Структура оперативного управления режимами работы
Входные сигнала: административные, оперативные поступают к дежурному инженеру станции ->нач.смены КТЦ->машинист энергоблока->обслуживающий персонал. <-структура
Общая характеристика оперативного управления
Объединение электростанций в энергосистемы и дальнейшее объединение энергосистем в Единую Энергетическую Систему России способствует повышению надежности электроснабжения потребителей, обеспечивая за счет использования резерва мощности отдельных энергосистем их взаимопомощь. В результате этого повышается живучесть энергообъединения, которая существенно выше, чем живучесть отдельной энергосистемы и тем более отдельной электростанции. Вместе с тем аварийная ситуация, возникающая в одной из энергосистем, если не будут приняты меры по ее локализации, может, распространяясь последовательно на соседние энергосистемы, охватить все энергообъединение в целом. Все это и наличие единого параметра, такого как частота, потребовали в свое время создания единого центра оперативного управления режимами работы Единой энергетической системы, энергообъединений и электростанций.
Оперативное диспетчерское управление режимами работы энергосистем организуется по иерархической системе и имеет следующие уровни управления:
· ЦДУ ЕЭС России;
· объединенные диспетчерские управления (ОДУ) объединенных энергетических систем (ОЭС);
· оперативно-технологическая часть управления энергосистем, включающая центральные диспетчерские и технологические службы – АО-энерго, в частности пункты управления электростанций и предприятий (районов) электрических и тепловых сетей.
Функции управления распределены между собой диспетчерским персоналом разных уровней в соответствии с требованиями обеспечения оптимального управления энергосистемами в нормальных режимах и быстрейшей ликвидации аварийных ситуаций.
Основные функции цду еэс России и территориальных оду
· организация оперативно-технологического и автоматического управления режимами ЕЭС России и ОЭС;
· осуществление круглосуточного диспетчерского управления, обеспечивающего надежную и устойчивую работу ЕЭС России и ОЭС;
· выполнение расчетов по определению допустимых режимов параллельной работы энергосистем в составе ЕЭС России;
· планирование диспетчерских графиков и обеспечение режимных условий для вывода в ремонт подведомственного оборудования;
· принятие мер по оперативной ликвидации аварийных ситуаций на подведомственном оборудовании;
· обеспечение нормированных параметров качества электроэнергии;
· расчеты и выдача указаний на настройку средств релейной защиты и противоаварийной автоматики подведомственной сети;
· выполнение расчетов энергобалансов на кратко- и долгосрочный периоды;
· обеспечение прохождения информационных потоков технологического процесса производства и распределения электроэнергии;
· осуществление функций технологического оператора на ФОРЭМ;
· производство ежесуточных коммерческих расчетов стоимости проданной или купленной электроэнергии на ФОРЭМ.
Основные функции ЦДС:
· круглосуточное оперативно-технологическое управление согласованной работой электростанций, электрических и тепловых сетей, функционирующих на территории энергосистемы, независимо от их форм собственности и хозяйственного подчинения;
· разработка режимов работы электростанций, электрической и тепловых сетей, обеспечивающих заданные условия энергоснабжения потребителей;
· планирование и режимная подготовка ремонтных работ в энергосистеме;
· расчеты устойчивости энергосистемы и отдельных ее узлов и электростанций;
· расчеты и выдача указаний на настройку средств релейной защиты и противоаварийной автоматики подведомственной сети;
· выполнение требований к качеству электроэнергии и тепла;
· обеспечение экономичности работы энергосистемы и рационального использования энергоресурсов;
· предотвращение и ликвидация технологических нарушений в работе энергосистемы;
· осуществление операций по купле-продаже электроэнергии и мощности на федеральном оптовом рынке.
Реформа диспетчерского управления как составная часть реформы электроэнергетики определяет принципы диспетчеризации и выполнение следующих основных задач:
• планирование и ведение режимов энергообъектов; планирование и подготовка к производству ремонтных работ;
• обеспечение надежности функционирования энергосистемы, ОЭС и ЕЭС России; выполнение требований к качеству электрической энергии;
• создание условий экономичности работы энергосистем за счет минимизации затрат на производство, передачу и распределение электрической энергии;
• предотвращение и ликвидация технологических нарушений (локализация аварий и восстановление нормального режима работы);
• производство переключений, пусков и остановов оборудования.
Диспетчерское управление обеспечивает организационное построение системы управления объектами, быстрое получение и переработку информации на всех ступенях оперативного управления.
Для качественного изменения системы диспетчерского управления должна быть обеспечена финансовая прозрачность предприятий диспетчерского управления, внедрена система управления издержками, обеспечена открытость процессов принятия решений при осуществлении диспетчеризации, четко структурирована нормативно-правовая и технологическая оболочка.
Главными задачами Системного оператора следует считать:
• обеспечение надежного и эффективного функционирования Единой энергетической системы России с соблюдением нормативных показателей качества;
• организацию и развитие технологической структуры конкурентного рынка электроэнергии;
• совершенствование технологического управления процессом передачи электроэнергии для реализации принципа недискриминационного доступа к электрической сети субъектов рынка;
• оказание оперативно-технологических услуг всем участникам параллельной работы и субъектам оптового рынка электроэнергии на недискриминационной основе.
Кроме того, Системный оператор обязан выполнять и дополнительные функции, связанные с организацией параллельной работы субъектов рынка: задание системных ограничений для проведения торгов на рынке «на сутки вперед»; расчет, задание и реализация диспетчерских графиков работы ЕЭС России, ОЭС и субъектов оптового рынка электроэнергии; анализ работы балансирующего рынка и др.
Анализ деловых процессов, выполняемых СО, показывает, что фактически в диспетчерском управлении реализуется ограниченное количество глобальных деловых процессов, число которых может быть сведено к пяти основным:
• планирование состава генерирующего и передающего оборудования;
• распределение между генераторами спроса на электроэнергию;
• расчет областей допустимых значений параметров режима с учетом нормативных запасов устойчивости;
• определение принципов действия автоматики;
• организация переключений в электрической схеме.
На первые три деловых процесса в первую очередь влияет переход к конкурентному рынку. На два последних – структурная реформа отрасли.
Цель реинжиниринга заключается в переходе к управлению режимами с помощью адресованных генераторам и потребителям ценовых сигналов, формирующихся в рамках рынка, мотивирующих его участников на добровольное исполнение действий для управления режимом.
Средствами реинжиниринга являются разработка и внедрение деловых процессов диспетчерского управления, адекватных модели конкурентного рынка, а также технологий, необходимых для поддержки новых деловых процессов.
Следствием реинжиниринга должно быть дальнейшее неуклонное улучшение показателей надежности работы ЕЭС в процессе реформирования.