Система мониторинга переходных режимов

Page 1
background image

Page 2
background image

СеТи 

РОССии

52

управление

С

истема  мониторинга  пере-

ходных  режимов  (далее  —  

СМПР), использующая техно- 

логию  синхронизированной 

векторной  регистрации  параметров 

электрического  режима  (технология 

СВРП)  электроэнергетической  систе-

мы  (далее  —  ЭЭС),  впервые  начала 

внедряться  как  подсистема  инфор-

мационного  обеспечения  управле-

ния  режимами  ЭЭС  в  конце  80-х 

годов  прошлого  столетия.  Ее  появ-

ление  и  развитие  было  обусловлено 

усложнением  топологии  и  структуры 

генерации  и  потребления  электро-

энергетических систем, повышением 

количества  и  увеличением  тяжести 

крупных  системных  аварий,  а  также 

появлением и широким внедрением 

технологии  глобального  позициони-

рования  (Global  Positioning  System, 

GPS),  позволившей  синхронизиро-

вать  измерения  и  получить  такой 

важный  для  динамического  анализа 

параметр,  как  взаимный  угол  на-

пряжения,  который  не  удавалось  по-

лучить с помощью существующих си-

стем информационного обеспечения.

С  созданием  СМПР  появилась 

возможность  получать  более  де-

тальную  информацию  о  параметрах 

установившихся и главным образом 

переходных  режимов  ЕЭС/ОЭС,  воз-

никающих  вследствие  технологиче-

ских  нарушений  или  аварий.  Изуче-

ние  этой  информации  дает  новые 

сведения о динамических свойствах 

системы,  позволяет  совершенство-

вать расчетные модели, решать дру-

гие  задачи  по  повышению  качества 

и надежности управления режимами.

сМПр эНергооБъеДиНеНия 

стрАН сНг и БАлтии 

В  объединении  энергосистем 

стран  СНГ  и  Балтии  (далее  —  ЕЭС/

ОЭС)  СМПР  начала  развиваться  с 

2005 г. На 1 января 2010 г. в ЕЭС/

ОЭС  функционировало  39  регистра-

торов СМПР, в том числе 32 — в ЕЭС 

России. 

В  ближайшее  время  концерном 

«Росэнергоатом»  запланирован  ввод 

регистраторов  на  атомных  электро-

станциях  ЕЭС  России.  Планируется 

также создание СМПР в энергосисте-

мах стран Балтии.

Систему мониторинга переходных 

режимов  можно  разделить  на  три 

подсистемы.

измерительная подсистема.

 Ап-

паратная  реализация  регистрато-

ров  СМПР,  алгоритмы  вычисления 

основных параметров электрическо-

го режима на основании измерений 

мгновенных  значений  токов  и  на-

систЕМа 

мониторинга

 

переходных 

режимов 

Андрей ЖУКОВ, заместитель главного диспетчера, 

 Юрий КУлИКОВ, начальник отдела 

 научно-технического сотрудничества,  

Анатолий ДЕМЧУК, руководитель Центра внедрения 

 противоаварийной и режимной автоматики,

Иван МАЦКЕВИЧ, заместитель руководителя Центра вне-

дрения противоаварийной и режимной автоматики,  

ОАО «Системный оператор Единой энергетической системы»


Page 3
background image

53

№ 2, сентябрь-октябрь, 2010

пряжений  и  специализированное 

программное обеспечение, реализу-

ющее данные алгоритмы. 

Регистраторы  устанавливаются  в 

крупных энергоузлах, на межсистем-

ных связях и на электростанциях вто-

ричного  регулирования.  Ими  осна-

щаются объекты, распределенные по 

всей территории энергообъединения 

ЕЭС/ОЭС  —  с  юга  (Южноказахстан-

ская  ГРЭС)  на  север  (ПС  «Ленин-

градская») и с востока (Харанорская 

ГРЭС) на запад (ПС «Западноукраин-

ская»). Схема размещения регистра-

торов показана на рис. 1.

