Підвищення ефективності управління розподільними мережами. Диспетчерське управління Сучасні технології диспетчерського управління електричними мережами
Енергосистема є єдину мережу, що складається з джерел електричної енергії - електростанцій, електричних мереж, а також підстанцій, які здійснюють перетворення і розподіл виробленої електроенергії. Для управління всіма процесами виробництва, передачі і розподілу електричної енергії існує система оперативно-диспетчерського управління.
Може включати в себе кілька підприємств різної форми власності. Кожне з електроенергетичних підприємств має окрему службу оперативно-диспетчерського управління.
Всі служби окремих підприємств управляються центральної диспетчерської системою. Залежно від величини енергосистеми центральна диспетчерська система може поділятися на окремі системи по регіонах країни.
Енергосистеми суміжних країн можуть включатися на паралельну синхронну роботу. Центральна диспетчерська система (ЦДС) здійснює оперативно-диспетчерське управління міждержавними електричними мережами, за якими здійснюються перетоки потужностей між енергосистемами суміжних країн.
Завдання оперативно-диспетчерського управління енергосистемою:
підтримання балансу між кількістю виробленої і споживаної потужності в енергосистемі;
надійність електропостачання постачають підприємств від магістральних мереж 220-750 кВ;
синхронність роботи електростанцій в межах енергосистеми;
синхронність роботи енергосистеми країни з енергосистемами суміжних країн, з якими є зв'язок міждержавними лінії електропередач.
Виходячи з перерахованого вище, слід, що система оперативно-диспетчерського управління енергосистемою забезпечує ключові завдання в енергосистемі, від виконання яких залежить енергетична безпека країни.
Особливості організації процесу оперативно-диспетчерського управління енергосистемою
організація процесу оперативно-диспетчерського управління (ОДУ) в енергетиці здійснюється таким чином, щоб забезпечити розподіл різних функцій по декількох рівнях. При цьому кожен рівень підпорядковується вищестоящому.
Наприклад, початковий рівень - оперативно-технічний персонал, який здійснює безпосередньо операції з обладнанням в різних точках енергосистеми, підпорядковується вищестоящому оперативному персоналу - черговому диспетчеру підрозділу енергопостачального підприємства, за яким закріплені електроустановки. Черговий диспетчер підрозділу, в свою чергу підпорядковується диспетчерській службі підприємства і т.д. аж до центральної диспетчерської системи країни.
Процес управління енергосистемою організований таким чином, щоб забезпечити безперервний контроль і управління всіма складовими об'єднаної енергосистеми.
Для забезпечення нормальних умов роботи як окремих ділянок енергосистеми, так і енергосистеми в цілому, для кожного об'єкта розробляються спеціальні режими (схеми), які слід забезпечувати в залежності від режиму роботи того чи іншого ділянки електричної мережі (нормальний, ремонтний, аварійний режими).
Для забезпечення виконання головних завдань ОДУ в енергосистемі крім оперативного управління існує таке поняття як оперативне ведення. Всі операції з обладнанням на тій чи іншій ділянці енергосистеми здійснюються по команді вищого оперативного персоналу - це процес оперативного управління.
Виконання операцій з обладнанням в тій чи іншій мірі впливає на роботу інших об'єктів енергосистеми (зміна споживаної чи вироблюваної потужності, зниження надійності електропостачання, зміна значень напруги). Отже, такі операції повинні попередньо узгоджуватися, тобто виконуватися з дозволу того диспетчера, який здійснює оперативне обслуговування даних об'єктів.
Тобто, в оперативному віданні диспетчера знаходиться все обладнання, ділянки електричної мережі, режим роботи яких може змінитися в результаті операцій на обладнанні суміжних об'єктів.
Наприклад, лінія з'єднує дві підстанції А і Б, при цьому підстанція Б отримує харчування від А. Відключення лінії з боку підстанції А здійснюється оперативним персоналом по команді диспетчера даної ПС. Але відключення даної лінії повинно проводитися тільки за погодженням з диспетчером підстанції Б, так як дана лінія знаходиться в його оперативному віданні.
Таким чином, за допомогою двох основних категорій - оперативне керування й оперативне відання, здійснюється організація оперативно-диспетчерського управління енергосистемою і її окремими ділянками.
Для організації процесу ОДУ розробляються і узгоджуються між собою інструкції, вказівки і різна документація для кожного окремого підрозділу відповідно до рівня, до якого належить та чи інша оперативна служба. Для кожного рівня системи ОДУ є свій індивідуальний перелік необхідної документації.
Програмне забезпечення TSF поза ядра складається з довіряємо додатків, які використовуються, щоб реалізувати функції безпеки. Зверніть увагу на те, що спільно використовуються бібліотеки, включаючи модулі PAM в деяких випадках, використовуються системами, що довіряють додатками. Однак, не існує примірника, де сама спільно використовувана бібліотека розглядається як довіряти об'єкт. Довіряєте команди можуть бути згруповані таким чином.
- системна ініціалізація
- Ідентифікація та аутентифікація
- Мережеві додатки
- пакетна обробка
- управління системою
- Аудит призначеного для користувача рівня
- криптографічний підтримка
- Підтримка віртуальної машини
Компоненти виконання ядра можуть бути розділені на три складові частини: основне ядро, потоки ядра і модулі ядра, в залежності від того, як вони будуть виконуватися.
- Основне ядро \u200b\u200bвключає код, який виконується, щоб надати послугу, таку як обслуговування системного виклику користувача або обслуговування події винятку, або переривання. Більшість скомпільованої коду ядра підпадає під цю категорію.
- Потоки ядра. Щоб виконати певні стандартні завдання, такі як очищення дискових кешів або звільнення пам'яті, шляхом вивантаження невикористаних сторінкових блоків, ядро \u200b\u200bстворює внутрішні процеси або потоки. Потоки заплановані точно так же, як звичайні процеси, але у них немає контексту в непривілейованому режимі. Потоки ядра виконують певні функції мови C ядра. Потоки ядра розміщені в просторі ядра, і працюють тільки в привілейованому режимі.
- Модуль ядра і модуль ядра драйверів пристроїв - фрагменти коду, які можуть бути завантажені і вивантажені в і з ядра в міру необхідності. Вони розширюють функціональні можливості ядра без необхідності перезавантажувати систему. Після завантаження об'єктний код модуля ядра може отримати доступ до іншого коду ядра і даними таким же чином, як статично скомпонований код об'єкта ядра.
