ОДУ Юга
 Организационная структура
 Региональные диспетчерские управления
 Контактная информация
 Новые технологии и внедрения
   2009 год
   2008 год
   2007 год
   2006 год
   2005 год
   2004 год
   2003 год
   2002 год
   2001-1994 годы
 Совет ветеранов
 История ОДУ Юга
 Картинная галерея
 
Главная страница ОДУ Юга 
 

Новые технологии и внедрения ОДУ Юга

Декабрь

В соответствии с приказом ОДУ Юга от 9.12.2010 № 339 принято в промышленную эксплуатацию программное обеспечение “Витрина ОДУ Юга” версии 2.0. “Витрина ОДУ Юга” содержит выходные формы, предназначенные для оценки показателей работы энергообъектов ОЭС Юга, а также для оперативного согласования данных с участниками ОРЭМ в темпе процесса и по результатам работы за сутки. В рамках исполнения указанных принципов на внешнем Интернет-сайте ОДУ Юга участникам ОРЭМ операционной зоны с использованием специализированных web-форм предоставляется возможность оценить результаты своей работы, в том числе в части выполнения команд диспетчерского управления, готовности генерирующего оборудования к выработке электроэнергии. Информация предоставляется персонально по логину и паролю.

Завершены испытания и выполнен ввод в промышленную эксплуатацию ОИК СК-2007 в Кубанском, Астраханском, Дагестанском и Волгоградском РДУ. Таким образом, выполнен перевод всех диспетчерских центров операционной зоны Юга на работу с оперативно-информационным комплексом нового поколения (в ОДУ Юга и Северокавказском РДУ ОИК СК-2007 был внедрен в промышленную эксплуатацию ранее в 2010 году). Данный комплекс обладает повышенным быстродействием и разрешением по времени по сравнению с предыдущим, что позволяет собирать существенно больший объем телеинформации о режимах объектов энергетики, находящихся в диспетчерском управлении и ведении диспетчера, обеспечивая хорошую наблюдаемость системы и предоставляя информацию в более высоком темпе с минимальными задержками, что особенно важно для систем автоматического регулирования и управления (АРЧМ и ЦСПА), для которых ОИК СК-2007 выступает в качестве платформы и источника обработанной информации.

Ноябрь

15 ноября 2010 г. завершены работы по переводу всего телефонного технологического трафика ОАО «СО ЕЭС» в операционной зоне Юга на мультисервисную сеть связи (МСС). Традиционная телефонная связь, построенная по технологии TDM, по-прежнему используется для ведения оперативных диспетчерских переговоров, а также в качестве резерва.

Завершены работы по подготовке к пуску системы мониторинга переходных режимов (СМПР). Устройства регистрации СМПР, размещенные на Ставропольской ГРЭС, Волжская ГЭС, подстанциях Центральная и Чир-Юрт, собирают информацию о заданных параметрах режима (действующие значения активной и реактивной мощности, модули напряжения и фазовые углы, частота электрического тока) 50 раз в секунду. С объектов, на которых установлены устройства СМПР, организованы каналы передачи данных до ближайших диспетчерских центров Системного оператора, позволяющие получать всю собранную информацию о переходных режимах в ОДУ Юга и ретранслировать её в Исполнительный аппарат ОАО «СО ЕЭС» (г.Москва).

Произведен ввод в промышленную эксплуатацию программно-аппаратного комплекса «Автоматизированное оповещение о технологических нарушениях посредством SMS-оповещений», обеспечивающего автоматическую рассылку оповещений в соответствии с регламентом передачи информации о технологических нарушениях на объектах электроэнергетики и в установках потребителей электрической и тепловой энергии в виде SMS сообщений. Система автоматизированного оповещения разработана службой Программного обеспечения ОДУ Юга и интегрирована с электронным оперативным журналом «ёЖ-2», использующимся для регистрации всех основных событий, происходящих на объектах и основном оборудовании объединенной энергосистемы, а также в системах автоматизации и связи.

26 ноября 2010 года после завершения опытной эксплуатации и успешного проведения межсистемной противоаварийной тренировки при проверке готовности ОДУ Юга к прохождению ОЗП 2010/2011 года введен в промышленную эксплуатацию режимный тренажер диспетчер «Финист» приказом Филиала ОАО «СО ЕЭС» ОДУ Юга №322.

Октябрь-Ноябрь

Проведены и успешно завершены комплексные испытания системы автоматического управления энергоблоками №№ 1, 3 Ставропольской ГРЭС и блоками №№1-4 Чиркейской ГЭС от централизованной системы автоматического регулирования частоты и мощности (АРЧМ) ОЭС Юга в режиме автоматического ограничения перетоков. Завершены работы на наладке надежного соединения ЦС АРЧМ ОДУ Юга с ПТК «Станция» Ставропольской ГРЭС разработки Института Энергетических систем (г.Москва) по двум независимым каналам передачи данных (наземному и спутниковому) в протоколе МЭК 870-5-104.