транспортная  подсистема. 

Спе-

циализированное программное обе-

спечение,  средства  вычислительной 

техники,  активное  сетевое  оборудо-

вание,  каналообразующее  оборудо-

вание, физические каналы передачи 

данных.

Автоматизированная 

система 

сбора  информации  СМПР  представ-

ляется  на  каждом  объекте  автома-

тизации  (диспетчерском  центре, 

подстанции,  станции)  двумя  подси-

стемами:  система  приема,  обработ-

ки и хранения и система межуровне-

вого обмена (рис. 2). 

По  аналогии  с  зарубежными 

WAMS  такой  комплекс  на  каждом 

объекте  является  концентратором 

данных  с  расширенным  объемом 

выполняемых функций. 

Подсистема  обработки  данных. 

Центры обработки данных, выполняю-

щие при помощи специализированно-

го программного обеспечения анализ 

текущих  и  ретроспективных  нормаль-

ных  и  аварийных  режимов  и  различ-

ные функции в процессах управления 

режимами энергообъединения.

осНоВНЫе НАПрАВлеНия  

и ПерсПектиВЫ ПриМеНеНия 

теХНологии сВрП

Технология  СВРП  предоставляет 

значительно  больший  объем  инфор-

мации  по  сравнению  с  существу-

ющими  системами  телеизмерений. 

Возможность использования этой ин-

формации для решения тех или иных 

задач критическим образом зависит 

от  возможности  ее  передачи  от  ме-

ста  регистрации  в  центр  обработки. 

В связи с этим использование техно-

логии СВРП может быть разделено на 

две основные категории: 

•  области  применения  технологии 

СВРП,  не  требующие  передачи 

информации в режиме реального 

времени (off-line задачи); 

•  области  применения  технологии 

СВРП  для  управления  работой 

энергосистем в режиме реально-

го времени (on-line задачи).

Среди off-line приложений можно 

выделить  верификацию  динамиче-

ских моделей, мониторинг низкоча-

стотных колебаний энергосистемы и 

анализ  технологических  нарушений 

и аварий.

На  первом  этапе  освоения  техно-

логии  СВРП  Системным  оператором 

1.  ПС «Ленинградская»

2.  ПС «Коноша»

3.  ПС «Выборгская»

4.  Костромская ГРЭС

5.  Загорская ГАЭС

6.  Рязанская ГРЭС

7.  Волжская ГЭС

8.  ПС «Чирюрт»

9.  Ставропольская ГРЭС

10.  ПС «Центральная»

11.  Жигулевская ГЭС

12.  Заинская ГРЭС

13.  Рефтинская ГРЭС

14.  Сургутская ГРЭС-2

15.  Троицкая ГРЭС

16.  Сургутская ГРЭС-1

17.  ПС «Вятка»

18.  ПС «Тюмень»

19.  ПС «Бекетово»

20.  Харанорская ГРЭС

21.  ПС «Алтай»

22.  Назаровская ГРЭС

23.  Саяно-Шушенская ГЭС

24.  Братский ПП

25.  ПС «Холмогорская»

26.  ПС «Аврора»

27.  ПС «Таркосале»

28.  ПС «Уренгойская»

29.  ПС «Ямбург»

30.  ПС «Экибазстузская»

31.  Южноказахстанская ГРЭС

32.  ПС «Мукачево»

33.  ПС «Западноукраинская»

34.  Хмельницкая АЭС

35.  ПС «Южноукраинская»

36.  ПС «Донбасская»

грэс — городская рабочая  

электростанция

гэс — гидроэлектростанция

гАэс — гидроаккумулирующая 

электростанция

Пс — подстанция

— регистраторы СМПР,  

находящиеся в работе (36)

 рис. 1. схема размещения регистраторов сМПр

3

29

28

27

26

25

15

11

18

13

8

9

7

10

36

35

6

4

19

12

22

34

33

32

5

1

2

17

14

16

24

31

30

21

23

20


Page 4
background image

54

СеТи  РОССии

ЕЭС решены задачи верификации ди-

намических  моделей  и  мониторинга 

низкочастотных колебаний. Процедура 

верификации  динамических  моделей 

реализована в ЕЭС/ОЭС с 2007 г. для 

режимов зимнего максимума, летнего 

минимума, весны и осени.

