ПЕРВАЯ ДИСТАНЦИОННАЯ

— Использование автоматизированной системы позволяет в 5–10 раз сократить время оперативных переключений, — отмечают представители Регионального диспетчерского управления энергосистемы Амурской области (РДУ) — филиала Системного оператора.

Если раньше в случае нештатных ситуаций или запланированных ремонтов дежурному персоналу подстанций приходилось руками включать и отключать разъединители, заземляющие ножи, то здесь  все очень просто и притом — революционно.

— Диспетчер Системного оператора давал команду персоналу, который находится на самом объекте, человек шел к оборудованию и вручную или с автоматизированного рабочего места выполнял те или иные коммутации — манипуляции. Теперь все эти операции диспетчер производит сам из Благовещенска, — описывает процесс заместитель директора — главный инженер филиала «Россети ФСК ЕЭС» – Амурского  предприятия МЭС Николай Теплов. — Дистанционное управление позволяет значительно уменьшить время проведения оперативных переключений в энергоустановках и снизить риски ошибок персонала.

Переключательный пункт «Зея» является одной из транзитных подстанций, обеспечивающих электроснабжение газопровода «Сила Сибири». Фото: Ольга Гордиенко 

КИБЕРБЕЗОПАСНОСТЬ И СТРАХОВКА ОТ ОШИБОК ПЕРСОНАЛА

Переключательный пункт «Зея» напряжением 220 киловольт — один из самых современных энергообъектов в области. От него запитана компрессорная станция газопровода «Сила Сибири» – КС 7а «Зейская». В строительство и «начинку» объекта вложили 1,1 миллиарда рублей. Здесь также идет прием и распределение электроэнергии, однако, в отличие от более  привычной нам уличной подстанции, силового трансформаторного оборудования нет. Для этих нужд на «Зее» установлено комплектное распределительное устройство с элегазовой изоляцией. Кроме того, пункт оснащен передовым микропроцессорным оборудованием. 

Подстанцию построили еще в 2019 году, а этой осенью  сделан шаг к цифровой трансформации электроэнергетики в Приамурье — запущено удаленное управление с помощью программно-аппаратного комплекса. Для этого были разработаны типовые программы переключений, организованы тренировки персонала, не забыли энергетики и про кибербезопасность — выполнен комплекс мероприятий по  ее повышению.

 Управлять оборудованием подстанции можно мышкой компьютера как на самом объекте, так и из областного центра. Фото: Ольга Гордиенко

Благодаря нововведению на энергообъекте в Свободненском районе  трудится  минимум сотрудников.  Контроль над частью оборудования ПП «Зея» ведется также из центра управления сетями Амурского предприятия МЭС. Оно входит в состав ПАО «ФСК ЕЭС» и эксплуатирует линии электропередачи и подстанции напряжением 220 и 500 кВ Приамурья и на юге Якутии. Кстати, Амурское ПМЭС занимает первое место в стране по общей протяженности обслуживаемых ЛЭП (10 548 км), а также количеству подстанций (47 штук). «Создание малообслуживаемых, удаленно управляемых подстанций высокой степени надежности — приоритетное направление цифровизации электросети», —подчеркивают в энергокомпании.

УСТРАНЯТЬ АВАРИИ СМОГУТ БЫСТРЕЕ 

Как производить манипуляции на расстоянии, корреспондентам АП для наглядности продемонстрировали на специальном тренировочном пункте, который находится в Амурском РДУ. Именно тут сотрудники Системного оператора учатся и практикуются раз в три месяца. По легенде на энергообъекте возникла неисправность с выключателем. О ЧП диспетчеры узнают по мигающим значкам на большом экране и звуковому сигналу. Как и в реальной жизни сотрудник выясняет ситуацию: что случилось, обесточены ли потребители. Диспетчер на наших глазах мышкой выполняет операции по выводу поврежденного оборудования из работы — выключает выключатель, выводит его в ремонт, а также восстанавливает транзит электроэнергии через запасную схему электроснабжения. Обычно сотрудники отдают команды по телефону, а переключения занимают более часа. Сейчас же, как доказала тренировка, на устранение неполадки и возвращение электроснабжения ушло около 5  минут.

— Внедрение дистанционного управления ускоряет время переключений в электроустановках, минимизирует ошибочные действия диспетчерского и оперативного персонала, обеспечивает ликвидацию аварийных ситуаций в кратчайшие сроки. Стандартная процедура переключений занимает полчаса, час-два. А с помощью удаленного управления это можно сделать за срок от полутора до пяти минут, — объясняет процесс Александр Голубцов, первый заместитель директора — главный диспетчер филиала Системного оператора –Амурского РДУ. — Дистанционное управление — это ключевая задача современного развития электроэнергетики в области производства переключений, обеспечения безопасности персонала, а также надежности электроснабжения потребителя.