Ядро складається з логічних підсистем, які забезпечують різні функціональні можливості. Навіть при тому, що ядро \u200b\u200b- єдина програма, що виконується, різні сервіси, які воно надає, можуть бути розділені і об'єднані в різні логічні компоненти. Ці компоненти взаємодіють, щоб забезпечити певні функції. Ядро складається з наступних логічних підсистем:
- Файлова підсистема і підсистема вводу-виводу: Ця підсистема реалізує функції, пов'язані з об'єктами файлової системи. Реалізовані функції включають ті, які дозволяють процесу створювати, підтримувати, взаємодіяти і видаляти об'єкти файлової системи. До цих об'єктів належать регулярні файли, каталоги, символьні посилання, жорсткі посилання, файли, специфічні для певних типів пристроїв, іменовані канали і сокети.
- підсистема процесів: Ця підсистема реалізує функції, пов'язані з управлінням процесами і управлінням потоками. Реалізовані функції дозволяють створювати, планувати, виконувати і видаляти процеси і суб'єкти потоків.
- підсистема пам'яті: Ця підсистема реалізує функції, пов'язані з управлінням ресурсами пам'яті системи. Реалізовані функції включають в себе ті, які створюють і керують віртуальної пам'яттю, включаючи управління алгоритмами розбивки на сторінки і таблицями сторінок.
- мережева підсистема: Ця підсистема реалізує сокети UNIX та Інтернет-домену, а також алгоритми, що використовуються для планування мережевих пакетів.
- підсистема IPC: Ця підсистема реалізує функції, пов'язані з механізмами IPC. Реалізовані функції включають в себе ті, які спрощують керований обмін інформацією між процесами, дозволяючи їм спільно використовувати дані і синхронізувати їх виконання при взаємодії із загальним ресурсом.
- Підсистема модулів ядра: Ця підсистема реалізує інфраструктуру, що дозволяє підтримувати завантажувані модулі. Реалізовані функції включають завантаження, ініціалізацію і вивантаження модулів ядра.
- Розширення безпеки Linux: Розширення безпеки Linux реалізують різні аспекти безпеки, які забезпечуються для всього ядра, включаючи каркас Модуля безпеки Linux (Linux Security Module, LSM). Каркас LSM служить основою для модулів, що дозволяє реалізувати різні політики безпеки, включаючи SELinux. SELinux - важлива логічна підсистема. Ця підсистема реалізує функції мандатної управління доступом, щоб домогтися доступу між всіма предметами і об'єктами.
- Підсистема драйвера пристрою: Ця підсистема реалізує підтримку різних апаратних і програмних пристроїв через загальний, що не залежить від пристроїв інтерфейс.
- підсистема аудиту: Ця підсистема реалізує функції, пов'язані із записом критичних по відношенню до безпеки подій в системі. Реалізовані функції включають в себе ті, які захоплюють кожен системний виклик, щоб записати критичні по відношенню до безпеки події і ті, які реалізують набір і запис контрольних даних.
- підсистема KVM: Ця підсистема реалізує супровід життєвого циклу віртуальної машини. Вона виконує завершення інструкції, що використовується для інструкцій, які потребують тільки невеликих перевірок. Для будь-якого іншого завершення інструкції KVM викликає компонент простору користувача QEMU.
- крипто API: Ця підсистема надає внутрішню по відношенню до ядра криптографічний бібліотеку для всіх компонентів ядра. Вона забезпечує криптографічні примітиви для викликають сторін.
Ядро - це основна частина операційної системи. Воно взаємодіє безпосередньо з апаратними засобами, реалізує спільне використання ресурсів, надає загальні сервіси для додатків, і запобігає прямий доступ додатків до апаратно-залежним функцій. До числа сервісів, що надаються ядром, відносяться:
1. У правління виконанням процесів, включно з операціями їх створення, завершення або припинення і межпроцессоного обміну даними. Вони включають:
- Рівнозначне планування процесів для виконання на ЦП.
- Поділ процесів в ЦП з використанням режиму поділу за часом.
- Виконання процесу в ЦП.
- Призупинення ядра після закінчення відведеного йому кванта часу.
- Виділення часу ядра для виконання іншого процесу.
- Перепланування часу ядра для виконання припиненого процесу.
- Управління метаданими, пов'язаними з безпекою процесу, такими як ідентифікатори UID, GID, мітки SELinux, ідентифікатори функціональних можливостей.
- Дозвіл, що видається ядром для процесів, на спільне використання частини їх адресного простору при певних умовах; однак, при цьому ядро \u200b\u200bзащает власний адресний простір процесу від зовнішнього втручання.
- Якщо система відчуває нестачу вільної пам'яті, ядро \u200b\u200bзвільняє пам'ять шляхом запису процесу тимчасово в пам'ять другого рівня або розділ підкачки.
- Узгоджена взаємодія з апаратними засобами машини, щоб встановити відображення віртуальних адрес на фізичні адреси, яке встановлює відповідність між адресами, згенерували компілятором, і фізичними адресами.
- Встановлення обмежень для ресурсів, сконфигурированних додатком емуляції для даної віртуальної машини.
- Запуск програмного коду віртуальної машини на виконання.
- Обробка завершення роботи віртуальних машин або шляхом завершення інструкції або затримкою завершення інструкції для емуляції простору користувача.
- Виділення вторинної пам'яті для ефективного зберігання та вилучення даних користувача.
- Виділення зовнішньої пам'яті для користувача файлів.
- Утилізація невикористаного простору для зберігання даних.
- Організація структури файлової системи (використання зрозумілих принципів структурування).
- Захист призначених для користувача файлів від несанкціонованого доступу.
- Організація контрольованого доступу процесів до периферійних пристроїв, таким як термінали, стрічкопротяжні пристрої, дисководи і мережеві пристрої.
- Організація взаємного доступу до даних для суб'єктів і об'єктів, надання керованого доступу, заснованого на політиці DAC і будь-який інший політиці, що реалізовується завантаженої LSM.
Юрій Моржін, Заступник генерального директора - директор філії ВАТ «НТЦ електроенергетики» - ВНІІЕ;
Юрій Шакарян, Заступник генерального директора - науковий керівник ВАТ «НТЦ електроенергетики», науковий керівник ВНІІЕ;
Валерій ВОРОТНІЦКІЙ, Заступник директора філії ВАТ «НТЦ електроенергетики» - ВНІІЕ з наукової роботи;
Микола НОВІКОВ, Заступник Наукового керівника ВАТ «НТЦ Електроенергетики»
Говорячи про надійність, як і екологічності електропостачання, ми в першу чергу повинні мати на увазі розробку і розвиток принципово нових - інноваційних технологій розрахунку, аналізу, прогнозування, нормування та зниження втрат електроенергії в електричних мережах, оперативного диспетчерського управління їх режимами. Пропонуємо матеріал, наданий філією ВАТ «Науково-технічний центр електроенергетики» Науково-дослідним інститутом електроенергетики (ВНІІЕ), в якому розповідається про найбільш важливих на сьогоднішній день розробках інституту в даній області.
