требуемой работоспособности и эффективности региональных систем вторичного регулирования напряжения необходимо осуществить:
- установку минимально требуемого количества коммутируемых (ШР) и управляемых средств компенсации реактивной мощности (УР, СТК и др.) в точках сетей, наиболее удаленных от шин электростанций;
- повышение надежности и коммутационного ресурса РПН трансформаторов связи сетей разных классов напряжения путем замены их новыми отечественными разработкам или аппаратами, приобретенными за рубежом;
- расширение регулировочных диапазонов отдельных электростанций в сторону приема реактивной мощности путем замены части синхронных турбогенераторов асинхронизированными машинами (АСТГ);
- оснащение средствами группового управления возбуждения (ГУВ) синхронных машин многоагрегатных электростанций и подстанций с несколькими синхронными компенсаторами;
- использование средств компенсации зарядной мощности и электрических параметров линий, входящих в состав гибких управляемых электропередач;
- использование микро-СПИН для регулирования напряжения в распределительных сетях.
7.3. Релейная защита и автоматика сетей 110 -750 кВ.
Техническое перевооружение и реконструкцию релейной защиты необходимо выполнять в следующей последовательности:
- заменять физически изношенную, выработавшую свой срок службы аппаратуру РЗА;
- заменять устройства РЗА, пониженная надежность которых может приводить к развитию крупной аварии, связанной с недоотпуском энергии потребителю или потерей устойчивости энергосистемы;
- заменять устройства РЗА, улучшение характеристик которых позволит ускорить отключение повреждений на защищаемом присоединении и в прилегающей сети.
При осуществлении модернизации устройств РЗА целесообразно ориентироваться на использование нового поколения микропроцессорных устройств, что обеспечит интеграцию средств РЗА в АСУ ТП энергообъектов.
Развитие новых принципов и средств управления электрическими сетями потребует проработок соответственно новых принципов организации релейной защиты, так как отдельные виды действующих защит не смогут обеспечить необходимую чувствительность и селективность срабатывания, а в ряде случаев могут оказаться полностью неработоспособными.
7.4. Противоаварийная автоматика (ПА).
Система ПА сохраняется как иерархическая структура (по вертикали) противоаварийного управления для предотвращения нарушения устойчивости (АПНУ). Однако размещение элементов этой автоматики на энергообъектах должно соответствовать рыночным принципам в увязке с организацией рынка резервной мощности.
Развитие системы противоаварийного управления связано с использованием новых видов управляющих воздействий - элементов гибких линий электропередачи (FACTS) и сверхпроводниковых накопителей энергии (СПИН) с целью снижения объемов отключаемой при авариях нагрузки потребителей. По мере развития техники сверхпроводников и, соответственно, снижения стоимости СПИН до экономически приемлемого уровня их использование для целей ПА станет реальным. Поэтому необходимо проводить исследования и разработку принципов управления этими устройствами в аварийных режимах. Необходимым условием технического перевооружения является наличие современной и перспективной микропроцессорной аппаратуры на базе программируемых контроллеров для реализации функций локальных устройств ПА.
7.5. Автоматизированные системы коммерческого учета электроэнергии.
В связи с предстоящим запуском конкурентного оптового рынка электроэнергии создается иерархическая система коммерческого учета электроэнергии оптового рынка (АСКУЭ ОРЭ), использующая новые электронные и микропроцессорные счетчики и устройства сбора и передачи данных, обеспечивающие выполнение требований целевой модели конкурентного ОРЭ и Концепции построения АСКУЭ ОРЭ.
Создание АСКУЭ ОРЭ предусматривает создание сети центров сбора и обработки данных (ЦСОД) коммерческого учета, которые должны обеспечивать также возможность взаимодействия с автоматизированными системами ФСК и Системного Оператора.
Для ОАО «ФСК ЕЭС» указанная система должна обеспечить контроль технологического расхода электроэнергии на ее транспорт в электрических сетях (потери в сетях) и организацию на этой базе расчетов с участниками рынка за эти потери.