МИССИЯ ФУНКЦИИ И ЗАДАЧИ СИСТЕМНОГО ОПЕРАТОРА Содержание

МИССИЯ, ФУНКЦИИ И ЗАДАЧИ СИСТЕМНОГО ОПЕРАТОРА

Содержание 2 1. Миссия Системного оператора. 2. Иерархия Системного оператора. Задачи, решаемые на каждом уровне иерархии. 3. Субъекты оперативно-диспетчерское управления. 4. НТД, регламентирующие оперативнодиспетчерское управление. 5. Управление режимами энергосистем в реальном времени. 16. 02. 2018

Существовавшая структура диспетчерского управления ЕЭС России Вертикально интегрированная компания 3 ЦДУ ОДУ АО-энерго ЦДС потребитель ОДС ПЭС ДС потребителя ОДС РЭС Объект Электростанция Объект потребителя 16. 02. 2018

4 Основные определения Субъекты электроэнергетики – лица, осуществляющие деятельность в сфере электроэнергетики, в том числе производство, поставки, продажу электрической, электроснабжение потребителей, предоставление услуг по передаче электрической энергии, оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике, сбыт электрической энергии, организацию куплипродажи электрической энергии. Генерирующие компании Сетевые компании Энергосбытовые компании Субъекты оперативнодиспетчерского управления Электростанции Объекты Электросетевого хозяйства Объекты компаний Объекты (здания, дисп. пункты) Потребители электрической и тепловой энергии – лица, приобретающие электрическую и тепловую энергию для собственных бытовых и (или) производственных нужд. Объекты электроэнергетики Объекты электросетевого хозяйства – линии электропередачи, трансформаторные и иные подстанции, распределительные пункты и иное предназначенное для обеспечения электрических связей и осуществления передачи электрической энергии оборудование. Объекты электроэнергетики – имущественные объекты, непосредственно используемые в процессе производства, передачи электрической энергии, оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике и сбыта электрической энергии, в том числе объекты электросетевого хозяйства. 16. 02. 2018

Основные определения 5 Диспетчерский центр – структурное подразделение организации – субъекта оперативно-диспетчерского управления, осуществляющее в пределах закрепленной за ним операционной зоны управление режимом энергосистемы. Операционная зона – территория в границах которой расположены объекты электроэнергетики и энергопринимающие установки потребителей электрической энергии, управление взаимосвязанными технологическими режимами работы которых осуществляет соответствующий диспетчерский центр. Диспетчерское управление – организация управления технологическими режимами работы и эксплуатационным состоянием объектов электроэнергетики или энергопринимающих установок потребителей электрической энергии с управляемой нагрузкой, при которой технологические режимы работы или эксплуатационное состояние указанных объектов или установок изменяются только по команде диспетчера соответствующего диспетчерского центра. Диспетчерское ведение – организация управления технологическими режимами работы и эксплуатационным состоянием объектов электроэнергетики или энергопринимающих установок потребителей электрической энергии с управляемой нагрузкой, при которой технологические режимы работы или эксплуатационное состояние указанных объектов или установок изменяются только по согласованию с соответствующим диспетчерским центром. 16. 02. 2018

Субъект оперативно-диспетчерского управления. Определение. 6 Субъектами оперативно-диспетчерского управления являются: - системный оператор Единой энергетической системы России - cпециализированная организация, осуществляющая единоличное управление технологическими режимами работы объектов электроэнергетики и уполномоченная на выдачу оперативных диспетчерских команд и распоряжений, обязательных для всех субъектов оперативнодиспетчерского управления, субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии с управляемой нагрузкой; - иные субъекты оперативно-диспетчерского управления (организации и физические лица), уполномоченные на выдачу оперативных диспетчерских команд и распоряжений, обязательных для субъектов оперативнодиспетчерского управления нижестоящего уровня, субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии с управляемой нагрузкой в пределах зон диспетчерской ответственности соответствующих субъектов оперативно-диспетчерского управления, деятельность которых осуществляется на основании договоров с системным оператором и иными субъектами оперативно-диспетчерского управления и подчинена оперативным диспетчерским командам и распоряжениям субъектов оперативно-диспетчерского управления вышестоящего уровня. 16. 02. 2018