Удосконалення засобів і систем розрахунку зниженнявтрат електроенергії
Нові підходи до системи управління електроенергетикою, до формування тарифів на послуги з передачі електроенергії, до системи нормування та управління рівнем втрат електроенергії вимагають і відповідного розвитку методів їх розрахунку. Це розвиток ведеться сьогодні в декількох напрямках.
точність розрахунків технічних втрат (РТП) електроенергії передбачається підвищувати за рахунок більш повного використання оперативної інформації про комутаційному стані електричної мережі (рис. 1), фізичні параметри її елементів, режимних даних про навантаження, рівнях напруг і т.п.
Необхідний перехід від детермінованих розрахунків рівня втрат електроенергії до імовірнісних оцінках із заданою точністю і довірчими інтервалами з подальшою оцінкою ризиків при прийнятті рішень про інвестування коштів в зниження втрат.
Ще один вектор розвитку - застосування принципово нових інтелектуальних моделей обліку безлічі невизначених факторів, що впливають на величину фактичних і технічних втрат електроенергії, на прогнозування втрат. Одна з таких моделей заснована на застосуванні штучних нейронних мереж, які є, по суті, однією з активно розвиваються областей технологій штучного інтелекту.
Розвиток автоматизованих інформаційно-вимірювальних систем комерційного обліку електроенергії (АИИС КУЕ), автоматизованих систем технологічного управління (АСТУ) електричними мережами, графічних і географічних інформаційних систем (ГІС) створює реальні можливості для вдосконалення програмного забезпечення розрахунків, аналізу і нормування втрат електроенергії (ПО РП) . Зокрема, в даний час назріла нагальна потреба в інтеграції програмно-технічних комплексів (ПТК) і містяться в них баз даних АИИС КУЕ, АСТУ, ГІС і ПО РП для підвищення точності, прозорості та обґрунтованості розрахунків режимів електричних мереж, балансів і втрат електроенергії. Частково така інтеграція вже здійснена. Подальше її розвиток має ґрунтуватися на нових підходах до стандартизації інформаційних обмінів між різними ПТК на єдиній інформаційній платформі, в тому числі з використанням так званих СІМ-моделей.
Як показує практика, традиційні методи і засоби зниження втрат електроенергії не можуть забезпечити підтримку рівня втрат на техніко-економічно обгрунтованому рівні. Наближення до цього рівня стає все дорожче і вимагає великих зусиль. Необхідно застосування принципово нової техніки і технологій передачі і розподілу електроенергії. В першу чергу це:
- Сучасні статичні регульовані пристрої поздовжньої і поперечної компенсації реактивної потужності.
- Пристрої, засновані на застосуванні високотемпературної надпровідності (ВТНП).
- Застосування «розумних» технологій в електричних мережах (SmartGrid технологій). Це дозволяє за рахунок забезпечення електричних мереж засобами системного контролю і управління навантаженням в темпі процесу не тільки здійснювати оперативний моніторинг споживання потужності та електроенергії споживачів, але і керувати цією потужністю і електроенергією з метою найбільш ефективного використання пропускної здатності електричної мережі в кожний момент часу. За рахунок такого управління забезпечується також і оптимальний рівень втрат електроенергії в мережах при допустимих значеннях показників якості електроенергії.
За оцінками американської Ради з енергоефективної економіки (АСЕЕЕ) до 2023 року використання Smart Grid технологій в поєднанні з іншими заходами щодо ефективного використання енергоресурсів дозволить заощадити до 30% планованих енерговитрат. Тобто кожен третій кіловат-годину можна буде отримати не за рахунок розширення генеруючих потужностей, а завдяки розподілу існуючих енергоресурсів за допомогою нових інформаційних технологій.
Величина фактичних втрат електроенергії в електричних мережах, за яку повинні платити в даний час електромережеві організації, в значній мірі залежить від точності вимірювань електроенергії, що надійшла в електричну мережу і відвантаженої з електричної мережі.
Практика впровадження сучасних АИИС КУЕ показує, що ці досить дорогі і розподілені в просторі інформаційно-вимірювальні системи можуть в процесі експлуатації виходити з ладу, втрачати точність вимірювань, вносити випадкові істотні збої в результати вимірювань і т. П. Все це вимагає розробки і впровадження методів оцінки достовірності вимірювань, виявлення та локалізації небалансів потужності і електроенергії, впровадження принципово нових засобів вимірювання, в тому числі оптичних вимірювальних трансформаторів струму і напруги.
На малюнку: скріншоти роботи програми «РТП 3».
Інтерактивне моделювання розрахунків роботи енергосистем
Динамічна модель ЕЕС реального часу.Вона забезпечує можливість моделювання ЕЕС великої розмірності в прискореному, уповільненому і реальному масштабах часу. Модель застосовується для: побудови тренажерів-порадників диспетчера по веденню режиму, аналізу усталених і перехідних режимів, аналізу аварій, моделювання систем первинного і вторинного регулювання та протиаварійної автоматики (ПА). У моделі ЕЕС враховуються електромеханічні і тривалі перехідні процеси, системи регулювання частоти і активної потужності (АРЧМ). Виконується розрахунок технічних втрат електроенергії і потужності (в тому числі за класами напруги і регіонах) і інших параметрів режиму. Вперше в Росії модель цього класу застосовується для побудови комплексних тренажерів-порадників спільно з топологічним аналізом повної комутаційної схеми енергооб'єднання.
У моделі застосовуються досить точні алгоритми моделювання перехідних процесів по режиму «частота - активна потужність» (регулятори швидкості, промперегрев пара, котельня автоматика і т. Д.). Регулятори напруги виконані за двома можливими схемами: спрощеної (як регульований джерело реактивної потужності, що підтримує значення напруги на заданому рівні) і уточненої (як система регулювання ЕРС синхронної машини з можливістю регулювання по відхиленнях напруги, частоти і їх похідних).
Модель забезпечує стеження за поточним режимом енергооб'єктів на базі інформації завдання оцінювання стану (ОС) і даних ОВК. Розрахункова схема, отримана від завдання ОС, розширена (приблизно в 2 рази) за рахунок використання нормативно-довідкової і апріорної інформації, а також достовірних ТИ і ТЗ в ОВК.
У моделі виконується топологічний аналіз повної комутаційної схеми та виконується її інформаційну взаємодію з режимної (розрахункової) схемою енергооб'єктів. Це забезпечує управління режимом моделі шляхом включення / відключення комутаційних апаратів, тобто звичним для оперативного персоналу способом.
Управління моделлю виконується в інтерактивному режимі користувачем, системами регулювання та ПА і сценаріями розвитку аварій. Важливою функцією моделі є перевірка порушень та існування поточного режиму за критерієм N-1. Можуть бути задані набори варіантів контролю за критерієм N-1, призначені для різних режимів контрольованого енергооб'єднання. Програма дозволяє порівнювати розрахунковий режим в моделі ЕЕС з даними ОВК і виявляти помилкові і відсутні дані режиму.
