Что такое цус в энергетике
Что такое цус в энергетике
Центр управления сетями энергосетевой компании
Оперативно-диспетчерское управление в энергетической компании является одним из ключевых и стратегически важных процессов
Оперативно-диспетчерское управление в энергетической компании является одним из ключевых и стратегически важных процессов, от которого зависят бесперебойное обеспечение потребителей электроэнергией и контроль над энергохозяйством. Главным моментом в организации эффективной работы диспетчерских пунктов в энергетике является консолидация информации, поступающей из многих источников, что требует внедрения специального программного обеспечения и различных инженерных систем.
Центр управления сетями (далее – ЦУС) ОАО «Московская объединенная электросетевая компания» (МОЭСК) – один из крупнейших в Европе пунктов, который позволяет диспетчерам компании в режиме реального времени контролировать параметры и техническое состояние электросетевого комплекса, а также управлять работой электросетевого оборудования и действиями оперативно-выездных бригад. В зоне управления компании находятся 127 подстанций и 209 линий электропередачи напряжением 35–220 кВ.
Задачи проектирования и оснащения центра
Основными задачами ЦУС являются наблюдение и контроль за работой электросетевых филиалов компании.
С этой целью была построена видеостена из 36 видеокубов, на которую выведены порядка 600 подстанций и 30 000 сигналов. Диспетчерам доступна полная информационная картина всех технологических узлов, схемы сетей компании, ее филиалов, подстанций и специальные схемы мониторинга и управления противоаварийной автоматикой ограничения снижения напряжения (ПА АОСН).
В единой программе отслеживаются звонки потребителей электроэнергии и ведется учет основных средств, ремонтов и материалов, штатных единиц.
УЧАСТНИКИ ПРОЕКТА
Архитекторы: А. В. Горяинов, М. Д. Крымов, Т. И. Башкаев (архитектурное бюро Тимура Башкаева).
Работы по интеграции инженерных систем: Группа Optima (основана в 1990 году, председатель совета директоров Андрей Шандалов).
В рамках проекта специалистами Группы Optima были выполнены следующие задачи:
Особенности проекта
ЦУС является стратегически важным объектом с точки зрения контроля за работой энергосистемы.
Все инженерные работы в здании проводились с нуля:
Решить все эти задачи в едином комплексе помогли системы класса DMS (distribute management system – система управления распределительными сетями).
ОБЩАЯ ИНФОРМАЦИЯ
Наименование: Центр управления сетями ОАО «МОЭСК».
Расположение: Москва (Россия).
Владелец: здание высоковольтных электрических сетей – филиал ОАО «МОЭСК».
Основное назначение: административно-техническое.
Количество этажей – 10.
Завершение основных строительных работ: 2009 год.
Завершение инженерных работ: 2012 год.
Особенности внедренных систем
Комплекс ENMAC, внедренный для консолидации информации из различных источников, позволил свести воедино все требования заказчика. В одном программном пакете объединено большое количество функций и приложений, необходимых сетевой компании для организации оперативной работы.
Единое информационное пространство технологической информации в реальном времени позволяет своевременно определять масштаб и возможные последствия происшествий, повышает эффективность управления работами, ресурсами и персоналом в ходе устранения инцидентов, сокращает время перерывов электроснабжения и в целом повышает надежность электроснабжения потребителей.
Результаты внедрения
Проект был по достоинству оценен на XI Международном фестивале архитектуры и дизайна интерьера «Под крышей дома. »: диспетчерский зал ЦУС получил первую премию в разделе «Общественный интерьер».
С инженерной точки зрения открытие ЦУС позволило вывести работу энергетического предприятия на качественно новый уровень. Уменьшилось время реакции на аварийные ситуации, сократилась вероятность ошибки диспетчеров, оперативный персонал заказчика обеспечен всей необходимой технологической информацией и, как следствие, повысились качество и оперативность обслуживания потребителей электрических сетей. ●
Термины и применяемые сокращения
К оперативно-диспетчерскому персоналу управления энергообъектов, органам оперативно-диспетчерского управления энергосистем объединенных и единой энергосистем относится диспетчерский и оперативный персонал.