Технологии дистанционного управления — одно из приоритетных направлений цифровизации электроэнергетики в рамках решения задачи построения цифровой экономики РФ. Положение о массовом применении «дистанционки» включено в новую Энергетическую стратегию России до 2030 года. Этот документ предусматривает переход на 100-процентное автоматическое удаленное управление сетевыми объектами 220 кВ и выше в Единой энергосистеме России.

НОВАЦИИ ЖДУТ САМЫЕ СОВРЕМЕННЫЕ ЭНЕРГООБЪЕКТЫ

Удаленное управление внедряется на энергообъектах Приамурья нового поколения — тех, которые оснащены современным оборудованием, Автоматизированной системой управления технологическим процессом (АСУТП) и цифровой связью. Следующая в очереди на энергопрорыв — подстанция нефтяников.

— К переводу на дистанционное управление планируется подстанция 220 киловольт, которая находится в селе Мухино Шимановского района и питает нефтеперекачивающую станцию нефтепровода «Восточная Сибирь — Тихий океан», — уточняет Александр Голубцов. —  Кроме того, ведутся работы на комплектном распределительном устройстве Нижне-Бурейской  ГЭС. По плану в 2022 году они должны быть завершены. Также в перспективе управление из Благовещенска будет внедрено на подстанции Свободненской ТЭС.

 Новое техническое решение обеспечивает высокую надежность высоковольтного оборудования подстанции «Зея» и качественное электроснабжение потребителей.  Фото: Ольга Гордиенко

ДИРИЖЕРЫ ЭНЕРГЕТИКИ

Энергосистема Приамурья обрастает новыми сетями благодаря газовикам и нефтяникам

Амурская область по-прежнему остается энергетической житницей Дальнего Востока:  более трети всей электроэнергии Объединенной энергосистемы  Востока вырабатывает наш регион. Журналисты АП смогли увидеть, как идет управление режимом и объектами электроэнергетики на территории Приамурья. «Дирижирует» всем процессом диспетчерский центр Амурского РДУ. Именно Системный оператор знает энергоаппетит потребителей, определяет объем  выработки на каждой станции, по каким сетям пойдет электроэнергия.  Также диспетчеры  видят, где «погасла» подстанция или выключилась ЛЭП, решают, как перезапитать обесточенные объекты. Информацию о повреждениях в электросетях ДРСК  напряжением 110 кВ и выше, от которых запитаны предприятия и дома, также передают  в РДУ. 

  Суммарная протяженность электросетей 110 кВ, 220 кВ и 500 кВ, которые как паутина опутывают область и отражены на экране диспетчерского пункта, — 9, 4 тысячи километров.

На диспетчерском современном экране размером во всю стену изображены объекты генерации — электростанции Приамурья (три ГЭС, Благовещенская ТЭЦ, Райчихинская ГРЭС и новая Свободненская ТЭС), от них идут высоковольтные электросети и подстанции 220 и 500 киловольт. Для удобства питающие центры и  магистральные линии электропередачи окрашены в разный цвет  в зависимости от уровня напряжения: сети 500 кВ  красного цвета,  220 кВ — желтого и 110 кВ — синие. Если погаснет какая-то важнейшая точка, во мрак может погрузиться не только пол-области, но и наши соседи-регионы. Последний энергоблэкаут в августе 2017 года аукнулся даже Забайкалью и Китаю. К счастью, такие аварии происходят крайне редко. 

 Помимо диспетчеризации, Системный оператор согласует графики вывода в ремонт и из эксплуатации сетей и генерации, отвечает за отбор мощности и перспективное планирование энергосистемы.  Фото: Владимир Воропаев

Круглосуточно здесь дежурят двое человек: старший диспетчер и диспетчер. Они отслеживают четыре параметра — частоту, перетоки электроэнергии, напряжение и токовые нагрузки по линиям электропередачи. Также на экране есть температура воздуха в районе энергообъектов: максимум электронагрузок зависит от градуса. Кое-где  на щите горят красные плакаты: «Не включать! Работа на линии». От осторожности диспетчеров зависит безопасность тех, кто ремонтирует электрооборудование. 

Кстати, такое современное и гигантское табло появилось в 2019 году,  прежний  щит был меньше и проще. При отключении элемента электросети (ЛЭП или подстанции) на экране начинают мигать лампочки и раздается характерный звуковой сигнал. Диспетчер выясняет по телефону обстановку на объекте, где произошло отключение. Если на линии нет повреждений, то производится повторная подача напряжения, если же  фиксируется устойчивый сбой — например, оборван провод, то сотрудник предпринимает дальнейшие попытки перезапитать потребителей по другой схеме. 