Спочатку модель використовувалася для побудови режимних тренажерів реального часу, а в подальшому її функції були розширені для аналізу аварій, перевірки алгоритмів ідентифікації енергосистем як об'єктів управління та інших завдань. Модель використовується для режимної опрацювання заявок на висновок в ремонт обладнання, моделювання систем АРЧМ, інформаційної підтримки оперативного персоналу ЕЕС і енергооб'єднань і як порадник диспетчера по веденню режиму. На моделі проведені дослідження по поширенню хвилі частоти і напруги в реальних схемах великої розмірності при великих збуреннях, а також на схемах цепочечной і кільцевої структури. Розроблено методику використання даних WAMS для достоверізаціі поточного режиму по ОС і даними ОВК.
Відмінність даної розробки від інших - в можливості моделювання динаміки енергооб'єктів великої розмірності в реальному масштабі часу, циклічного стеження за режимом за даними ОВК і завдання ОС, розширенні розрахункової схеми на 70-80% за рахунок обліку шин підстанцій, енергоблоків, реакторів і т. Д .
На сьогоднішній момент динамічна модель ЕЕС реального часу впроваджена в СО ЄЕС, ФСК ЄЕС, ОДУ Центру, ВАТ «Башкіренерго».
Комплекс КАСКАД-НТ для відображення оперативної
інформації на індивідуальних і колективних засобах
(Диспетчерських щитах і відео стіни)
Комплекс є засобом формування і відображення різноманітних екранних форм (схем, карт, таблиць, графіків, приладів і т. Д.) На індивідуальних (дисплеях) і колективних засобах. Призначений для відображення інформації ОВК та інших програмних комплексів в реальному часі як на індивідуальних (дисплеях), так і на колективних (музичних диспетчерських щитах і відео стіни) засобах.
Система відображення оперативної інформації на відео стіни реалізована в СО ЄЕС, ОДУ Центру і ВАТ «Башкіренерго». У СО ЄЕС на відео стіни 4 х 3 куба реалізовано відображення узагальненої інформації в графічній і табличній формах, а також відображення схеми ЄЕС на фінському мозаїчному щиті. В ОДУ Центру на відео стіни засобами комплексу КАСКАД-НТ відображається інформація системи підтримки диспетчерського персоналу у вигляді оперативної схеми, схем на тлі карти місцевості і докладних схем підстанцій.
Для ВАТ «Башкіренерго» в даний час комплекс застосовується в тренажерному залі при відображенні на відео стіни 3 х 2 куба структурної і комутаційної схем і узагальненої інформації в табличній формі. На малій структурній схемі є можливість розкриття 5 основних підстанцій ВАТ «Башкіренерго». На відео стіни 8 х 4 куба диспетчерського залу з великою структурною схемою можливо розкриття 62 підстанцій і даними технологічних задач. На великий відео стіни є можливість виконання топологічного аналізу та відображення повної комутаційної схеми енергооб'єднання.
Система КАСКАД-НТ відкрита для інтеграції з іншими комплексами і побудована як набір конструкторів, застосовуваний для побудови систем відображення як розробниками, так і користувачами. Ця особливість забезпечує можливість підтримки та розвитку функціоналу системи відображення безпосередньо користувачами і обслуговуючим персоналом без залучення розробників.
електромережевого активами
У 2008 р фахівцями ВНІІЕ виконаний великий проект - Програма реконструкції і розвитку Автоматизованої системи технологічного управління (АСТУ) ВАТ «МОЕСК». Необхідність впровадження цього проекту була пов'язаназ моральним і фізичним зносом матеріальної бази системи управління (з відомих причин загальнодержавного характеру), з урахуванням істотної зміни вимог до диспетчерського управління при роботі в умовах ринку, а також з урахуванням структурної реорганізації компанії. Розробка спрямована на вирішення поставленого в МОЕСК завдання побудови якісної вертикалі оперативно-диспетчерського управління, що використовує в своїй роботі найсучасніші методи організації і технічного забезпечення процесу управління.
Програма розроблена спільно з ВАТ «Енер» та за активної участі фахівців МОЕСК. Робота включає розділи з аналізу існуючого стану АСТУ, по розробці основних технічних вимог до перспективної АСТУ, її елементів і підсистем, а також пропозиції щодо технічних рішень. У тому числі з варіантами реконструкції і розвитку системи на основі технічних засобів провідних вітчизняних і зарубіжних виробників апаратури управління.
При розробці враховані і конкретизовані для умов компанії основні положення існуючих НТД в області автоматизації мережевого комплексу, які передбачають розвиток централізованого технологічного управління електричними мережами, створення автоматизованих підстанцій на основі єдиного комплексу сучасних технічних засобів, з інтеграцією систем вимірювань, захисту, автоматики і управління обладнанням об'єктів електричних мереж.
У зв'язку з великою кількістю ПС і моральним і фізичним зносом основної маси засобів телемеханіки передбачена поетапна автоматизація ПС, першим етапом якої є реконструкція ТМ, узгоджена з реконструкцією та розвитком системи зв'язку, тобто формування основи сучасної ССПІ, а другим етапом - для частини ПС - створення повномасштабних АСУ ТП.
Програмою передбачається оновлення ПТК диспетчерських пунктів на основі прийнятої МОЕСК сучасної системи управління електричними мережами (ENMAC GE), що автоматизує операції контролю і диспетчерського управління, а також управління експлуатацією мережі при обслуговуванні обладнання та взаємодії зі споживачами електроенергії.
Розвиток системи зв'язку орієнтоване на повний перехід на цифрові технології передачі даних широким використанням, поряд з наявною ВЧ-зв'язком, оптоволоконної техніки і бездротових засобів зв'язку.
Важливе місце приділяється створенню інтеграційної платформи (ІП), що підтримує єдину інформаційну модель МЕК (СІМ-модель) і дозволяє підключити до загальної інформаційної шині різні додатки, використовуючи технологію WEB-Service. Спільно з ВАТ «ЕЦН» і ТОВ «МОДУС» розроблена і впроваджена в дослідну експлуатацію в РСК «Кубаньенерго» перша версія графічної інструментальної системи створення ІП, до якої підключений ОВК Котмен.
Додамо, що ВНІІЕ розроблені наступні експертні системи для застосування в оперативному диспетчерському управлінні: системи-порадники для річного планування ремонтів мережевого обладнання; системи-порадники для режимної опрацювання оперативних ремонтних заявок; системи для аналізу топології в електричній мережі з аналізом позаштатних ситуацій; системи-тренажери по оперативних перемикань; інструментальна експертна система Мімір для енергетичних застосувань; експертна система ЕСОРЗ для опрацювання оперативних заявок (застосування з СО-ЦДУ, ОДУ Центру, ОДУ Середньої Волги); система аналізу топології електромережі АНТОП (застосування в ОДУ Уралу); тренажерна система КОРВІН по оперативних перемикань (застосування в районних енергосистемах).