7 Миссия Системного оператора Управление электроэнергетическим режимом в целях непрерывного обеспечения возможностей: Администрация рынка Системный оператор Генераторам – вырабатывать (продавать) электроэнергию Потребителям – получать (покупать) электроэнергию нормативного качества Сетям и генераторам – с оптимальными издержками эксплуатировать оборудование, в том числе своевременно его ремонтировать Сетевые компании Генерирующие компании Энергосбытовые компании Общий электроэнергетический режим Миссия диспетчерского управления реализуется через деловые процессы, суть которых состоит в следующем: Определение на предстоящие отрезки времени (различной протяженности и отдаленности) областей допустимых значений параметров режимов электроэнергетической системы Не допущение выхода параметров режима работы энергосистемы (и отдельного оборудования) за границы заблаговременно определенной области допустимых значений Обеспечение внутри области допустимых значений оптимальных значений параметров режима в соответствии с заданной целевой функцией 16. 02. 2018

8 Иерархия диспетчерского управления ЕЭС России Системный оператор – верхний уровень системы оперативно-диспетчерского управления Системный оператор Центральное диспетчерское управление (ЦДУ) Москва Объединенные диспетчерские управления (ОДУ) Москва, С-Петербург, Пятигорск, Самара, Екатеринбург, Кемерово, Хабаровск Региональные диспетчерские управления (РДУ) 53 управления Сетевые компании Генерирующие компании Росэнергоатом Потребители Иные субъекты оперативнодиспетчерского управления Услуги по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике – комплекс мер по централизованному управлению технологическими режимами работы технических устройств электростанций, электрических сетей и энергопринимающего оборудования потребителей электрической энергии с управляемой нагрузкой, осуществляемых в целях обеспечения надежного электроснабжения и качества электрической энергии, соответствующих электрическим регламентам и иным обязательным требованиям. 16. 02. 2018

География филиалов ОАО «СО - ЦДУ ЕЭС» ОДУ 9 16. 02. 2018

Иные субъекты оперативно-диспетчерского управления Субъект оперативнодиспетчерского управления 10 Зона диспетчерской ответственности Технологически изолированные территориальные электроэнергетические системы ОАО "Камчатскэнерго" Электроэнергетическая система Камчатской области ОАО "Магаданэнерго" Электроэнергетическая система Магаданской области ОАО Акционерная компания "Якутскэнерго" Западный район электроэнергетической системы Республики Саха (Якутия) (Мирнинский и Ленский районы, Сунтарский, Нюрбинский, Вилюйский и Верхневилюйский улусы (районы)), Центральный район электроэнергетической системы Республики Саха (Якутия) (Горный, Хангаласский, Мегино-Кангаласский, Амгинский, Чурапчинский, Усть. Алданский, Таттинский, Томпонский и Намский улусы (районы), г. Якутск) ОАО "Сахалинэнерго" Электроэнергетическая система Сахалинской области ОАО "Таймырэнерго" Электроэнергетическая система Таймырского (Долгано-Ненецкого) автономного округа ОАО "Чукотэнерго" Электроэнергетическая система Чукотского автономного округа Электроэнергетические системы, работающие в составе ЕЭС ОАО «Башкирэнерго» ЗАО «РДУ Татэнерго» ОАО «Иркутскэнерго» ОАО «Новосибирскэнерго» Электроэнергетическая система Республики Башкирия Электроэнергетическая система Республики Татарстан Электроэнергетическая система Иркутской области Электроэнергетическая система Новосибирской области Субъекты оперативно-диспетчерского управления нижестоящего уровня по отношению к системному оператору осуществляют оперативно-диспетчерское управление в электроэнергетике в пределах зон своей диспетчерской ответственности. 16. 02. 2018