Оперативный персонал РСК – оперативные работники территориальной сетевой компании, уполномоченные ею на осуществление действий по изменению технологического режима работы или эксплуатационного состояния объектов электросетевого хозяйства, подтверждение возможности такого изменения, а также координацию этих действий.
Технологический режим объекта электроэнергетики или энергопринимающей установки потребителя – процесс, протекающий в технических устройствах объекта электроэнергетики или энергопринимающей установки потребителя электрической энергии, и состояние этого объекта или установки (включая параметры настройки системной и противоаварийной автоматики).
Оперативные руководители – оперативный персонал, осуществляющий руководство в смене по ведению технологического режима РСК.
К оперативным руководителям в смене относятся дежурный оперативный персонал ЦУС, ОДС и ОДГ РЭС.
Оперативный персонал – персонал, непосредственно воздействующий на органы управления энергоустановок и осуществляющий управление и обслуживание энергоустановок в смене; оперативно-ремонтный персонал, ремонтный персонал с правом непосредственного воздействия на органы управления; относится к категории дежурных работников субъектов электроэнергетики в соответствии с Правилами оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике, утвержденными Правительством Российской Федерации, и не осуществляет профессиональную деятельность, связанную с оперативно-диспетчерским управлением в электроэнергетике.
К оперативному персоналу относится дежурный персонал подстанции и оперативно-выездной бригады.
Технологическое управление – выполняемые оперативным персоналом координация действий по изменению технологического режима работы или эксплуатационного состояния объектов электросетевого хозяйства и (или) сами действия с использованием средств телеуправления или непосредственно на объектах электросетевого хозяйства.
Технологическое ведение – подтверждение возможности изменения технологического режима работы или эксплуатационного состояния объектов электросетевого хозяйства, осуществляемое оперативным персоналом.
Диспетчерский персонал – работники диспетчерского центра (диспетчеры), уполномоченные субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике от имени диспетчерского центра отдавать диспетчерам других диспетчерских центров и оперативному персоналу субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии диспетчерские команды и разрешения по управлению электроэнергетическим режимом энергосистемы в операционной зоне соответствующего диспетчерского центра, а также изменять технологический режим работы или эксплуатационное состояние объектов электроэнергетики (энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии) путем непосредственного воздействия на них с использованием средств телеуправления.
К диспетчерскому персоналу относятся диспетчеры РДУ, ОДУ и ЦДУ ОАО «СО ЕЭС».
Диспетчерское ведение – организация управления электроэнергетическим режимом энергосистемы, при которой технологический режим работы или эксплуатационное состояние объектов электроэнергетики или энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии изменяются только по согласованию с соответствующим диспетчерским центром.
Диспетчерская команда (команда) – команда, которая дается вышестоящим субъектом оперативно-диспетчерского управления по каналам связи нижестоящему субъекту оперативно-диспетчерского управления и содержит указание совершить (воздержаться от совершения) конкретное действие (действия) по управлению технологическими режимами работы и эксплуатационным состоянием объектов электроэнергетики или энергопринимающих установок потребителей электрической энергии.
Диспетчерское распоряжение (распоряжение) дается вышестоящим субъектом оперативно-диспетчерского управления нижестоящему субъекту оперативно-диспетчерского управления в виде документа, определяющего содержание, порядок и сроки осуществления действий, связанных с управлением технологическими режимами работы и эксплуатационным состоянием объектов электроэнергетики или энергопринимающих установок потребителей электрической энергии с управляемой нагрузкой.
Диспетчерское разрешение (разрешение) – разрешение, которое дается вышестоящим субъектом оперативно-диспетчерского управления по каналам связи нижестоящему субъекту оперативно-диспетчерского управления и содержит согласование на совершение действия (действий) по изменению технологического режима работы и эксплуатационного состояния объектов электроэнергетики или энергопринимающих установок потребителей электрической энергии.
Диспетчерское согласование – разрешение, выдаваемое диспетчером вышестоящего диспетчерского центра по каналам связи диспетчеру нижестоящего диспетчерского центра или оперативному персоналу объекта электроэнергетики.
Информационное ведение – получение диспетчерским центром информации об изменении состояния или настройки объектов диспетчеризации. При плановом изменении информация передаётся в установленном порядке, при оперативном изменении – посредством уведомления соответствующего диспетчерского персонала.