На  рис.  3  приведены  регистро-

граммы одного из технологических на-

рушений, которое использовалось для 

верификации динамической модели —  

отделения  энергосистемы  Централь-

ной  Азии  от  ЕЭС/ОЭС  с  небалансом 

активной  мощности  1000  МВт,  кото-

рое произошло 1 февраля 2007 года. 

Регистрограммы  фиксировались 

на шинах ПС «Ленинградской» и под-

станций  Костромской  и  Троицкой 

ГРЭС.

Результаты моделирования этого на-

рушения с помощью программно-вы-

числительного  комплекса  EUROSTAG  

показаны на рис. 4.

  Кривые  расчетов  и  измерений 

сравниваются  по  следующим  пока-

зателям: 

•  максимальные отклонения часто-

ты напряжения в точках установки 

цифровых регистраторов СМПР;

•  установившееся  значение  час- 

тоты напряжения;

•  максимальные  амплитуды  коле-

баний относительных углов напря-

жения;

•  коэффициенты корреляции между 

измеренными  и  расчетными 

изменениями  рассматриваемых 

параметров  в  точках  установки 

цифровых регистраторов СМПР.

В  случае  значительного  отклоне-

ния экспериментальных и расчетных 

показателей  производится  настрой-

ка модели путем изменения настро-

ечных  коэффициентов  регуляторов 

скорости  вращения  турбин  и  (или) 

характеристик нагрузки — их коэффи-

циентов чувствительности по частоте 

и напряжению.

Постоянная  верификация  и  актуа-

лизация базовой динамической моде-

ли (БДМ) позволит использовать ее как 

эталонную модель, которая обеспечит 

создание  и  актуализацию  динамиче-

ских  моделей  отдельных  ОЭС,  приме-

няющихся  в  службах  электрических 

режимов  Системного  оператора.  Это 

повысит  точность  анализа  электро-

механических  переходных  процессов 

при  решении  технологических  задач 

и  обеспечит  выполнение  требований 

нормативных  документов  при  назна-

чении электрических режимов.

Верификация БДМ и подобных ди-

намических моделей отдельных ОЭС 

должна  выполняться  периодически, 

на постоянной основе.

Дальнейшее развитие технологии 

верификации связано с необходимо-

стью  автоматизации  процедуры  под-

готовки динамической модели, вклю-

чающей:

•  сбор  информации  с  регистрато-

ров СМПР;

•  получение  предаварийного  элек-

трического режима;

•  сбор  данных  оперативно-ин-

формационного комплекса (ОИК) 

Системного оператора о составе и 

загрузке генерирующего оборудо-

вания электростанций на момент 

возникновения  технологического 

нарушения.

Для  этого  необходимо  автомати-

зировать процесс сбора информации 

с  регистраторов  СМПР  и  процедуру 

получения  предшествующего  элек-

трического  режима,  а  также  разра-

ботать  методические  указания  по 

верификации динамических моделей 

ОЭС/ЕЭС.

Процедура мониторинга низкоча-

стотных  колебаний  разработана  как 

для  установившихся  режимов,  так  и 

рис. 2. Архитектура системы сбора информации


Page 5
background image

55

№ 2, сентябрь-октябрь, 2010

для  переходных,  возникающих  в  ре-

зультате  значительных  небалансов 

активной мощности в системе. 

Например,  мониторинг  низко-

частотных  колебаний  в  установив-

шемся  режиме,  проведенный  19 

декабря 2007 г., позволил построить 

автоспектр  отклонения  частоты  на 

15-минутных  интервалах  суточной 

регистрограммы,  показанный  на 

рис. 5, из которого видно, что низко-

частотные  колебания  в  диапазоне 

частот 0,015 Гц и выше имеют незна-

чительные  амплитуды,  находящиеся 

в пределах погрешности измерений.