Октябрь

В период с 23.11.2011 по 25.11.2011 в операционной зоне Филиала ОАО «СО ЕЭС» ОДУ Юга проведены комплексные испытания по управлению энергоблоками № 1 и № 3 Ставропольской ГРЭС и Чиркейской ГЭС от централизованной системы автоматического регулирования частоты и мощности (ЦС АРЧМ) ОЭС Юга.

В процессе испытаний была выполнена:

  • проверка надежности информационного обмена между ЦС АРЧМ ОЭС Юга и системой автоматического управления мощностью энергоблоков №1 и №3 Ставропольской ГРЭС.
  • проверка централизованного управления мощностью энергоблоков № 1 и № 3 Ставропольской ГРЭС путем ручной коррекции мощности Ставропольской ГРЭС с Диспетчерского центра Филиала ОАО «СО ЕЭС» ОДУ Юга через систему телеуправления с использованием программно аппаратного комплекса ЦС АРЧМ ОЭС Юга.
  • проверка централизованного управления мощностью энергоблоков № 1 и № 3 Ставропольской ГРЭС в режиме автоматического регулирования перетоков мощности по контролируемым сечениям ОЭС Юга через систему телеуправления с использованием программно аппаратного комплекса ЦС АРЧМ ОЭС Юга.
  • проверка совместного использования энергоблоков № 1 и № 3 Ставропольской ГРЭС и генераторов Чиркейской ГЭС в режиме автоматического регулирования перетоков мощности по контролируемым сечениям ОЭС Юга через систему телеуправления с использованием программно аппаратного комплекса ЦС АРЧМ ОЭС Юга.

Привлечение двух энергоблоков мощностью 300 МВт Ставропольской ГЭС к автоматическому регулированию перетоков активной мощности в контролируемых сечениях повышает надежность работы ОЭС Юга как в нормальных так и в послеаварийных режимах работы, а также, в условиях прохождения ОЗП-2010/2011 и длительного непланового ремонта генераторов Ирганайской ГЭС, позволит уменьшить долю участия Чиркейской ГЭС в ликвидации возникающих небалансов мощности.

С 7.10.2010 Системным оператором начаты регламентные расчеты выбора состава включенного генерирующего оборудования (ВСВГО) с учетом неблочных ТЭЦ и/или неблочных частей ТЭЦ.

Список станций операционной зоны ОДУ, генерирующее оборудование которых участвует в технологии ВСВГО, расширен до восьми станций. Дополнительно к Ставропольской ГРЭС, Невинномысской ГРЭС (блочная часть) и Новочеркасской ГРЭС включены Астраханская ТЭЦ-2, Волгодонская ТЭЦ-2, Волжская ТЭЦ, Волгоградская ТЭЦ-2, Краснодарская ТЭЦ, а также неблочная часть Невинномысской ГРЭС

Данному процессу предшествовало тестирование и натурные испытания технологии ВСВГО с участием неблочного генерирующего оборудования.

Порядок проведения Системным оператором расчетов выбора состава включенного генерирующего оборудования и генерирующего оборудования, находящегося в резерве, определен в Регламенте проведения расчетов выбора состава генерирующего оборудования (приложение № 3.1 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка).

05.10.2010 в рамках дальнейшего развития технологий диспетчерского управления Системного оператора в Филиалах ОАО «СО ЕЭС» ОДУ Юга и РДУ введён в промышленную эксплуатацию программно-аппаратный комплекс «Система регистрации и межуровневого обмена командами диспетчерского управления, отчетной и плановой информацией на базе XML-сообщений (СРТ/СРПГ)».

В основе данной системы лежит технология WCF (Windows Communication Foundation), представляющая единую среду для создания безопасных, надёжных, транзакционных и взаимодействующих между собой распределённых приложений. Технология WCF позволила объединить функциональность множества технологий в единую модель программирования.

ПАК СРТ/СРПГ предназначен для распространения плановых графиков на все уровни диспетчерского управления Системного оператора, регистрации отданных стандартных диспетчерских команд (СДК) в электронном журнале оперативно-информационного комплекса, обмена зарегистрированными СДК, и нормативно-справочной информацией между диспетчерскими центрами Системного оператора в виде XML-сообщений с использованием инфраструктуры корпоративной интеграционно-транспортной системы ОАО «СО ЕЭС».

Система СРТ/СРПГ позволяет выполнять следующие функции:

  • регистрацию СДК на разных уровнях диспетчерского управления (ДУ), с возможностью последующей корректировки;
  • передачу и приём СДК на всех уровнях ДУ с использованием очередей КИТС;
  • централизованное ведение и распространение НСИ для СРТ на все уровни ДУ;
  • распространение СДК и плановых графиков с учётом карт ведения;
  • расчёт уточнённого диспетчерского графика (УДГ) на разных уровнях ДУ;
  • хранение НСИ для СРТ, УДГ и зарегистрированных СДК с заданной глубиной;
  • графическое отображение УДГ, плановых графиков предварительного плана балансирующего рынка (ППБР), плана балансирующего рынка (ПБР) и данных телеметрии;
  • формирование отчетов о зарегистрированных СДК и УДГ;
  • централизованную организацию доступа пользователей к данным и функциям СРТ на всех уровнях ДУ.
Сентябрь

13 сентября 2010 года после проведения комплексных испытаний приказом Филиала ОАО «СО ЕЭС» ОДУ Юга №243 принят в опытную эксплуатацию режимный тренажер диспетчера «Финист».

