Структура и задачи диспетчерского управления

Первая диспетчерская служба (ДС) была создана в Московской энергосистеме (ЭЭС) в 1923 г., затем в Ленинграде (1926 г.), в Донбасской ЭЭС (1930 г.). Первые ДС на Урале были созданы в Свердловском, Челябинском и Пермских районах.

Централизованное диспетчерское управление энергосистемой Урала было создано в 1932 г., когда начал функционировать Центральный диспетчерский пункт (ЦДП). Одновременно сохранились в работе ДС Свердловской, Челябинской и Пермской энергосистем. Таким образом, диспетчерское управление объединенной энергосистемой (ОЭС) Урала стало двухуровневым. Аналогичные процессы происходили и в других ОЭС: Центра, Средней Волги, Юга, Северного Кавказа.

В связи с формированием Единой энергосистемы (ЕЭС) европейской части СССР ОДУ Центра в 1957 г. Было преобразовано в ОДУ ЕЭС европейской части СССР.

Для реализации функций диспетчерского управления (ДУ) созданы диспетчерские центры с круглосуточным дежурством в следующих организациях:

· Центральное диспетчерское управление (ЦДУ) ЕЭС России;

· Объединенное диспетчерское управление (ОДУ);

· Региональное диспетчерское управление (РДУ) в ОАО-энерго.

С учетом особенностей технологических и коммерческих отношений диспетчерские центры могут создаваться у других субъектов (генерирующие компании, независимые производители электроэнергии, крупные промышленные потребители и др.).

Состав технологических и коммерческих функций, реализуемых на том или ином диспетчерском центре, определяется задачами, стоящими перед каждым конкретным субъектом, ответственностью в части технологического и коммерческого управления возлагаемыми на него соответствующими операторами.

Диспетчерское технологическое управление организовано по иерархической структуре, предусматривающей распределение функций технологического управления между уровнями, а также строгую подчиненность нижестоящих уровней управления вышестоящим.

Все органы диспетчерского технологического управления независимо от формы собственности соответствующего субъекта рынка, являющегося субъектом РЭС (ОЭС, ЕЭС), обязаны подчиняться командам (указаниям) вышестоящего технологического диспетчера.

Предусматривается две категории оперативной подчиненности – оперативное управление и оперативное ведение.

В оперативном управлении соответствующего диспетчера должны находиться силовое оборудование и средства управления, операции с которыми требуют координации действий подчиненного диспетчерского персонала и согласованного выполнения операций на нескольких объектах разного оперативного подчинения.

В оперативном ведении диспетчера должны находиться силовое оборудование и средство управления, состояние и режим которых влияют на режим работы соответствующей РЭС (ОЭС, ЕЭС). Операции с таким оборудованием и средствами управления должны производиться с разрешения соответствующего диспетчера.

Перечни энергетического оборудования, линии электропередачи, теплопроводов и средств управления, находящихся в оперативном управлении или ведении диспетчеров центров и дежурного персонала, соответствующих энергообъектов должны формироваться с учетом решений вышестоящего органа диспетчерского технологического управления (ДТУ) и утверждаться соответствующим руководителем.

Диспетчерское технологическое управление РЭС (ОЭС, ЕЭС) и энергообъектами (электростанциями, подстанциями и др.) должно осуществляться в соответствии со следующими временными уровнями управления: долгосрочное и краткосрочное планирование режимов, оперативное и автоматическое управление.

Взаимоотношения персонала разных уровней ДТУ должны быть регламентированы соответствующими положениями и договорами на участие субъектов в параллельной работе в составе ЕЭС (ОЭС, РЭС).

Диспетчерское планирование режимов. При долгосрочном планировании решаются стратегические задачи долгосрочной (на месяц, квартал, год) оптимизации режимов. При этом осуществляется – в увязке с требованиями и ограничениями со стороны других отраслей – прогнозирование потребления электроэнергии характерных графиков нагрузки, разработка балансов мощности и энергии, оптимизация графиков использования энергоресурсов и проведения капитальных ремонтов оборудования.