В даний час розробляється система річного планування ремонтів електромережевого обладнання (для СО-ЦДУ).
Весь комплекс робіт ВАТ «НТЦ електроенергетики» з нових інформаційних технологій доповнюється актуальними технологічними завданнями, частина яких буде завершена найближчим часом і про що ми сподіваємося розповісти на сторінках журналу.
Їх вік обчислюється п'ятьма-десятьма роками, і ці комплекси вже застаріли. Про те, що йде їм на зміну, ми поговорили з директором Московського філії АТ «Монітор Електрик» Сергієм Силкова.
- Сергій Валерійович, зараз «Монітор Електрик» - це значуща підприємство з розробки та створення програмних технічних комплексів для диспетчерських центрів управління в електроенергетиці. А з чого все починалося?
- Можливо, варто почати з 2003 року, коли ми випустили оперативно-інформаційний комплекс СК-2003: це був справжній програмний продукт, і він експлуатується в деяких центрах досі. За ним пішла більш досконала модель - СК-2007. Вона була досить вдалою, і є замовники, які і сьогодні її купують.
Створення в цей же час електронного оперативного журналу «Їжак-2» стало воістину революційною подією, що дозволив замінити, здавалося б, вічні «паперові» диспетчерські документи. Його використання дозволяє швидко вводити і систематизувати інформацію оперативного характеру про різні події, забезпечуючи їх розподіл на категорії і зберігаючи залежності. Дуже популярний і, не побоюся цього слова, практично кращий в своєму роді, він фактично став стандартом оперативного журналу для галузі.
Нами також було створено режимний динамічний тренажер диспетчера (РТД) «Фініст», що дає можливість моделювати практично будь-які події в енергосистемах, дозволяючи готувати оперативно-диспетчерський персонал.
Ось ці три продукти стали основою для промислового виробництва програмних комплексів в компанії.
Нарешті, зараз ми активно просуваємо нашу систему наступного покоління - СК-11, на розробку якої витрачено вісім років.
- Система СК-11 - ваш основний продукт. Якщо говорити коротко, в чому його перевага?
- СК-11 має в своїй основі високопродуктивну інформаційно-технологічну платформу. Це система ведення інформаційної моделі об'єкта управління, запису / читання даних, зберігання інформаційної моделі, організації доступу для користувача додатків. Завдяки інноваційній архітектурі платформи СК-11 в ній досягаються супершвидкісні характеристики обробки телеметричної інформації (до 5 мільйонів змін параметрів в секунду), роботи з моделями електромереж величезної розмірності, великої кількості користувачів і інше.
До платформи за бажанням і можливостям замовників стикуються різні додатки. На сьогоднішній день їх більше п'ятдесяти. Це SCADA / EMS / DMS / OMS / DTS-додатки для різних служб енергетичних компаній, які задіяні в оперативному управлінні, плануванні ремонтів і розвитку мережі, підготовці диспетчерського персоналу. Завдяки модульності архітектури в систему, в міру її освоєння, зміни фінансових можливостей, вже в ході експлуатації призначені для користувача компоненти досить просто додаються або змінюються.
Друга важлива перевага нашої системи в тому, що, на відміну від інформаційних комплексів попередніх поколінь, що спираються на сигнали телемеханіки, до складу інформаційної моделі СК-11 входить абсолютно все обладнання енергосистеми. Такий підхід дозволяє нарощувати склад раніше нерозв'язних завдань. Як приклад: наша система моделює споживачів, і раз споживачі теж є частиною інформаційної моделі, ми можемо реалізувати завдання ефективного управління відключеннями. Моделювання нетелемеханізірованного обладнання та споживачів дозволяє скоротити час пошуку елемента, що відмовив, автоматично сформувати програму дій оперативного персоналу і прискорює процес відновлення електропостачання.
Ще зауважу, що у нас моделюється мережу будь-якої напруги, аж до мережі 0,4 кіловольта.
- Наскільки вітчизняні мережеві компанії довіряють російським розробникам подібних систем?
- Існує, на мій погляд, дуже грамотна, зважена політика розвитку цього напрямку. По-перше, у «Россет» є документ, який визначає політику щодо імпортозаміщення. Вона відповідає вимогам уряду РФ: ніякого іноземного програмного забезпечення для управління електричними мережами використовуватися не повинно.
Крім того, у «Россет» прописані свої стандартизовані процедури атестації, і все, що зроблено розробниками, перевіряється на відповідність стандартам «Россет».
Тільки після цього видається висновок атестаційної комісії про можливість використання цього продукту для керування мережами, і тільки при наявності позитивного висновку атестаційної комісії ПАТ «Россеті» можна використовувати той чи інший програмний продукт.
На сьогоднішній день таким висновком має тільки компанія «Монітор електрик».
- У російських мережевих компаній дійсно є потреба в таких системах або справа в указах і нормативах регулюючих органів?
- Керівництво мережевих компаній постійно розвиває систему оперативно-технологічного та ситуаційного управління (ОТІС). У них є інвестпрограми, в рамках яких вони працюють.
Природно, ми весь час на постійному зв'язку з ними. Нас запрошують до обговорення завдань, до розгляду необхідного набору функцій автоматичних систем і, найголовніше, до реалізації. Проводяться періодичні конференції, науково-технічні ради. Наприклад, в липні ми брали участь в науково-технічній раді МРСК Сибіру. У вересні приймемо участь в конференції МРСК Юга. Так що, резюмуючи, керівництво ПАТ «Россеті» і дочірніх мережевих компаній дуже активно планує інвестиційну діяльність по модернізації систем Отіс.
Міністерством енергетики РФ і «Россет» проводиться інтенсивна дослідницька робота, НДР і НДДКР в цьому напрямку. Наприклад, наша компанія «Монітор Електрик» бере участь в декількох пілотних проектах в рамках Національної технологічної ініціативи EnergyNET. По-перше, це проект «Цифровий РЕМ», де ми працюємо з «Янтарьенерго». Спільно з нашими колегами з Калінінграда ми відпрацьовуємо технології цифрового РЕМ, в тому числі питання інтеграції програмного комплексу оперативно-технологічного управління з рядом суміжних систем. Наприклад, зараз ми вирішили задачу інтеграції ГІС і АСТУ, на черзі інтеграція АСТУ та систем обліку. Це вкрай складні завдання, які в російській енергетиці ще не наважувалися.
Другий проект - розробка комплексу інструментів для перспективного планування розвитку мережі. Він створений, апробований на практиці, і до кінця року ми повинні будемо звітувати перед керівництвом НТІ про виконання проекту.
- Я познайомився з географією впровадження ваших систем. Виходить, що зустріти ваші системи можна по всій Росії!