Сформированная структура оперативнодиспетчерского управления ВЛ и оборудованием энергообъектов электросетевых компаний Системный оператор. ОАО «СО - ЦДУ ЕЭС» РДУ ОАО «Башкирэнерго» Объекты электросетевого хозяйства Свердловского ПМЭС Объекты электросетевого хозяйства ОАО «Свердловэнерго» Диспетчер МЭС Урала Диспетчер МЭС Западной Сибири Филиал ОАО «СО - ЦДУ ЕЭС» ОДУ Урала Свердловское Курганское РДУ Челябинское Оренбургское РДУ Объекты электросетевого хозяйства Челябинского ПМЭС Объекты электросетевого хозяйства ОАО «Челябэнерго» Объекты электросетевого хозяйства ОАО «Курганэнерго» Кировское РДУ Объекты электросетевого хозяйства Оренбургского ПМЭС Пермское РДУ Удмуртское РДУ Объекты электросетевого хозяйства Пермского ПМЭС Объекты электросетевого хозяйства ОАО «Кировэнерго» Объекты электросетевого хозяйства ОАО «Оренбургэнерго» 11 Объекты электросетевого хозяйства ОАО «Пермэнерго» Тюменское РДУ Объекты электросетевого хозяйства МЭС Западной Сибири Объекты электросетевого хозяйства ОАО «Удмуртэнерго» Объекты электросетевого хозяйства ОАО «Тюменьэнерго» 16. 02. 2018

Перспективы изменения иерархии системы управления электрическими сетями ЕЭС России РДУ ДС ПМЭС ДС ПЭС ДС РЭС Объект РСК Объект ЕНЭС ЦДУ ИА ФСК ОДУ ЦУС МЭС РДУ ДС ПЭС ЦУС ПМЭС Федеральная сетевая компания ДС МЭС Распределительные сетевые компании ОДУ Федеральная сетевая компания Системный оператор Распределительные сетевые компании ДС ФСК Системный оператор Утвержденная иерархическая система управления объектами электрических сетей (создание ЦУС) Существующая иерархическая система управления объектами электрических сетей ЦДУ 12 ДС РЭС Объект РСК Объект ЕНЭС 16. 02. 2018

Сформированная структура оперативнодиспетчерского управления электростанциями генерирующих компаний (ОГК, ТГК) 13 16. 02. 2018

Задачи, решаемые на уровнях иерархии 14 Основная задача системного оператора – организация централизованного оперативно-технологического (диспетчерского) управления Единой энергетической системой России. Для Объединенных диспетчерских управлений это в первую очередь: -обеспечение надежного и экономичного функционирования и развития ОЭС в составе ЕЭС России; -создание условий для эффективного функционирования рынка электроэнергии и оптимального использования энергетических мощностей и ресурсов региона ОЭС; -обеспечение оптимального управления балансами электрической энергии и мощности ОЭС как при долгосрочном и краткосрочном планировании режимов, так и в цикле оперативного управления. Для Региональных диспетчерских управлений дополнительно: – координация технологического процесса производства, передачи и распределения электрической энергии и мощности энергосистемы в составе ЕЭС России. 16. 02. 2018

Функции, осуществляемые в ходе решения задач 15 -Обеспечение надежности ЕЭС России -Управление режимами работы ЕЭС России -Формирование суточного расчетного диспетчерского графика работы электростанций и электрических сетей -Обеспечение показателей качества электрической энергии -поддержание и регулирование напряжений в контрольных пунктах электрической сети, -поддержание и регулирование частоты электрического тока в пределах значений, установленных ГОСТ -Составление и исполнение балансов производства и потребления электрической энергии С учетом прогнозируемого потребления W и Р, энергоресурсов, необходимости создания запасов топлива: на 5 лет с разбивкой по годам, на 1 год с разбивкой по кварталам, на квартал с разбивкой по месяцам, на месяц с разбивкой по неделям и суткам. -Согласование вывода в ремонт и из эксплуатации (ввода после ремонта и в эксплуатацию) объектов электроэнергетики -графики ремонтов, механизм заявок. -Ликвидация технологических нарушений -Задание энергосистемам объемов отключений потребителей в аварийных режимах действием АЧР, САОН. -Задание, согласование схем, параметров настройки устройств РЗА и ПА, разработка основных направлений развития систем РЗА и ПА -Сопровождение рынка -анализ работы рынка электроэнергии за истекшие сутки с корректировкой дальнейших оперативных решений, -определение фактических объемов реализации W и P на рынке за истекшие сутки, доведение результатов расчетов до субъектов рынка с указанием причин отклонений фактических поставок от договорных. -Перспективное развитие, определение условий присоединения объектов электроэнергетики к ЕНЭС и распределительным сетям 16. 02. 2018