Мониторинг динамических свойств 

энергосистемы  необходимо  периоди-

чески проводить в ОАО «СО ЕЭС» и его 

филиалах  для  регулярной  проверки 

низкочастотных  колебаний  эксплуа-

тационных  электрических  режимов, 

определения  «проблемных»  мест  и 

разработки рекомендаций по выбору 

мест  установки  дополнительных  АРВ 

сильного действия и оптимизации на-

строек каналов системной стабилиза-

ции АРВ на действующих энергообъ-

ектах.

Для дальнейшего развития мони-

торинга динамических свойств энер-

госистемы  необходимо  разработать 

специализированное ПО для анализа 

низкочастотных колебаний в эксплуа-

тационных электрических режимах и 

внедрить его в исполнительном аппа-

рате ОАО «СО ЕЭС».

Анализ  технологических  нару-

шений  и  аварий

  с  использованием 

данных СМПР проводится в ЕЭС Рос-

сии  в  экспериментальном  порядке. 

Для  дальнейшего  развития  этого  на-

правления  необходимо  разработать 

процедуру  анализа  технологических 

нарушений  и  аварий  с  использова-

нием  технологии  СВРП  и  увеличить 

количество  регистраторов  СМПР  на 

энергообъектах ЕЭС/ОЭС.

Это  позволит  выполнить  верифи-

кацию динамической модели по тех-

нологическому  нарушению  (данным 

СМПР)  и  использовать  ее  как  для 

анализа  причин  аварий,  так  и  для 

разработки  научно-технических  ре-

комендаций  по  их  предотвращению 

в будущем.

On-line  приложения  технологии 

СВРП  предлагается  использовать  в 

следующих областях:

•  оценка состояния;

•  мониторинг уровней устойчивости;

•  мониторинг  асинхронных  режи-

мов;

рис. 5. Автоспектр суточных отклонений частоты на шинах  

рефтинской грэс 

рис. 3. Натурные регистрограммы изменения частоты при отделении  

энергосистемы центральной Азии от еэс/оэс

Костромская ГРЭС
Троицкая ГРЭС
ПС «Ленинградская»

рис. 4. расчетные кривые изменения частоты при отделении  

энергосистемы центральной Азии от еэс/оэс

Костромская ГРЭС
Троицкая ГРЭС
ПС «Ленинградская»

Амплитуда, мГц

Частота, Гц

Интервал оценки 

15 минут


Page 6
background image

56

СеТи  РОССии

•  мониторинг  функционирования 

систем  возбуждения  и  автомати-

ческих  регуляторов  возбуждения 

генераторов электростанций;

•  противоаварийное управление.

Оценка  состояния  решается  на 

всех  уровнях  диспетчерского  управ-

ления  (СО,  ОДУ,  РДУ)  с  использо-

ванием  ПО  «Космос».  Источником 

сведений  для  ПО  «Космос»  является 

информация из ОИК СК-2003. 

Использование  данных  регистра-

торов  СМПР  для  ПО  «Космос»  реа-

лизовано  в  Тюменском  РДУ  в  виде 

подсистемы  системы  мониторинга 

уровней устойчивости. При этом дан-

ные  регистраторов  СМПР  использу-

ются в качестве информации, дубли-

рующей ОИК. 

В  перспективе  предполагается 

организовать  более  широкое  ис-

пользование  данных  регистраторов 

СМПР  для  ПО  «Космос»  в  качестве 

информации,  дополняющей  ОИК. 

Для этого необходимо разработать и 

внедрить  в  эксплуатацию  автомати-

ческую  систему  сбора  информации 

с регистраторов СМПР и ее передачу 

в  ОИК  всех  уровней  диспетчерского 

управления.