Прежде чем диспетчеру доверят самостоятельную работу, он учится минимум полгода у коллег.

«Самое сложное принять верное решение в ответственный момент, когда происходит аварийное отключение или  какое-то нормативное энерговозмущение. Главное — не растеряться. От этого зависит исход, ведь именно по команде диспетчера происходят любые изменения в энергосистеме – подключение выключателя, отключение генератора и так далее, — делится молодой диспетчер Иван Новиков, который работает около полугода. — Небольшие энерговозмущения происходят часто, особенно если грозы. Мы наблюдаем за параметрами, если происходит отклонение, принимаем меры и потребитель этого и не замечает».

С КИТАЙСКИМИ ЭНЕРГЕТИКАМИ ДИАЛОГ ТОЛЬКО НА РУССКОМ 

На  диспетчерском табло видны и три межгосударственные воздушные линии, по которым идет экспорт киловатт-часов в Китай: 500 кВ «Амурская — Хэйхэ» длиной 155,1 км, 220 кВ «Благовещенская — Хэйхэ» (26,7 км), и две ветки ВЛ 220 кВ «Благовещенская — Айгунь» (26,6 км).  

— Главная особенность управления этими ЛЭП  связана с тем, что они являются тупиковыми, то есть по ним Амурская энергосистема не работает параллельно с энергосистемой КНР. Все команды идут от нашего диспетчера: именно он управляет режимом, производит оперативные переключения при ликвидации аварий,  — рассказывают АП сотрудники РДУ. — Команды даются только на русском языке. На подстанциях Хэйхэ и Айгунь в штатном персонале имеются переводчики, кроме того, как запасной вариант, есть переводчик и в Харбине.

Электросхема на бумаге, арифмометр и связь через телефонистку: как работали диспетчеры ХХ века  

В этом году исполняется сто лет оперативно-диспетчерскому управлению в России. В Благовещенске первый диспетчерский пункт был создан в 1961 году и располагался в небольшом деревянном доме в центре города. Коллектив сформировали из сотрудников РЭУ Амурэнерго и Райчихинской ГРЭС. Рабочее место единственного в смене диспетчера отличалось аскетизмом: стул, стол с разложенными на нем бумажными схемами энергосистемы и один городской телефон на всю службу. Весь энергетический комплекс Амурской области в тот период состоял из работающих изолированно друг от друга энергорайонов, сформировавшихся вокруг тепловых электростанций региона – Райчихинской ГРЭС, Соловьевской ЦЭС и Огоджинской ЦЭС. Существовавших энергетических мощностей с трудом хватало на покрытие растущих потребностей области. Связь диспетчеры прошлого века держали, заказывая разговоры через телефонную станцию.

Полноценный диспетчерский пункт с мнемоническим щитом был оборудован в середине 1960-х годов в новом большом здании РЭУ «Амурэнерго». Он был не только с телесигнализацией, но и телеуправлением — то есть диспетчер сам мог управлять состоянием некоторых выключателей, даже на 35 кВ. Для того времени это было значительное достижение, тем более для Дальнего Востока.  

В 1970 году произошло историческое событие — впервые по ЛЭП 220 кВ были соединены Амурская и Хабаровская энергосистемы, началась их параллельная работа. Суммарная установленная мощность электростанций новорожденной ОЭС Востока, на территории которой наблюдался настоящий промышленный бум и нагрузки непрерывно увеличивались, составляла только 683 МВт – менее 15% от современной! В то время еще не было мощных ГЭС, превративших Амурскую область в энергетическую житницу Дальнего Востока. Переток электроэнергии из «Хабаровскэнерго» ослабил многолетнюю проблему Приамурья — острый дефицит генерации. В часы вечерних максимумов нагрузок тогда приходилось задействовать все имеющиеся мощности, включая ведомственные электростанции, энергопоезда и дизельные генераторы. До пуска первого гидроагрегата Зейской ГЭС в 1975 году даже сравнительно небольшой переток из Хабаровского края — до 128 миллионов киловатт-часов в год — имел чрезвычайно важное значение.

По мере развития областной энергосистемы расчеты режимов усложнялись, и для их проведения «Амурэнерго» арендовало вычислительную технику в различных институтах.  «В середине 1980-х годов появился собственный вычислительный центр на ЭВМ семейства ЕС и сильно облегчил жизнь диспетчеров. До этого долгие годы самой ходовой машиной был механический арифмометр "Феликс"», — вспоминал Виктор Яценко, директор филиала ОАО «СО ЕЭС» Амурское РДУ в 2005–2011 годы. 

Возрастная категория материалов: 18+