Нормативно-технические документы, регламентирующие диспетчерское управление 16 1. Федеральный закон «Об электроэнергетике» . № 35 -ФЗ от 26. 03. 2003 г. устанавливает правовые основы экономических отношений в сфере электроэнергетики, определяет полномочия органов государственной власти на регулирование этих отношений, основные права и обязанности субъектов электроэнергетики и потребителей электрической и тепловой энергии 2. Правила оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике. ПП РФ от 27. 12. 2004 г. № 854 (с изменениями от 06. 05. 2006 г. ПП РФ № 273) определяют порядок оперативно-диспетчерского управления, осуществляемые субъектами оперативно-диспетчерского управления в ЕЭС России и изолированных территориальных электроэнергетических системах 3. Правила недискриминационного доступа к услугам по оперативнодиспетчерскому управлению в электроэнергетике и оказания этих услуг. ПП РФ от 27. 12. 2004 г. № 861 (с изменениями от 21. 03. 2007 г. ПП РФ № 168) определяют общие принципы и порядок обеспечения недискриминационного доступа субъектов электроэнергетики к услугам по оперативно-диспетчерскому управлению, оказываемым системным оператором и другими субъектами оперативно-диспетчерского управления, а также порядок оказания этих услуг. 16. 02. 2018

Особенности оперативно-диспетчерского управления в ОЭС Урала при ведении режима 17 ОЭС Урала – балансирующая энергосистема в ЕЭС России: Ежедневная загрузка-разгрузка электростанций до 7000 МВт; Сальдо-переток со Средней Волгой и Центром реверсивный и меняется от 3300 МВт приема до 2500 МВт отдачи; Для обеспечения ночного минимума в выходные и праздничные дни отключаются в резерв от 3 -х до 8 -ми энергоблоков 150÷ 800 МВт; Из-за разгрузки генерирующего оборудования в ночные периоды и в выходные дни ЦСПА ОЭС Урала находится во «взведенном» положении с полным набором УВ (до 1400 МВт потребителей); . Надежное ведение режима диспетчером возможно только при условии функционирования комплекса «Советчик диспетчера» , ЦСПА, АРЧМ. 16. 02. 2018

Особенности оперативно-диспетчерского управления в ОЭС Урала при ведении режима 18 Ведение режима диспетчером осложнено факторами: Скорость подъема и снижения потребления в утренние и вечерние часы (1400 МВт/час / 1200 МВт/час), с изменением генерации в это время до 1700 МВт/час; При реверсе перетоков риск повышения напряжения в сети 500 к. В до 535÷ 540 к. В; Постоянная опасность превышения максимально-допустимых перетоков при высоких скоростях изменения потребления; Необходимость подготовки режима для проведения оперативных переключений в утренние и вечерние часы, что не заложено в ДГ. 16. 02. 2018

МДП и АДП перетоки в сети 500 к. В 19 16. 02. 2018

Инструменты контроля режима диспетчером ОДУ 20 Управление режимом работы ОЭС осуществляется на основании диспетчерского графика, в котором учитываются сетевые ограничения. Инструменты контроля режима и принятия решения диспетчером: ПК «Советчик диспетчера» ; ЦСПА ОЭС Урала; Задача «Анализ сигналов ПА» ( «АНКА» ); ПК оценивания текущего режима и расчета УР ( «КОСМОС» ). 16. 02. 2018

Регламентация допустимых перетоков 21 В соответствии с требованиями «Методических указаний по устойчивости энергосистем» перетоки мощности подразделяются на: Нормальные (наибольший допустимый переток называется максимально-допустимым - МДП); Вынужденные (наибольший допустимый переток называется аварийно-допустимым - АДП) 16. 02. 2018