Мониторинг уровней устойчиво-

сти

 реализован в ОЭС Урала в виде 

системы мониторинга запасов устой-

чивости в северных регионах Тюмен-

ской  области  (СМЗУ  в  СРТО).  СМЗУ 

позволяет определять опасные сече-

ния в системообразующей сети и их 

пропускную  способность  в  условиях 

реального времени. 

Программно-технический 

ком-

плекс системы мониторинга запасов 

устойчивости  состоит  из  следующих 

элементов (рис. 6):

•  Измерительная  система  СМЗУ 

располагается на объектах управ-

ления региональной электроэнер-

гетической  системы  (4  подстан-

ции,  2  электростанции)  и  состоит 

из измерительных трансформато-

ров тока и напряжения, регистра-

торов СМПР и необходимых ком-

муникационных каналов;

•  измерительная  система  обеспе-

чивает  поток  измеряемых  и  вы-

числяемых данных на следующий 

уровень СМЗУ — систему сбора —  

посредством  канала  передачи 

данных,  представляющего  собой 

два физических канала с пропуск-

ной способностью не менее 256 

кбит/с (или не менее 128 кбит/с 

на  одно  наблюдаемое  присоеди-

нение).

Принятый в СМЗУ протокол обме-

на информацией — IEEE C37.118.

Оценка состояния является базо-

вой  задачей  комплекса  оперативно-

диспетчерского  управления.  В  ре-

зультате  ее  решения  формируется 

расчетная  модель  текущего  устано-

вившегося режима. 

Технология  векторного  измере-

ния  параметров  позволила  расши-

рить их перечень, используемый при 

оценке  состояния  за  счет  учета  вза-

имных  углов  напряжений  в  различ-

ных  узловых  точках  энергосистемы, 

что, в свою очередь, позволяет повы-

сить точность оценки. 

Новый  модуль  оценки  состояния 

в настоящее время функционирует в 

составе СМЗУ и выполняет расчеты в 

циклическом режиме.

По  модели  реального  времени 

производится  расчет  условий  устой-

чивости  с  помощью  информацион-

ной  расчетной  системы  (ИРС).  Она 

предназначена  для  автоматизиро-

ванной  обработки  информации,  по-

ступающей от векторных регистрато-

ров параметров режима, а также от 

системы  сбора  и  обработки  телеме-

трии  (SCADA),  расчета  максимально 

допустимых перетоков (МДП) и опре-

деления опасных сечений. 

Расчет МДП текущего режима по-

зволяет диспетчеру принимать реше-

ния, опираясь на реальные значения 

МДП  и  получить  экономический  эф-

фект,  скорректировав  ограничения 

по  перетокам  мощности  в  опасных 

сечениях и реальном времени.

В  2009  г.  СМЗУ  в  северных  ре-

гионах  Тюменской  области  введена 

рис. 6. структура программно-технического комплекса сМЗУ

Измерительная 

система

Оценка состояния, получение 

модели установившегося  

режима в реальном времени

Расчет условий  

устойчивости по 

модели реального 

времени

Расчет максимально  

допустимого перетока  

текущего режима

Принятие решений по 

управлению режимами

в  промышленную  эксплуатацию.  В 

перспективе  предполагается  орга-

низовать  внедрение  СМЗУ  в  других 

операционных зонах СО и в системо-

образующей  сети  ЕЭС  России,  для 

чего  потребуется  внести  изменения 

в  нормативные  документы,  учиты-

вающие использование при ведении 

режима измерения угла напряжения.

Мониторинг асинхронных режи-

мов

 может быть организован на базе 

измерения взаимных углов векторов 

напряжений различных ОЭС ЕЭС Рос-

сии. Это даст возможность повысить 

уровень  исследования  длительных 

асинхронных режимов и разработать 

новые методы управления ими.

Мониторинг  функционирования 

систем  возбуждения  и  автомати-

ческих  регуляторов  возбуждения 

(АрВ)  генераторов  электростанций

 

позволяет  оценить  правильность  ра-

боты  АРВ  в  части  демпфирования 

синхронных  колебаний  в  системе  и 

поддержания  заданных  уровней  на-

пряжения на шинах электростанций. 

