Единая энергосистема России состоит из 7 параллельно работающих объединенных энергосистем (ОЭС) и порядка полусотни региональных электроэнергетических систем, работающих параллельно, (кроме обособленных территорий на Камчатке, острове Сахалин, Чукотке, Норильском районе (Усть-Хантайка, Курейка) связанных общим режимом и единой системой технологического (диспетчерского) управления.
Оперативно-диспетчерское управление построено по иерархическому принципу, состоящее из трех уровней. Верхний уровень – центральное диспетчерское управление (ЦДУ) руководит Единой энергосистемой России (ЕЭС России), находится в Москве, второй уровень – объединенные диспетчерские управления (ОДУ) руководят соответствующими объединёнными энергосистемами. Находятся: ОДУ Востока – в Хабаровске, ОДУ Сибири – в Кемерово, ОДУ Урала – в Екатеринбурге, ОДУ Средней Волги – в Самаре, ОДУ Центра – в Москве, ОДУ Юга – в Пятигорске, ОДУ Северо-Запада – в Санкт-Петербурге.
Региональные диспетчерские управления (РДУ) находятся в административных центрах субъектов Российской Федерации.
Диспетчерские управления обеспечивают круглосуточное управление электростанциями, п/станциями и электрическими сетями.
С учетом особенностей технологических и коммерческих отношений диспетчерские центры (ДЦ) могут создаваться у субъектов рынка – генерирующих энергокомпаний, независимых производителей электроэнергии (блок-станции, крупные промышленные потребители и др.).
Состав технологических и коммерческих функций, реализуемых на конкретном ДЦ, определяется задачами, стоящими перед соответствующим субъектом рынка и ответственностью в части технологического и коммерческого управления, возлагаемыми на него технологическим и коммерческим операторами рынка.
В функциональном плане вся вертикально интегрированная иерархическая структура диспетчерского и технологического управления представляет собой системного (технологического) оператора, решающего инженерные и технические задачи для осуществления стоящих перед ним целей.
Целями системного оператора являются:
- обеспечение надежного функционирования ЕЭС России с соблюдением нормативных показателей качества электроэнергии;
- организация технологического управления процессом параллельной работы субъектов рынка;
- обеспечение функционирования и развития технологической инфраструктуры рынка электроэнергии.
Для реализации указанных целей Системный оператор решает следующие основные задачи:
- непрерывное оперативно-технологическое управление режимами работы ЕЭС России;
- поддержание стандартов качества электроэнергии в электрической сети;
- ликвидация системных аварий;
- расчет и реализация диспетчерских графиков работы ЕЭС России на основе ценовых заявок с учетом системных ограничений;
- расчеты и задание параметров настройки релейной защиты (РЗ)и противоаварийной автоматики (ПАА);
- управление телекоммуникационной сетью технологической и коммерческой информации, предоставление информации всем участникам и субъектам рынка;
- согласование и реализация графиков ремонта оборудования электростанций и электрических сетей;
- оперативное управление переключениями на энергообъектах;
- долгосрочное планирование режимов работы ЕЭС России;
- проведение единой технической политики в развитии систем
противоаварийного управления, АСДУ, связи и АСКУЭ;
- организация подготовки кадров в сфере оперативно-технологического управления.
Целями и задачами коммерческого оператора является организация торговли на рынке электроэнергии, расчетов между субъектами рынка за поставленную (полученную) электроэнергию.
В основе построения системы диспетчерского управления лежат следующие основные принципы:
1. разграничение диспетчерских и общехозяйственных функций с обеспечением независимости системы диспетчерского управления от административно – хозяйственного руководства энергокомпаниями;
2. иерархическое построение системы с прямым подчинением дежурного оперативного персонала каждой ступени управления персоналу более высокого уровня иерархии;
3. предоставление персоналу каждой ступени максимальной самостоятельности в выполнении всех оперативных функций, не требующих вмешательства оперативного руководителя более высокой ступени;
4. четкое разграничение функций и ответственности оперативного
персонала всех ступеней управления по ведению нормальных режимов и ликвидации аварийных нарушений;
5. строгая диспетчерская дисциплина.
Долгосрочное планирование режимов – на месяц, квартал, год.
Краткосрочное планирование режимов на сутки, неделю;
Оперативное управление текущими режимами, осуществляется
дежурным оперативным персоналом;
Автоматическое управление нормальными и аварийными режимами в темпе технологических процессов осуществляется с помощью противоаварийной и режимной автоматики.
Диспетчерское технологическое управление должно быть организовано по иерархической структуре, предусматривающей распределение функций технологического управления между уровнями, а также строгую подчиненность нижестоящих уровней управления вышестоящим.
Все органы диспетчерского технологического управления, независимо от форм собственности соответствующего субъекта рынка, входящего в состав энергосистемы (ОЭС, ЕЭС), должны подчиняться командам (указаниям) вышестоящего технологического диспетчера.
Предусматриваются две категории оперативной подчиненности:
оперативное управление и оперативное ведение.
В оперативном управлении соответствующего диспетчера должны находиться силовое оборудование и средства управления, операции с которыми требуют координации действий подчиненного диспетчерского персонала и согласованного выполнения операций на нескольких объектах разного оперативного подчинения.
В оперативном ведении диспетчера должны находиться силовое
оборудование и средства управления, состояние и режим которых
влияют на режим работы соответствующей энергосистемы (ОЭС, ЕЭС). Операции с таким оборудованием и средствами управления
должны проводиться с разрешения соответствующего диспетчера.
СО в долгосрочном плане осуществляет:
- прогнозирование потребления энергии и характерных графиков
нагрузки;
- Разработка балансов мощности и электроэнергии;
- Оптимизация планов использования энергоресурсов и проведения капитальных ремонтов основного оборудования;
- Разработка схем и режимов для характерных периодов года (осенне-зимний максимум, период паводка и др.), а также в связи с вводом новых объектов и расширением состава параллельно работающих ЭЭС;
- Решение всего комплекса вопросов повышения надежности электроснабжения и качества электроэнергии, внедрения и совершенствования средств диспетчерского управления и систем автоматического управления нормальными и аварийными режимами;
- Разработка диспетчерских инструкций.
Долгосрочные планы регулярно корректируются по мере изменения и уточнения условий работы ЕЭС (уровень потребления, обеспеченность гидроресурсами, топливная конъюнктура и т.д.).
Результаты долгосрочного планирования играют роль основных
ограничений, которые должны быть наложены на краткосрочные
планы (недельные или суточные расходы гидроресурсов, ремонтные мощности и т.д.). Краткосрочные планы оптимизируются с
учетом указанных ограничений на основе более полной и точной
информации об условиях работы в этом цикле у правления. При
разработке краткосрочного режима ряд ограничений, связанных
с требованиями надежности и качества энергии, подлежат уточнению.
Оперативное управление (ведение текущего режима оперативным персоналом) осуществляется:
по суточным планам - графикам;
при отклонениях от плана (по потребляемой мощности,
состоянию оборудования и др.) проводится необходимая корректировка режима для обеспечения требований надежности, качества и экономичности («дооптимизация» режима).
Низший временной уровень – уровень автоматического управления, проводимого централизованными и местными (децентрализованными) системами и устройствами автоматического регулирования режима, устройствами РЗ и ПА и т.д.