Во всех диспетчерских центрах операционной зоны Юга введен программно-аппаратный комплекс «Система регистрации и межуровневого обмена командами диспетчерского управления, отчетной и плановой информацией на базе XML-сообщений» (СРТ/СРПГ) разработки компании Монитор Электрик (г.Пятигорск), который позволил повысить частоту расчетов на балансирующем рынке, унифицировать процессы отдачи и фиксации диспетчерских команд управления активной и реактивной мощностью генераторов, а также на изменение эксплуатационного состояния оборудования, выполнения функций мониторинга за их исполнением, подготовки отчетов об отданных командах и результатах их исполнения. Система предусматривает централизованное автоматическое распространение официальных реестров разрешенных команд и групповых объектов управления из Исполнительного аппарата Системного оператора (г.Москва), базируется на ОИК СК-2007 и корпоративной интеграционно-транспортной системе (КИТС) на платформе IBM WebSphere.

Июль

Введена в эксплуатацию платформа вирутализации Citrix XenServer. Технология Citrix XenServer была выбрана в ОДУ Юга из-за своей эффективности, способности поддерживать одновременную работу большого числа виртуальных машин на одной физической, не тратя при этом значительных вычислительных ресурсов. Необходимость вирутализации вычислений вызвана нарастающим числом внедряемых информационных систем, автоматизирующих все новые и новые бизнес-функции в области диспетчерского управления, рынка электроэнергии и мощности, инфраструктурных проектов в области связи и информационных технологий. При этом большая часть внедряемых систем не предъявляет каких-то специальных и повышенных требований к производительности, поэтому особенно хорошо поддается виртуализации, позволяя экономить реальные вычислительные платформы, место в серверных помещениях ОДУ Юга, расходы на электроснабжение и кондиционирование.

Май

Запущены в промышленную эксплуатацию узлы мультисервисной сети связи (МСС) ОДУ Юга и РДУ операционной зоны Юга, составляющих сегмент проекта мультисервисной сети связи Системного оператора, подрядчиком которого выступала компания Микротест, г.Москва. Мультисервисная сеть построена на арендованных каналах IP VPN, предоставляемых операторами связи Ростелеком и Транстелеком и оборудовании Cisco Systems и решениях Siemens, IBM, «Микролинк-Связь», развернутых на узлах связи диспетчерских центров СО. МСС обеспечивает связь распределенных информационных систем, использующихся в процессе круглосуточного оперативно-диспетчерского управления объединенной энергосистемой Юга России, включая технологическую телефонную связь, иерархическую сеть обмена телеметрический информацией, общекорпоративные коммуникационные системы, такие как электронная почта, документооборот, селекторная и видеоконференцсвязь. Система мониторинга работы МСС построена на платформе IBM Tivoli Netcool.

Январь 20 января введена в промышленную эксплуатацию первая очередь унифицированной Централизованной системы противоаварийной автоматики (ЦСПА) Объединенной энергетической системы Юга. Проект первой очереди реализован Филиалом ОАО «СО ЕЭС» ОДУ Юга и Филиалом ОАО «ОГК-2» - Ставропольская ГРЭС.

Внедренная унифицированная ЦСПА реализована на базе современных информационных технологий, что позволяет осуществлять автоматическую адаптивную настройку противоаварийной автоматики при изменении схемно-режимной ситуации в энергосистеме в режиме реального времени. Таким образом, ЦСПА является системой противоаварийной автоматики, обеспечивающей минимизацию управляющих воздействий на отключение нагрузки потребления и генерации при возникновении аварийных ситуацийю

ЦСПА ОЭС Юга имеет двухуровневую структуру. Верхний уровень представляет собой управляющий программно-аппаратный комплекс, установленный в диспетчерском центре Филиала ОАО «СО ЕЭС» «Объединенное диспетчерское управление энергосистемами Юга» (ОДУ Юга). Управляющий комплекс интегрирован в существующую систему сбора и передачи информации о режиме работы энергосистемы. На этом уровне осуществляется циклический сбор информации с низового уровня, постоянный расчёт устойчивости Объединенной энергосистемы Юга и выбор настроек низового устройства ЦСПА.

Ввод в эксплуатацию первой очереди ЦСПА в ОЭС Юга позволит уменьшить ограничение потребителей в аварийных ситуациях на величину до 100 МВт.

Архив
2009 год
2008 год
2007 год
2006 год
2005 год
2004 год
2003 год
2002 год
2001-1994 годы