При  этом  АРВ  рассматривается  как 

один из основных системных регуля-

торов,  обеспечивающих  надежность 

функционирования ЕЭС России. Этот 

вид мониторинга предполагается ор-

ганизовывать  на  всех  крупных  элек-

тростанциях, для чего необходимо:

•  разработать  технологию  монито-

ринга  функционирования  систем 

возбуждения  и  автоматических 

регуляторов возбуждения генера-

торов электростанций;

•  создать  системный  проект  мони-

торинга  функционирования  сис- 

тем  возбуждения  и  автоматиче-

ских  регуляторов  возбуждения 

генераторов электростанций;

•  выпустить  нормативно-техничес-

кую  документацию  (НТД),  обе-

спечивающую  мониторинг  функ- 

ционирования  систем  возбуж- 


Page 7
background image

57

№ 2, сентябрь-октябрь, 2010

дения  и  автоматических  регуля-

торов  возбуждения  генераторов 

электростанций.

Мониторинг правильности функ-

ционирования  АрВ  и  систем  воз-

буждения  генераторов

  позволит 

осуществлять  контроль  соответствия 

действительности  заявляемых  элек-

тростанциями  характеристик  уста-

новленных  на  генераторах  систем 

и  регуляторов  возбуждения,  а  также 

правильности  выбранных  настро-

ек  системных  стабилизаторов,  что, 

в  свою  очередь,  позволит  повысить 

уровень  системной  надежности  ЕЭС 

России.

Сегодня  регистраторы  СМПР  для 

противоаварийного  управления  в 

ЕЭС России не используются. Задача-

ми  по  развитию  противоаварийной 

автоматики  (ПА)  на  основе  исполь-

зования  функциональных  возможно-

стей СМПР являются:

•  создание  пусковых  органов  ПА 

нового типа на основе технологии 

СВРП;

•  разработка ПА с использованием 

пусковых органов нового типа;

•  создание  ПА  для  выявления  и 

недопущения угрозы возникнове-

ния каскадных аварий.

Технологии  СВРП  позволяют  раз-

работать  координирующую  систему 

ПА более высокого уровня.

коНВергеНция сМПр  

и SCADA/еМS

Принципы взаимодействия 

 с другими информационными 

системами

Существующая  практика  постро-

ения  систем  сбора  информации  и 

передачи  управляющих  воздействий 

(SCADA  или,  по  сложившейся  в  рос-

сийском  диспетчерском  управлении 

практике,  оперативных  информаци-

онных  комплексов  —  ОИК)  форми-

ровалась  на  протяжении  почти  40 

последних  лет.  Математическое  обе-

спечение  методов  управления  нор-

мальными,  переходными  и  аварий-

ными режимами создавалось исходя 

из возможного информационного их 

обеспечения. В свою очередь, инфор-

мационное  обеспечение  складыва-

лось  из  доступности  телеизмерений, 

телесигнализации  и  телеуправления, 

средств  вычислительной  техники  и 

программного обеспечения.

Классическая  телеметрия,  как 

правило,  ориентирована  на  получе-

ние  измерений  с  дискретностью,  не 

превышающей 1 сек. Этого достаточ-

но  для  анализа  относительно  «мед-

ленных» процессов в ЭЭС.

Однако  развитие  систем  из-

мерения  (в  том  числе  и  появ-

ление  целого  класса  цифровых 

измерителей-преобразователей  и 

многофункциональных  устройств), 

систем  передачи  данных  и  средств 

для  их  обработки  формирует  инфор-

мационную  базу  для  внедрения  в 

практику диспетчерского управления 

новых  математических  и  электро-

технических  методов,  ранее  не  при-

менявшихся в силу низкого качества 

исходных данных.