При долгосрочном планировании осуществляется также разработка схем и режимов работы на характерные периоды года (осеннее-зимний максимум, период паводка и др.), в связи с вводом новых объектов, выводом из работ, в консервацию и для модернизации оборудования, а также решение всего комплекса вопросов повышения надежности работы РЭС (ОЭС, ЕЭС) внедрения и совершенствования средств диспетчерского технологического управления и систем автоматического управления нормальными и аварийными режимами; разработка диспетчерских технологических инструкций и положений.

Долгосрочные планы должны уточняться по мере изменения условий работы РЭС (ОЭС, ЕЭС) – уровня потребления, обеспеченности гидроресурсами, топливной конъюнктуры и т.д.

Решая задачи долгосрочного планирования режимов, ЦДС ЕЭС и ОДУ выполняют следующие функции:

· разрабатывают годовые, квартальные и месячные балансы мощности для ЕЭС, ОЭС;

· разрабатывают годовые и сезонные схемы регулирования стока водохранилищами каскадов ГЭС; контролируют ведение режимов ГЭС и вносят изменения в графики сработки и наполнения водохранилищ; ведут учет технико-экономических показателей ГЭС и проводят анализ эффективности использования гидропроцессов;

· участвуют в разработке оперативных графиков использования генерирующей мощности.

Автоматизированные системы диспетчерского управления (АСДУ).

Диспетчерские центры ЭЭC и ПЭС должны быть оснащены АСДУ, построенными на базе локальных вычислительных сетей и современных средств программного обеспечения.

В структуре АСДУ должны реализоваться следующие функции:

· прием и ретрансляция телеинформации и протоколов ЦППС и RTU;

· обмен оперативной цифробуквенной информацией между оперативно-информационными управляющими комплексами разных и одного уровней управления;

· обработка телеинформации;

· управление диспетчерским щитом;

· ведение базы данных реального времени и формирование архивов;

· ввод, отображение и документирование информации;

· формирование суточной ведомости диспетчерской сводки;

· контроль состояния оборудования;

· информационные диспетчерские задачи (оперативный баланс мощности и резервы мощности, контроль частоты и др.);

· анализ топологии сети и оценка состояния;

· моделирование и анализ режимов, советчик диспетчера по вводу режима в допустимую область;

· прогноз нагрузки (суточный и внутрисуточный);

· оптимизация режима по активной мощности, внутрисуточная коррекция режима (в ОДУ, ЦДУ, ОАО-энерго);

· оптимизация режима по реактивной мощности и напряжению;

· оперативная оценка надежности режима;

· автоматический расчет пределов передаваемой мощности по отдельным ЛЭП и сечениям;

· расчет и анализ технико-экономических показателей работы ЭЭС;

· информационные задачи контроля и учета ресурсов, решаемые в суточном цикле (балансы топлива, тепловой и электрической энергии, гидроресурсов, учет перетоков энергии и т.п.);

· диспетчерские тренажеры;

· прием, передача и обработка ремонтных заявок;

· расчет и анализ установившихся режимов;

· прогноз и статистика нагрузки;

· планирование режимов по активной мощности, расчет баланса электроэнергии;

· планирование режимов по напряжению и реактивной мощности, расчет потерь электроэнергии в сетях;

· расчеты устойчивости и токов короткого замыкания;

· выбор уставок релейной защиты и противоаварийной автоматики;

· планирование режимов каскадов ГЭС;

· АРЧМ (в ОДУ и ЦДУ);

· статистическая обработка и анализ технико-экономических показателей работы ЭЭС;

· коммерческие задачи;

· географические информационные системы;

· универсальная база данных.

Действия оперативного персонала

Персонал, находящийся в оперативном подчинении диспетчера передающей электрической сети (ПЭС), выполняет необходимые расчеты токов короткого замыкания, потокораспределения и режима напряжения; определяет допустимые нагрузки по ЛЭП и оборудованию; проводит оптимизацию режимов электрической сети; определяет оптимальные графики напряжения в пунктах питания распределительной сети; выбирает положения ответвлений трансформаторов, не имеющих средств регулирования напряжения под нагрузкой (РПН); обеспечивает рациональное использование источников реактивной мощности; разрабатывает предложения по модернизации и развитию сети; повышению надежности электроснабжения потребителей, улучшению режима по напряжению, снижению потерь энергии в сети; разрабатывает годовые и месячные планы ремонтов ЛЭП и оборудования ПЭС; принимает участие в оснащении электрических сетей новыми средствами автоматического и оперативного управления, обеспечивает указания по объемам и установкам АЧР, ЧАПВ, и САОН (специальная автомашина ограничения нагрузки); разрабатывает противоаварийные мероприятия, ведет учет показателей работы и оперативную мощность, обеспечивает персонал диспетчерскими инструкциями, справочными и директивными материалами.

