Системные операторы России и Казахстана совершенствуют совместную работу систем противоаварийной автоматики

Специалисты АО «СО ЕЭС» совместно с коллегами из Национального диспетчерского центра Системного оператора (филиал АО «KEGOC» – НДЦ СО, Республика Казахстан) обеспечили переход на совместную работу централизованных систем противоаварийной автоматики (ЦСПА) ОЭС Сибири и ЕЭС Казахстана с подключением устройства локальной автоматики предотвращения нарушения устойчивости (ЛАПНУ) подстанции (ПС) 1150 кВ Экибастузская в Казахстане под управление программно-технического комплекса верхнего уровня (ПТК ВУ) ЦСПА ОЭС Сибири.

Комплекс АПНУ ПС 1150 кВ Экибастузская является основным комплексом противоаварийной автоматики на межгосударственном транзите 500 кВ Сибирь – Казахстан – Урал. Подключение к ПТК ВУ ЦСПА ОЭС Сибири в качестве ее низового устройства ЛАПНУ ПС 1150 кВ Экибастузская повысит эффективность автоматического противоаварийного управления при возникновении аварийных ситуаций по транзиту Сибирь – Казахстан – Урал.

«Переход на совместную работу централизованных систем противоаварийной автоматики России и Казахстана – новый шаг в планомерной работе по расширению области допустимых режимов, в которых обеспечивается надежная совместной работа энергосистем двух стран. Включение устройства ЛАПНУ ПС 1150 кВ Экибастузская в состав ПТК ВУ ЦСПА ОЭС Сибири повысит эффективность автоматического противоаварийного управления электроэнергетическими режимами на транзите Сибирь – Казахстан – Урал за счет снижения объема управляющих воздействий на отключение генераторов в ОЭС Сибири и ЕЭС Казахстана в объеме до 650 МВт», – отметил генеральный директор ОДУ Сибири Алексей Хлебов.

В настоящее время ЦСПА ОЭС Сибири и ЕЭС Казахстана взаимодействуют с передачей необходимой информации в двух направлениях. В частности, информация о параметрах режима работы северной части ЕЭС Казахстана передается в оперативно-информационный комплекс (ОИК) ОДУ Сибири. С использованием этой информации ЦСПА ОЭС Сибири в режиме реального времени осуществляет выбор и передачу управляющих воздействий в устройство ЛАПНУ на ПС 1150 кВ Экибастузская через ЦСПА ЕЭС Казахстана. Из устройства ЛАПНУ на ПС 1150 кВ Экибастузская через ЦСПА ЕЭС Казахстана в ЦСПА ОЭС Сибири возвращается информация о реализованных параметрах настройки.

Для подключения комплекса противоаварийной автоматики Экибастузской ГРЭС-1 к ЦСПА ОЭС Сибири Системным оператором реализован перечень мероприятий, включающий работы по расширению информационной модели ОЭС Сибири, а также предварительные испытания ПТК ВУ ЦСПА ОЭС Сибири в части корректности расчета управляющих воздействий с учетом внесенных в информационную модель изменений. Специалистами Системного оператора и филиала АО «KEGOC» – НДЦ СО разработана программа и проведена опытная эксплуатация устройства ЛАПНУ на ПС 1150 кВ Экибастузская под управлением ПТК ВУ ЦСПА ОЭС Сибири с передачей таблиц управляющих воздействий через ПТК ВУ ЦСПА ЕЭС Казахстана и проведена контрольная межсистемная противоаварийная тренировка с целью отработки взаимодействия персонала диспетчерских центров по выявлению нарушений и восстановлению информационного обмена между ЦСПА и низовым устройством.

ЦСПА – программно-аппаратный комплекс, предназначенный для обеспечения в автоматическом режиме сохранения устойчивой работы энергосистемы при возникновении аварийных возмущений. Комплекс в реальном времени проводит расчет электроэнергетических режимов, анализ устойчивости энергосистемы и выбор необходимых управляющих воздействий с учетом текущей схемно-режимной ситуации. ЦСПА оптимизирует управляющие воздействия противоаварийной автоматики и расширяет область допустимых режимов работы энергосистемы. ЦСПА имеет двухуровневую структуру: программно-аппаратные комплексы верхнего уровня устанавливаются в диспетчерских центрах, а «низовые» устройства (устройства ЛАПНУ) – на объектах электроэнергетики.

Надежность и эффективность ЦСПА доказана многолетней успешной эксплуатацией. Первые опыты по созданию ЦСПА проводились в Объединенной энергосистеме Урала в 1970-х годах. В 1980–1990-е годы в энергообъединениях ЕЭС России были внедрены ЦСПА первого поколения. Успешный опыт внедрения унифицированной цифровой ЦСПА второго поколения в ОЭС Урала в 2005 году и в энергосистеме Тюменской области в 2007 году был распространен на другие энергосистемы страны. В 2010 году ЦСПА второго поколения была внедрена в ОЭС Средней Волги и ОЭС Юга, а в 2012 году – в ОЭС Сибири. В настоящее время в ЕЭС России работают ЦСПА третьего поколения с расширенным функционалом, включающим более совершенный алгоритм расчета статической устойчивости энергосистемы, а также алгоритм выбора управляющих воздействий по условиям обеспечения динамической устойчивости и новый алгоритм оценки состояния электроэнергетического режима энергосистемы. Совершенствование ЦСПА, как неотъемлемого элемента современной модели противоаварийного управления энергосистемами, является для Системного оператора одной из ключевых задач в области развития цифровых технологий. На протяжении более чем 20 лет важнейшим партнером АО «СО ЕЭС» в области создания и модернизации устройств и комплексов противоаварийной автоматики выступает АО «Институт автоматизации энергетических систем» (АО «ИАЭС»).