Прежде всего разберемся, как технологии дистанционного управления появлялись на предприятиях Группы РусГидро.

С чем работать

– Развитие дистанционного управления обусловлено широким внедрением на сетевых и генерирующих энергообъектах микропроцессорных устройств релейной защиты и автоматики, а вслед за этим – верхнего уровня автоматизированных систем управления технологическими процессами. Это позволило создать основу для управления основным электротехническим и гидромеханическим оборудованием с рабочего места начальника смены станции без необходимости использования ключей, установленных в шкафах управления рядом с самим оборудованием, – рассказывает начальник управления Департамента информационных технологий и цифрового развития РусГидро Дмитрий Жуков.

Такое управление называется дистанционным, однако осуществляется в пределах энергообъекта. Дистанция в данном случае ограничивается расстоянием от щита управления ГЭС до оборудования в машинном зале или на распределительном устройстве.

Энергетическая стратегия Российской Федерации, принятая пять лет назад, предусматривает переход на полное автоматическое дистанционное управление режимами работы объектов генерации мощностью 25 и более МВт и сетевых объектов напряжением 220 кВ и выше. И предполагает дистанционное управление, которое осуществляется из диспетчерского центра или центра управления эксплуатирующей организации, которые могут быть расположены на значительном расстоянии от самого энергообъекта.

РусГидро стало первой генерирующей компанией в РФ, которая внедрила дистанционное управление распределительным устройством ГЭС напряжением 500 кВ, пилотным объектом стала Воткинская ГЭС. За пять лет данные технологии были тиражированы на Загорской ГАЭС, Саяно-Шушенской, Майнской ГЭС, Зеленчукской ГЭС-ГАЭС, Рыбинской ГЭС и Зарамагской ГЭС-1. Для строящихся объектов генерации и при модернизации систем управления действующих энергообъектов внедрение технологии дистанционного управления электросетевым оборудованием и устройствами РЗА является обязательным.

Заместитель начальника Оперативной службы Воткинской ГЭС Константин Бурнышев отмечает: «С внедрением дистанционного управления существенно снижены риски по безопасности персонала, так как работники Оперативной службы не присутствуют непосредственно в электроустановке во время производства операций с коммутационными аппаратами». Помимо этого, сократилось время на подготовку режима в прилегающей сети в связи с тем, что производство переключений в первичной схеме с применением дистанционного управления осуществляется из диспетчерских центров Системного оператора. Применение автоматизированных программ переключений в АСДУ Системного оператора и автоматизированных бланков переключений в АСУТП ГЭС упрощает процесс производства переключений».

Большая разница

Что касается технологий дистанционного управления активной и реактивной мощностью ГЭС из диспетчерских центров Системного оператора, то они отличаются для крупных и малых ГЭС.

Если установленная мощность ГЭС свыше 30 МВт или количество установленных на ней гидроагрегатов более трех, станция оснащается системой группового регулирования активной мощности (ГРАМ). Это дает возможность для энергообъекта участвовать в автоматическом вторичном регулировании частоты и перетоков активной мощности. Для дистанционного управления используются системы доведения плановой мощности (СДПМ) региональных диспетчерских центров Системного оператора, от которых диспетчерские графики и команды автоматически доставляются до систем управления электростанций. Данная технология отрабатывалась в ходе совместного пилотного проекта Системного оператора и РусГидро по внедрению в диспетчерских центрах СО информационно-управляющей системы доведения плановой мощности.

Первым в ЕЭС России объектом генерации, на котором в 2018 году была внедрена такая технология, стала Чиркейская ГЭС. Всего за семь лет проекты подключения к системе были осуществлены на 20 ГЭС РусГидро.

Реализованная интеграция систем СДПМ и ГРАМ существенно повысила надежность и оперативность передачи информации, позволила снять нагрузку с оперативного персонала ГЭС по ручному вводу данных задания плановой мощности. Решение, разработанное специалистами РусГидро и Системного оператора, получило высокую оценку Минэнерго РФ и дальнейшее развитие в проектах ВИЭ и тепловой генерации.

Дело за малыми

На малых гидростанциях отсутствуют системы ГРАМ. Функции приема и исполнения плановых диспетчерских графиков и команд возложены на АСУТП энергообъекта. Кроме того, для передачи плановых графиков используется новый тип каналов связи. У АСУТП должна быть реализована функция распределения общего задания по активной мощности для ГЭС между гидроагрегатами в автоматическом режиме, то есть без участия персонала.

Впервые данная технология была внедрена на Зарагижской ГЭС в 2022 году. Продолжаются работы по внедрению дистанционного управления активной и реактивной мощностью на Усть-Джегутинской, Красногорской, Правокубанской малых ГЭС. В планах – тиражирование на все гидро- и теплоэлектростанции Группы РусГидро.

Технологии дистанционного управления особенно важны для создания «безлюдных ГЭС». В прошлом году впервые в стране был введен в эксплуатацию Центр управления каскадом малых ГЭС (ЦУГ) Карачаево-Черкесского филиала РусГидро. По сути, это новый этап в развитии цифровых технологий дистанционного управления генерирующими объектами.

Ключевые параметры режима работы малой ГЭС задаются дистанционно с использованием автоматизированной системы технологического управления ЦУГ. При этом обеспечивается оптимизация работы гидроэлектростанций, находящихся в составе одного гидроузла или каскада гидроузлов одного бассейна реки. На верхнем уровне управления функционирует информационная система Ситуационно-аналитического центра, обеспечивающая отображение, обработку и анализ информации по всем малым ГЭС РусГидро. На этом уровне решаются комплексные задачи реагирования и ликвидации аварийных событий, оповещения персонала и контроля режима работы электростанций.

Начальник смены ЦУГ выполняет функции начальника смены станции нескольких малых ГЭС. Он может пускать и останавливать гидроагрегаты, управлять распредустройством на расстоянии. В то время как на самих малых станциях остается только дежурный машинист. Чтобы это стало возможным, были разработаны и утверждены необходимые нормативные документы, осуществлена интеграция автоматизированной системы технологического управления с АСУТП МГЭС, созданы каналы связи до каждой станции. В случае возникновения внештатной ситуации прежде всего срабатывают устройства РЗиА. Далее, в зависимости от ситуации, нормальный режим работы может быть восстановлен дистанционно либо на МГЭС в течение часа должен прибыть оперативный персонал ближайшей крупной ГЭС. Надо отметить, что в случае потери всех каналов связи между малыми ГЭС и ЦУГ Системный оператор может напрямую остановить выработку гидростанций.

– С созданием ЦУГ в филиале мы получили целый ряд преимуществ: это единое управление водно-энергетическим режимом работы малых ГЭС, построение оптимальных графиков нагрузки с использованием притока реки Кубани и перераспределенной части стока рек Большого и Малого Зеленчука через гидроагрегаты Зеленчукской ГЭС-ГАЭС. Сократилось время исполнения команд Системного оператора, отдаваемых вне графика генерации. Дистанционное управление коммутационными аппаратами позволило уменьшить время производства переключений, локализации и ликвидации аварий, а также минимизировать риски для оперативного персонала, – рассказывает первый заместитель директора – главный инженер Карачаево-Черкесского филиала РусГидро Алексей Гужва.

Опыт внедрения Центра управления каскадом малых ГЭС планируется использовать и в других регионах присутствия энергохолдинга. На очереди создание ЦУГ Кабардино-Балкарского филиала РусГидро. Его специалисты будут осуществлять оперативно-технологическое управление шестью малыми ГЭС республики. Также в планах создание ЦУГ в Чеченской Республике на базе строящейся в настоящее время Нихалойской малой ГЭС.