Краткосрочное планирование режимов. Краткосрочное планирование режимов ЕЭС (ОЭС, РЭС) и энергообъектов (ЭС, электрических и тепловых сетей) должно осуществляться с упреждением от одних суток до недели.

Выполняя свои функции по краткосрочному планированию режимов, ЦДУ, ОДУ, ДС РЭС:

· осуществляют прогнозирование суточных графиков нагрузки;

· принимают от подчиненных звеньев ДУ заявки на ввод в работу и вывод из работы и резерва оборудования ЭС и электрических сетей;

· формируют план-график работы на предстоящий период с целью реализации графика производства и передачи электроэнергии.

Кроме этого, оперативный персонал принимает соответствующие меры при отклонениях от графиков выдачи электроэнергии и перетока мощности, а также при поддержании частоты в соответствии с требованиями ГОСТ 13109-87.

При невозможности автоматического регулирования частоты и перетоков активной мощности (отсутствие или вывод из действия системы АРЧМ) регулирование должно осуществляться РЭС или ЭС по распоряжению диспетчера ЦДУ.

Регулирование напряжения. Поддержание установленных уровней напряжения в определенных точках электрической сети является преимущественно локальной задачей, в решении которой должны участвовать соответствующие субъекты ФОРЭМ (в том числе потребители). Каждый субъект должен поддерживать уровень напряжения в установленных пределах в районе присоединения его электроустановок к основной сети. Напряжение в контрольных точках сети необходимо задавать так, чтобы перетоки в реактивной мощности через границы раздела собственности (между субъектами ФОРЭМ) были по возможности близки к нулю.

При регулировании напряжения в электрических сетях должны быть обеспечены:

· соответствие показателей напряжения требованиям ГОСТ 13109-87;

· соответствие уровней напряжения значениям, допустимым для оборудования ЭС и сетей;

· минимальные потери электроэнергии в электрических сетях;

· необходимый запас устойчивости.

На трансформаторах, оборудованных устройствами РПН, питающих распределительные сети 6-35 кВ, должны быть включены автоматические регуляторы напряжения (АРН). Отключения АРН допускается только по заявке.

Характеристики регулирования и графики напряжения в контрольных точках должны формироваться соответствующей диспетчерской службой ЦДУ, ОДУ или ОАО-энерго на предстоящий квартал и корректироваться при необходимости.

Порядок использования источников реактивной мощности потребителем.

Для обеспечения эффективности функционирования ЕЭС России между службами диспетчерского управления и другими технологическими службами энергообъектов, ОАО-энерго, ОДУ, ЦДУ осуществляется обмен оперативной и статистической технической и технологической информацией. Виды технической и технологической информации и сроки ее представления определяются высшим органом диспетчерского управления ЦДУ ЕЭС России.

В результате реформирования РАО «ЕЭС России» образовано ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» с многочисленными функциональными задачами, в том числе с задачами по техническому аудиту. Структура технического аудита в ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» была создана вместе с образованием системного оператора (СО) и стала первым практическим воплощением Концепции реформирования системы технической инспекции в рамках реформирования РАО «ЕЭС России».

Организационная структура вертикально интегрированной системы технического аудита ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» включает в себя службы технического аудита в 7 филиалах ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» - Объединенных диспетчерских управлениях (ОДУ), подразделения технического аудита в 55 филиалах ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» - Региональных диспетчерских управлениях (РДУ).

Логическим завершением концепции реформирования системы технической инспекции в рамках реформирования РАО «ЕЭС России» является принятие постановлением ОАО РАО «ЕЭС России» и коллегией Ростехнадзора решения о передаче функций Генеральной инспекции ОАО РАО «ЕЭС России» непосредственно ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС». Это решение закреплено в составе функций Системного оператора Федеральным законом Российской Федерации от 04.11.2007 г. №250-ФЗ «О внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации в связи с осуществлением мер по реформированию Единой энергетической системы России».