- І не тільки. Якщо говорити про останні проекти, то СК-11 у нас запроваджено, причому практично в повнофункціональному режимі, в МРСК Уралу, в їх ДЗО - Екатеринбургской електромережної компанії. Це, напевно, один з наших найбільш шанованих замовників. Там дуже високий рівень підготовки персоналу та керівництва, з ними досить швидко пройшли всі етапи, і зараз там комплекс активно використовується. Ми впровадили СК-11 в «Янтарьенерго», там включена цікава підсистема, яка розраховує технічні показники міської електричної мережі на моделі розвитку з горизонтом на чотири роки вперед. Всього за останні три роки було близько десяти впроваджень наших систем. Так, вони представлені по всій Росії в різних компаніях і в абсолютно різних конфігураціях.
- Але ви сказали, що не тільки в ній ...
- Саме так. Наприклад, три компанії, які готують диспетчерів в США, купили наш програмний тренажерний комплекс «Фініст», і з його допомогою підготовлено понад 1000 диспетчерів.
В Об'єднаному диспетчерському управлінні Республіки Білорусь також працюють на нашому комплексі СК-2007. До речі, зараз ми з ними теж ведемо переговори про перехід на СК-11.
Наш комплекс працює в міських мережах Тбілісі. Нас покликали в проект після труднощів з одним відомим вендором, і ми успішно впровадили наші продукти в їх центрі управління. Є вдалий досвід в Казахстані, в системі управління енергопостачанням Алма-Ати (компанія АЖК). Ми отримали позитивні відгуки від казахстанських колег, і зараз ведемо переговори вже з цілою низкою енергокомпаній Республіки Казахстан, де нас вибрали постачальниками ІТ-рішень.
- Ви особливо виділили проект з «Янтарьенерго», де спільно будуєте інтелектуальні мережі. Розкажіть про нього докладніше.
- На початку року ми виконали всі технічні процедури по завершенню першого етапу впровадження в обсязі SCADA-системи (системи автоматичного контролю і збору інформації) і комплексу електронних журналів. Зараз спільно ведемо дуже інтенсивну роботу з доведення того, що зроблено, і готуємо документи на розгортання другого етапу. На цьому етапі будуть реалізовані розрахунково-аналітичні функції, що дозволяють виконувати цілий набір технологічних операцій по дійсно інтелектуальному управлінню мережею.
- У зв'язку з розмовами про те, що в Росії скрізь треба переходити на інтелектуальні мережі, наскільки складно буде тиражувати цей досвід в інших мережах?
- Звичайно, скрізь є своя специфіка. Ми практично в кожному впровадженні стикаємося з необхідністю адаптувати наш комплекс в уже наявну інформаційну середу, представлену засобами самих різних, в тому числі і іноземних, розробників. У всіх все різне, і це, звичайно, не дуже добре для нас як виробника і носія досить сучасної технічної ідеології. Але ми все-таки дуже віримо в регулюючу роль «Россет», які зараз багато уваги приділяють стандартизації систем.
З іншого боку, це різноманітність обертається нашою конкурентною перевагою. У тому числі і перед зарубіжними компаніями, які з величезною неохотою переробляють свої системи, наприклад призначений для користувача інтерфейс. Що стосується нас, то це перше, з чого ми починаємо роботу.
Адже у всіх своє судження і свої стандарти щодо того, як і де повинна бути відображена інформація у користувачів: диспетчерів, фахівців оперативних служб, керівників. Дуже непросте завдання відображення величезного масиву інформації на відео стіни, адже основне завдання диспетчера - бачити всю картину в цілому. Нарешті, тут ще є дуже складний момент ергономіки, а уявлення про неї у кожного диспетчера теж своє. Так що процес так званої балансування схеми дуже складний і може займати 4-6 місяців.
Що стосується нас, ми успішно вирішуємо ці завдання з використанням власної графічної підсистеми. Цим у нас займаються в Воронезькому філії, там дуже сильний колектив, який має величезний досвід і володіє найсучаснішими засобами і методиками відображення інформації, завдяки чому всі завдання вирішуються досить швидко і ефективно. Може, це звучить дещо зухвало, але дуже багато з наших користувачів кажуть, що наші схеми найкрасивіші в світі.
Так ось, це тільки один момент, а є ж і інші чисто технічні відмінності. Але в тому і переваги нашої системи. Завдяки і багаторічному досвіду, і модульності створюваних нами комплексів технічний розвиток інформаційних систем центрів управління не зупиняється ніколи. Починаємо з простої конфігурації для будь-яких мереж і в міру освоєння вдосконалюємо і розвиваємо без зупинки функціонування до світового рівня.
- А є у вас мрія?
- Ну, звичайно, через кілька років у нас буде робот-диспетчер, а далі, як у водія безпілотного автомобіля ... Досвідчені фахівці перейдуть зі змін і займуться поглибленої планово-аналітичною роботою, удосконаленням архітектури мереж, розробкою нових «розумних» компонентів.
Згідно з Федеральним законом «Про електроенергетику» ВАТ «ФСК ЄЕС» є відповідальним за технологічне управління Єдиної національної електричної мережею (ЕНЕС). При цьому виникли питання чіткого розмежування функціоналу між ВАТ «СО ЄЕС», що здійснює єдине диспетчерське управління об'єктами електроенергетики, і мережевими компаніями. Це призвело до необхідності створення ефективної структури оперативно-технологічного управління об'єктами ВАТ «ФСК ЄЕС», до завдань якої відносяться в тому числі:
забезпечення надійного функціонування об'єктів ЕНЕС і виконання заданих ВАТ «СО ЄЕС» технологічних режимів роботи ЛЕП, обладнання і пристроїв об'єктів ЕНЕС;
забезпечення належної якості та безпеки робіт при експлуатації об'єктів ЕНЕС;
створення єдиної системи підготовки оперативного персоналу для виконання функцій ОТУ;
забезпечення технологічної оснащеності і готовності оперативного персоналу до виконання диспетчерських команд (розпоряджень) СО і команд (підтверджень) оперативного персоналу ЦУС ФСК ЄЕС;
забезпечення зниження числа технологічних порушень, пов'язаних з помилковими діями оперативного персоналу;
у взаємодії та за погодженням з ВАТ «СО ЄЕС» участь в розробці і реалізації програм розвитку ЕНЕС з метою підвищення надійності передачі електричної енергії, спостережливості і керованості мережі, забезпечення якості електричної енергії;
планування заходів по ремонту, введення в експлуатацію, модернізації / реконструкції і технічного обслуговування ЛЕП, електромережевого устаткування і пристроїв на майбутній період;
розробка відповідно до вимог ВАТ «СО ЄЕС», погодження та затвердження в установленому порядку графіків аварійного обмеження режиму споживання електричної енергії та здійснення фактичних дій по введенню аварійних обмежень по диспетчерської команді (розпорядженням) ВАТ «СО ЄЕС»;
виконання завдань ВАТ «СО ЄЕС» з підключення об'єктів електромережевого господарства ФСК і енергоприймаючу установок споживачів електричної енергії під дію протиаварійної автоматики.
