«Тюменьэнерго» объединяет информационные системы для подготовки процессов цифровизации

Эксперимент по объединению нескольких информационных систем в единую сеть прошёл на ПС 110 кВ «Чульчам» в городе Нягань Ханты-Мансийского автономного округа - Югры.

Автоматизированные системы сбора данных и удалённого управления в «Тюменьэнерго» используются давно и успешно. Это и программный комплекс для диспетчеров ОИК-Диспетчер, позволяющий «видеть» все телесигналы и телеизмерения подконтрольных подстанций, и EKRA Foundation, с помощью которого специалисты службы РЗА удалённо управляют параметрами микропроцессорных терминалов. Но до сих пор платформы работали параллельно и обмен информацией вёлся по запросам между профильными специалистами технических служб. Концепция же цифровой трансформации подразумевает единый подход к управлению оборудованием и IT-процессами с помощью современных SСADA-систем.

Для проведения эксперимента специалисты служб РЗА и корпоративных и технологических АСУ «Энергокомплекса» развернули сервер данных, оснащённый системой EKRASСADA, настроили взаимодействие оборудования и информационных систем. Параметры и сигналы терминалов защиты и автоматики транслировались на уровень диспетчерского управления в комплекс ОИК-Диспетчер. Таким образом, две системы обмена данными, работающие прежде изолированно, были объединены в единую информационную сеть. В ходе эксперимента была произведена имитация аварийного процесса на отходящей линии 10 кВ с последующим срабатыванием устройств релейной защиты. Диспетчер оперативно-диспетчерской службы зафиксировал результаты работы защит на виртуальном щите управления и дистанционно, без участия местного дежурного оперативного персонала, произвёл включение выключателя.

«Проведённый эксперимент – это шаг на пути к цифровой трансформации электроэнергетики. Положительные результаты испытаний говорят о возможности внедрения такого решения минимум на 25% объектах филиала в ближайшее время. Это позволит значительно повысить эффективность работы оперативного персонала и обеспечить максимальную скорость реагирования в случае технологических нарушений», – прокомментировал заместитель главного инженера «Энергокомплекса» Алексей Шевцов.

Следующий этап эксперимента пройдёт уже с участием Центральной диспетчерской службы «Тюменьэнерго», и управлять выключателями объектов «Энергокомплекса» будет диспетчер из Сургута на расстоянии 600-800 км (в зависимости от выбора объекта).

В «Тюменьэнерго» разработан и реализуется пилотный проект цифровой модели управления электросетями, который подразумевает объединение территориально разнесённых диспетчерских пунктов филиалов в единую автоматизированную систему оперативно-технологического управления, которая сможет контролировать сети всех классов напряжения, имеющиеся в компании. На первом этапе реализована АСДТУ оперативной зоны диспетчерско-технологического управления филиала «Сургутские электрические сети». В филиале «Тюменские распределительные сети» в рамках проекта «Цифровой РЭС» создан диспетчерский пункт, оснащённый оборудованием, позволяющим удалённо управлять объектами, наблюдать все их параметры, а кроме того, организовывать конференц-связь между любыми объектами и любыми подразделениями компании.