Регламентация допустимых перетоков 22 Критерии определения МАКСИМАЛЬНО-допустимых перетоков мощности (МДП): При нормальных перетоках должно быть обеспечено : 1) статическая устойчивость в исходном режиме с коэффициентом запаса по активной мощности не менее 20 %; 2) статическая устойчивость в послеаварийном режиме с учетом действия ПА с коэффициентом запаса по активной мощности не менее 8 %; 3) динамическая устойчивость при всех нормативных возмущениях с учетом действия ПА; 4) коэффициент запаса по напряжению в исходном режиме, не меньший 15% во всех узлах нагрузки; 5) коэффициент запаса по напряжению в ПАР, не меньший 10% во всех узлах нагрузки; 6) загрузка по току в исходном режиме не более номинальной при текущей температуре окружающего воздуха; 7) загрузка по току в ПАР не более, разрешенной в течение 20 мин. при текущей температуре окружающего воздуха. При этом принимается, что имеется достаточный оперативный резерв для перехода к нормальному режиму. 16. 02. 2018

Регламентация допустимых перетоков 23 Критерии определения АВАРИЙНО-допустимых перетоков мощности (АДП): Должно быть обеспечено : 1. статическая устойчивость в исходном режиме с коэффициентом запаса по активной мощности не менее 8 %; 2. коэффициент запаса по напряжению в исходном режиме, не меньший 10% во всех узлах нагрузки. 16. 02. 2018

Регламентация допустимых перетоков 24 Действия при превышении МДП: В послеаварийном режиме возможна работа с превышением МДП в течение не более 20 минут, которое дается на : 1. Загрузку (разгрузку) электростанций. 2. Включение из ремонта, резерва ВЛ-500, 220 к. В без контроля перетоков мощности, если эти ВЛ способствуют разгрузке сечений. 3. Пуск резервных гидрогенераторов. 4. Перевод гидрогенераторов из режима СК в активный режим. 5. Взятие разрешенных перегрузок генерирующего оборудования. 6. Временный подъем нагрузки ТЭС за счет изменения температуры сетевой воды. 7. Разгрузку сети 500 к. В переносом точек раздела или замыканием шунтирующих связей 110/220 к. В. 8. Ввод графиков временного отключения электроэнергии (мощности). Превышать АДП запрещается !!! 16. 02. 2018

Форма отображения Формы Ф 1 «Сеть 500 к. В ОЭС Урала» 25 16. 02. 2018

Форма отображения информации ПК «Советчик диспетчера» 26 16. 02. 2018

Регулирование напряжения сети 500 к. В 27 При регулировании напряжения обеспечиваются: Допустимое для электрооборудования эксплуатационное повышение напряжения; Необходимый запас по устойчивости; Минимум потерь э/э в электрических сетях энергосистем. Инструменты контроля напряжения: Задача Д 7 – Контроль повышенных уровней напряжения; Задача Д 8 – контроль выполнения оптимальных графиков напряжения. 16. 02. 2018

Мероприятия по снижению напряжения 28 При повышении напряжения выше максимального рабочего значения диспетчер понижает его следующими мерами: - разгрузкой генераторов по реактивной мощности; - разгрузкой синхронных компенсаторов по реактивной мощности с переводом их, при необходимости, в режим потребления реактивной мощности; - отключением батарей статических конденсаторов; - включением шунтирующих реакторов; - переключением регулировочных ответвлений автотрансформаторов в сторону снижения напряжения в сети 500 к. В. При превышении длительно-допустимого для оборудования уровня напряжения и исчерпании резервов по его снижению допускается переход на режим повышенных уровней напряжения в сети 500 к. В с обязательным контролем его длительности. При приближении длительности режима повышенных напряжений к максимально-допустимому и при отсутствии тенденции к понижению напряжения диспетчер обязан в порядке приоритетности: - разгрузить генераторы по реактивной мощности вплоть до режима потребления реактивной мощности с учетом заданных ограничений; - увеличить, при возможности, загрузку ВЛ 500 к. В по активной мощности. - отключить в резерв незагруженные по активной мощности ВЛ 500 к. В в районе повышенного напряжения. 16. 02. 2018

29 Спасибо за внимание ! 16. 02. 2018