Информационное ведение отличается от диспетчерского тем, что не требуется согласования от диспетчерского центра, в информационном ведении которого находится данный объект диспетчеризации.
Диспетчерская заявка (заявка) – документ, в котором оформляется ответственное намерение эксплуатирующей оборудование организации изменить эксплуатационное состояние ЛЭП, электротехнического или энергетического оборудования, устройств РЗА, АСДУ, СДТУ или/и технологический режим его работы.
Срок аварийной готовности – время, в пределах которого отключенный в ремонт объект (устройство) должен быть подготовлен к началу операций по включению в работу по команде/разрешению соответствующего диспетчера.
Отказ – самопроизвольные запуск или прекращение функционирования технического устройства, а также выход параметров функционирования за допустимые границы.
Применяемые сокращения организаций энергетики:
ОАО «СО ЕЭС» – ОАО «Системный оператор Единой энергетической системы».
РДУ – региональное диспетчерское управление.
ОДУ ОЭС – объединенное диспетчерское управление ОЭС.
ЦДУ – центральное диспетчерское управление.
ОАО «Холдинг МРСК» – холдинг межрегиональных сетевых компаний.
МРСК– межрегиональная сетевая компания.
РСК – распределительная сетевая компания.
ЦУС – центр управления сетями РСК.
ПО – производственное отделение РСК.
РЭС – район электрических сетей – структурное подразделение ПО.
ОДС ПО – оперативно диспетчерская служба ПО.
ОДГ РЭС – оперативно диспетчерская группа РЭС.
ПС – подстанция.
ДС – диспетчерская служба.
ДД – дежурный диспетчер.
ОВБ – оперативно-выездная бригада.
ФСК– федеральная сетевая компания.
МЭС – межсистемные электрические сети.
ПМЭС – предприятие межсистемных электрических сетей.
ОГК – оптовая генерирующая компания.
ТГК – территориальная генерирующая компания.
Общие положения
Данная глава регламентирует порядок ведения оперативных переговоров и записей оперативно-диспетчерским персоналом в распределительных электрических сетях и соответствует требованиям Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ, утверждённых Приказом Минэнерго России №229 от 19.06.03, Постановлений Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2004 г. №854 «Об утверждении Правил оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике» и от 6 мая 2006 г. №273 «О внесении изменений в Постановление Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2004г. №854», Инструкции по переключениям в электроустановках, утверждённой приказом Минэнерго России от 30 июня 2003 г. №266 и Инструкции о порядке ведения оперативных переговоров оперативно-диспетчерским персоналом.
Оперативными считаются переговоры, в которых оперативный персонал передает (принимает) информацию (сообщения) о технологическом режиме работы и эксплуатационном состоянии объектов, отдает распоряжения или выдает разрешения на изменения технологического режима работы и эксплуатационного состояния объектов.
Оперативные переговоры разрешается вести оперативному персоналу, допущенному к ведению оперативных переговоров распорядительным документом.
Оперативный персонал обязан вести оперативные переговоры в соответствии со списками лиц, имеющих право ведения оперативных переговоров.
Филиалы, производственные отделения и другие подразделения электроэнергетики по мере внесения изменений и необходимости, но не реже одного раза в год, должны представлять официальные списки лиц, имеющих право ведения оперативных переговоров.