Важно  понимать,  что  никакого 

противоречия  между  сложившейся 

практикой  создания  и  внедрения 

SCADA/EMS  и  систем  типа  СМПР 

(WAMS) и вариантами их дальнейше-

го  развития  (WACS,  WAPS)  не  суще-

ствует.  Указанные  системы  могут  и 

должны существовать и развиваться 

в  соответствии  с  принципами  взаи-

модополнения.  Конечной  точкой  та-

кого  развития  должна  стать  полная 

конвергенция  подходов  и  методов 

данных практик организации сбора и 

обработки информации.

По  своей  сути  IED  (intelligent 

electronic  device)  —  интеллектуаль-

ные  электронные  устройства,  под-

видом  которых  являются  реги-

страторы  различных  типов  —  это 

многофункциональные  устройст-

ва, способные выполнять функции 

как  систем  телемеханики,  так  и 

регистраторов  СМПР  (а  также 

регистраторов аварийных режи-

мов и др.). 

Необходимо  отметить  ряд  

существенных  отличий,  ко-

торые  предоставляют  тех-

нологии  IED  и  развитие 

современных систем телеком-

муникаций:

•  в о з м о ж н о с т ь 

обмена  инфор-

мацией не толь- 

ко  по  схеме 

«объект  управ-

ления — диспет-

черский центр», 

но  и  «объект 

управления  — 

объект управле-

ния»;

•  о б е с п е ч е н и е 

синхронизации 

измерений  по 

астрономичес-

кому  времени  с  применением 

технологии GPS и ей подобных;

•  возможность  вычислять  полный 

состав параметров электрическо-

го  режима  и  параметров  схемы 

замещения на объектах управле-

ния;

•  возможность  предоставления  ин- 

формации требуемого качества в 

точке ее потребления;

•  возможность  определения  пара-

метров  оборудования  электриче-

ских  станций,  подстанций  и  ЛЭП, 

ранее  совершенно  недоступных 

технологам  и  специалистам  сете-

вых,  генерирующих  и  диспетчер-

ских компаний.

Такие  возможности  предостав-

ляют  перспективу  развития  систем 

мониторинга,  управления  и  анализа 

для всех составляющих современных 

АСУ ТП, релейной защиты и противо-

аварийного  управления  ЭЭС.  Мето-

ды  их  информационной  интеграции 

предстоит  определить  и  системати-

зировать  в  рамках  формирования 

нового  национального  стандарта 

на  системы  телеизмерений,  телеу-

правления,  релей-

ной  защиты  и 

противоа-

варийной 

автомати-

ки. 


Читать онлайн

Система мониторинга переходных режимов (далее — СМПР), использующая технологию синхронизированной векторной регистрации параметров электрического режима (технология СВРП)электроэнергетической системы (далее — ЭЭС), впервые начала внедряться как подсистема информационного обеспечения управления режимами ЭЭС в конце 80-хгодов прошлого столетия. Ее появление и развитие было обусловлено усложнением топологии и структуры генерации и потребления электроэнергетических систем, повышением количества и увеличением тяжести крупных системных аварий, а также появлением и широким внедрением технологии глобального позиционирования (Global Positioning System, GPS), позволившей синхронизировать измерения и получить такой важный для динамического анализа параметр, как взаимный угол напряжения, который не удавалось получить с помощью существующих систем информационного обеспечения.

Поделиться:

Спецвыпуск «Россети» № 1(24), март 2022

Учебно-тренировочный комплекс ПАО «Россети Ленэнерго» по обучению современным цифровым технологиям

Цифровая трансформация / Цифровые сети / Цифровая подстанция Подготовка кадров
Виктор Катенев, Артем Суворов (ПАО «Россети Ленэнерго»)
Спецвыпуск «Россети» № 1(24), март 2022

Передовые технологии группы компаний «Россети»

Управление сетями / Развитие сетей Цифровая трансформация / Цифровые сети / Цифровая подстанция
Григорий Гладковский, Дмитрий Капустин (ПАО «Россети»), Эльдар Магадеев (НТС «Россети» / «Россети ФСК ЕЭС»)
«ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача и распределение»