Для виконання поставлених завдань ВАТ «ФСК ЄЕС» розробило і затвердило концепцію оперативно-технологічного управління об'єктами ЕНЕС. У відповідності з цією концепцією створюється четирёхуровневая організаційна структура (з трирівневої системою управління): виконавчий апарат, головний ЦУС МЕМ, ЦУС ПМЕС і оперативний персонал підстанції.
Між відповідними рівнями організаційної структури розподілені наступні функції:
ІА ФСК - інформаційно-аналітичні;
головний ЦУС МЕМ - інформаційно-аналітичні та неопераційні;
ЦУС ПМЕС - неопераційні і операційні;
персонал підстанцій - операційні.
При цьому до неопераційних функцій відносять такі завдання, як контроль і моніторинг стану мережі. Ухвалення центрами управління мережами операційних функцій, пов'язаних з віддачею команд на виробництво перемикань, вимагає високої кваліфікації оперативного персоналу, а також відповідного технічного оснащення ЦУС.
З метою підвищення економічності і надійності передачі і розподілу електроенергії і потужності за рахунок автоматизації процесів оперативно-технологічного управління на базі сучасних інформаційних технологій центри управління мережами ВАТ «ФСК ЄЕС» оснащуються програмно-технічними комплексами (ПТК), що дозволяють автоматизувати такі процеси, як моніторинг режимів обладнання, виробництво перемикань в суворій відповідності до затвердженої програмою і інші. Таким чином, за рахунок автоматизації ОТУ істотно підвищується надійність роботи електричних мереж, знижується аварійність за рахунок виключення помилок оперативного персоналу, мінімізується кількість необхідного оперативного персоналу.
Варто відзначити, що технічною політикою ВАТ «ФСК ЄЕС» при новому будівництві та реконструкції передбачається:
забезпечення енергетичної безпеки та сталого розвитку Росії;
забезпечення необхідних показників надійності наданих послуг з передачі електроенергії;
забезпечення вільного функціонування ринку електроенергії;
підвищення ефективності функціонування і розвитку ЕНЕС;
забезпечення безпеки виробничого персоналу;
скорочення впливу ЕНЕС на екологію;
поряд з використанням нових типів обладнання і систем управління забезпечення підготовки ПС для роботи без постійного обслуговуючого персоналу.
В даний час схеми первинних електричних з'єднань діючих ПС орієнтовані на обладнання, яке потребує прискореного технічного обслуговування, тому передбачають надлишкові за сучасними критеріями співвідношення числа комутаційних апаратів і приєднань. Це є причиною значної кількості серйозних технологічних порушень з вини оперативного персоналу.
Зараз автоматизація технологічних процесів виконана на 79 ПС ЕНЕС, в стадії виконання знаходяться ще 42 ПС. Тому основна схема організації експлуатації орієнтована насамперед на цілодобове перебування на них обслуговуючого (оперативного) персоналу, який контролює стан об'єкта та виконує оперативні перемикання.
Оперативне обслуговування ПС ЕНЕС включає:
моніторинг стану ЕНЕС - контроль стану обладнання, аналіз оперативної обстановки на об'єктах ЕНЕС;
організацію оперативних дій з локалізації технологічних порушень і відновлення режимів ЕНЕС;
організацію оперативного обслуговування ПС, виробництво оперативних перемикань, режимне і схемне забезпечення безпечного виконання ремонтно-експлуатаційних робіт в електричних мережах, що відносяться до ЕНЕС;
виконання оперативним персоналом операційних функцій з виробництва перемикань в ЕНЕС.
Планування і організація:
планування ремонтів здійснювати згідно з графіками планово-попереджувальних ремонтів з визначенням обсягів робіт на основі оцінки технічного стану, з використанням сучасних методів і засобів діагностики, в т.ч. без виведення обладнання з роботи;
проведення комплексного обстеження та технічного огляду обладнання, яке виробило свій нормативний термін служби, для продовження терміну експлуатації;
розробка пропозицій по модернізації, заміни обладнання, вдосконалення проектних рішень;
оптимізація фінансування робіт з експлуатації, технічного обслуговування і ремонтів шляхом визначення обсягів ремонтних робіт на підставі фактичного стану;
зниження витрат і втрат;
вдосконалення організаційних структур управління та обслуговування;
організація професійної підготовки, перепідготовки та підвищення кваліфікації відповідно до стандарту СОПП-1-2005;
аналіз параметрів і показників технічного стану обладнання, будівель і споруд до і після ремонту за результатами діагностики;
оптимізація аварійного резерву обладнання та елементів ПЛ;
вирішення технічних проблем під час експлуатації і будівництві оформляється у вигляді інформаційних листів, оперативних вказівок, циркулярів, технічних рішень зі статусом обов'язковості виконання, наказів, розпоряджень, рішень нарад та інших управлінських рішень.
Моніторинг та управління надійністю ЕНЕС:
організація контролю і аналізу аварійності обладнання;
оцінка і контроль надійності електропостачання;
створення відповідної інформаційної бази.
СТВОРЕННЯ ПОВНІСТЮ АВТОМАТИЗОВАНИХ підстанцій
БЕЗ ОБСЛУГОВУЮЧОГО ПЕРСОНАЛУ.
Цифрові ПІДСТАНЦІЇ
Для виключення залежності безаварійної роботи мережевої компанії від кваліфікації, тренованості та концентрації уваги оперативного і релейного персоналу доцільно поширення має місце тривалий час автоматизації технологічних процесів - релейний зашита, технологічна автоматика (АПВ, АВР, РПН, АОТ і ін.), Протиаварійне автоматика - на виробництво оперативних перемикань. Для цього перш за все потрібно значно підвищити наблюдаемость технічних параметрів, забезпечити контроль, достоверізацію положення, ефективну оперативну блокування комутаційних апаратів, автоматизацію керуючих впливів. Що застосовується силове обладнання повинно бути адаптоване до новітніх систем управління, захисту та моніторингу.
При впровадженні мікропроцесорних пристроїв перевага повинна віддаватися пристроїв, призначених для роботи в складі автоматизованих систем. Автономні пристрої необхідно застосовувати тільки в разі відсутності системних аналогів. У зв'язку з цим на об'єктах ВАТ «ФСК ЄЕС» в централізованому порядку повинні бути виключені можливості застосування мікропроцесорних пристроїв із закритими протоколами обміну, пристроїв, що не підтримують роботу в стандарті єдиного часу.
Архітектура і функціональність автоматизованої системи управління технологічними процесами підстанції (АСУ ТП ПС) як інтегратора всіх функціональних систем ПС визначається рівнем розвитку техніки, призначеної для збору і обробки інформації на ПС для видачі керуючих рішень і дій. З часу початку розробок у вітчизняній електроенергетиці проектів АСУ ТП ПС відбулося істотне розвиток апаратних і програмних засобів систем управління для застосування на електричних підстанціях. З'явилися високовольтні цифрові вимірювальні трансформатори струму і напруги; розробляється первинне і вторинне електромережеве обладнання з вбудованими комунікаційними портами, виробляються мікропроцесорні контролери, оснащені інструментальними засобами розробки, на базі яких можливе створення надійного програмно-апаратного комплексу ПС, прийнятий міжнародний стандарт МЕК 61850, який регламентує подання даних про ПС як об'єкт автоматизації, а також протоколи цифрового обміну даними між мікропроцесорними інтелектуальними електронними пристроями ПС, включаючи пристрої контролю та управління, релейного захисту та автоматики (РЗА), протиаварійної автоматики (ПА), телемеханіки, лічильники електроенергії, силове обладнання, вимірювальні трансформатори струму і напруги, комутаційне обладнання і т.д .
Все це створює передумови для побудови підстанції нового покоління - цифровий підстанції (ЦПС).
Під цим терміном розуміється ПС із застосуванням інтегрованих цифрових систем виміру, релейного захисту, управління високовольтним устаткуванням, оптичних трансформаторів струму і напруги і цифрових схем управління, вбудованих в комутаційну апаратуру, що працюють на єдиному стандартному протоколі обміну інформацією - МЕК 61850.
Впровадження технологій ЦПС дає переваги в порівнянні з традиційними ПС на всіх етапах реалізації та експлуатації об'єкта.
Етап «Проектування»:
спрощення проектування кабельних зв'язків та систем;
передача даних без спотворень на практично необмежені відстані;
скорочення кількості одиниць обладнання;
необмежену кількість одержувачів даних. Розподіл інформації здійснюється засобами мереж Ethernet, що дозволяє передавати дані від одного джерела будь-якого пристрою на підстанції або за її межами;
скорочення часу по взаимоувязке окремих підсистем за рахунок високого ступеня стандартизації;
зниження трудомісткості метрологічних розділів проектів;
єдність вимірювань. Вимірювання виконуються одним високоточним вимірювальним приладом. Одержувачі вимірювань отримують однакові дані з одного джерела. Всі вимірювальні прилади включені в єдину систему синхронізації тактирования;
можливість створення типових рішень для об'єктів різної топологічної конфігурації і протяжності;
можливість попереднього моделювання системи в цілому для визначення «вузьких» місць і нестиковок в різних режимах роботи;
зниження трудомісткості перепроектування в разі внесення змін і доповнень до проекту.
Етап «Будівельно-монтажні роботи»:
скорочення найбільш трудомістких і нетехнологічних видів монтажних і пусконалагоджувальних робіт, пов'язаних з прокладанням і тестуванням вторинних ланцюгів;
більш ретельне і всебічне тестування системи завдяки широким можливостям по створенню різних поведінкових сценаріїв і їх моделювання в цифровому вигляді;
скорочення витрат на непродуктивні переміщення персоналу за рахунок можливості централізованої настройки та контролю параметрів робіт;
зниження вартості кабельної системи. Цифрові вторинні кола дозволяють здійснювати мультиплексування сигналів, що передбачає двосторонню передачу через один кабель великої кількості сигналів від різних пристроїв. До розподільних пристроїв досить прокласти один оптичний магістральний кабель замість десятків, а то і сотень аналогових мідних ланцюгів.
Етап «Експлуатація»:
всеосяжна система діагностики, яка охоплює не тільки інтелектуальні пристрої, а й пасивні вимірювальні перетворювачі та їх вторинні ланцюги, дозволяє в більш короткі терміни встановлювати місце і причину відмов, а також виявляти предотказние стану;
контроль цілісності ліній. Цифрова лінія постійно контролюється, навіть якщо по ній не передається значима інформація;
захист від електромагнітних перешкод. Використання волоконно-оптичних кабелів забезпечує повний захист від електромагнітних завад в каналах передачі даних;
простота обслуговування і експлуатації. Перекомутація цифрових ланцюгів виконується значно простіше, ніж перекомутація аналогових ланцюгів;
скорочення термінів ремонту через широкого пропозиції на ринку пристроїв різних виробників, сумісних між собою (принцип інтероперабельності);
перехід на подієвий метод обслуговування обладнання за рахунок абсолютної спостережливості технологічних процесів дозволяє скоротити витрати на експлуатацію;
підтримка проектних (розрахункових) параметрів і характеристик в процесі експлуатації вимагає менших витрат;
розвиток і доопрацювання системи автоматизації вимагає менших витрат (необмеженість у кількості приймачів інформації), ніж при традиційних підходах.
В якості пілотних об'єктів по створенню ЦУС з операційними функціями в ВАТ «ФСК ЄЕС» були прийняті Кузбаський і Пріокскій ЦУС.
Кузбаський ЦУС став першим центром управління мережами, реалізованим в рамках програми ВАТ «ФСК ЄЕС» зі створення ЦУС з операційними функціями. В рамках створення інноваційного ЦУС для забезпечення безперервного оперативно-технологічного управління та диспетчеризації центр оснащений сучасними програмно-технічними комплексами, встановлена \u200b\u200bвідеостіна для відображення схеми мереж, встановлено програмне забезпечення, що дозволяє в оперативному режимі повністю відображати стан обраного диспетчером енергооб'єкта, отримувати інформацію про відключення, вироблених ремонтних і профілактичних заходах аж до імен працюють на об'єкті монтерів. Крім того, обладнання дозволяє диспетчерам ЦУС перехопити в разі нештатної ситуації управління віддаленими об'єктами і в найкоротший час прийняти рішення для зниження часу відновлення нормальної роботи обладнання.
Пріокскій ЦУС також створений із застосуванням новітніх технологій. Серед використовуваного тут обладнання - відеостіна відображення інформації, що складається з пятідесятідюймових проекційних модулів і зарезервованого високопродуктивного видеоконтроллера, оперативно-інформаційний комплекс контролю режимів електричної мережі та стану комутаційних апаратів підстанцій, що дозволяє оперативному персоналу ЦУС відстежувати роботу обладнання і керувати ним в режимі реального часу, новітня система супутникового зв'язку, системи гарантованого електроживлення та автоматичного пожежогасіння.
Володимир Пелимскій, заступник головного інженера - керівник ситуаційного аналітичного центру ВАТ «ФСК ЄЕС», Володимир Воронін, начальник, Дмитро Кравець, начальник відділу, Магомед Гаджієв, провідний експерт Служби електричних режимів ВАТ «ФСК ЄЕС»