ЦУС – основа инновационного развития сетевых компаний
Согласно Федеральному закону «Об электроэнергетике» ОАО «ФСК ЕЭС» является ответственным за технологическое управление Единой национальной электрической сетью (ЕНЭС). При этом возникли вопросы чёткого разграничения функционала между ОАО «СО ЕЭС», осуществляющим единое диспетчерское управление объектами электроэнергетики, и сетевыми компаниями. Это привело к необходимости создания эффективной структуры оперативно-технологического управления объектами ОАО «ФСК ЕЭС», к задачам которой относятся в том числе:
• обеспечение надёжного функционирования объектов ЕНЭС и выполнения заданных ОАО «СО ЕЭС» технологических режимов работы ЛЭП, оборудования и устройств объектов ЕНЭС;
• обеспечение надлежащего качества и безопасности работ при эксплуатации объектов ЕНЭС;
• создание единой системы подготовки оперативного персонала для выполнения функций ОТУ;
• обеспечение технологической оснащённости и готовности оперативного персонала к выполнению диспетчерских команд (распоряжений) СО и команд (подтверждений) оперативного персонала ЦУС ФСК ЕЭС;
• обеспечение снижения числа технологических нарушений, связанных с ошибочными действиями оперативного персонала;
• во взаимодействии и по согласованию с ОАО «СО ЕЭС» участие в разработке и реализации программ развития ЕНЭС в целях повышения надёжности передачи электрической энергии, наблюдаемости и управляемости сети, обеспечения качества электрической энергии;
• планирование мероприятий по ремонту, вводу в эксплуатацию, модернизации/реконструкции и техническому обслуживанию ЛЭП, электросетевого оборудования и устройств на предстоящий период;
• разработка в соответствии с требованиями ОАО «СО ЕЭС», согласование и утверждение в установленном порядке графиков аварийного ограничения режима потребления электрической энергии и осуществление фактических действий по вводу аварийных ограничений по диспетчерской команде (распоряжению) ОАО «СО ЕЭС»;
• выполнение заданий ОАО «СО ЕЭС» по подключению объектов электросетевого хозяйства ФСК и энергопринимающих установок потребителей электрической энергии под действие противоаварийной автоматики.
Для выполнения поставленных задач ОАО «ФСК ЕЭС» разработало и утвердило концепцию оперативно-технологического управления объектами ЕНЭС. В соответствии с данной концепцией создаётся четырёхуровневая организационная структура (с трёхуровневой системой управления): исполнительный аппарат, головной ЦУС МЭС, ЦУС ПМЭС и оперативный персонал подстанции.
Между соответствующими уровнями организационной структуры распределены следующие функции:
• ИА ФСК — информационно-аналитические;
• головной ЦУС МЭС — информационно-аналитические и неоперационные;
• ЦУС ПМЭС — неоперационные и операционные;
• персонал подстанций — операционные.
При этом к неоперационным функциям относят такие задачи, как контроль и мониторинг состояния сети. Принятие центрами управления сетями операционных функций, связанных с отдачей команд на производство переключений, требует высокой квалификации оперативного персонала, а также соответствующего технического оснащения ЦУС.
В целях повышения экономичности и надёжности передачи и распределения электроэнергии и мощности за счёт автоматизации процессов оперативно-технологического управления на базе современных информационных технологий центры управления сетями ОАО «ФСК ЕЭС» оснащаются программно-техническими комплексами (ПТК), позволяющими автоматизировать такие процессы, как мониторинг режимов оборудования, производство переключений в строгом соответствии с утверждённой программой и другие. Таким образом, за счёт автоматизации ОТУ существенно повышается надёжность работы электрических сетей, снижается аварийность за счёт исключения ошибок оперативного персонала, минимизируется количество необходимого оперативного персонала.
Стоит отметить, что технической политикой ОАО «ФСК ЕЭС» при новом строительстве и реконструкции предусматривается:
• обеспечение энергетической безопасности и устойчивого развития России;
• обеспечение требуемых показателей надёжности предоставляемых услуг по передаче электроэнергии;
• обеспечение свободного функционирования рынка электроэнергии;
• повышение эффективности функционирования и развития ЕНЭС;
• обеспечение безопасности производственного персонала;
• сокращение влияния ЕНЭС на экологию;
• наряду с использованием новых типов оборудования и систем управления обеспечение подготовки ПС для работы без постоянного обслуживающего персонала.
В настоящее время схемы первичных электрических соединений действующих ПС ориентированы на оборудование, требующее учащённого технического обслуживания, поэтому предусматривают избыточные по современным критериям соотношения числа коммутационных аппаратов и присоединений. Это является причиной значительного количества серьёзных технологических нарушений по вине оперативного персонала.
Сейчас автоматизация технологических процессов выполнена на 79 ПС ЕНЭС, в стадии выполнения находятся ещё 42 ПС. Поэтому основная схема организации эксплуатации ориентирована прежде всего на круглосуточное пребывание на них обслуживающего (оперативного) персонала, контролирующего состояние объекта и выполняющего оперативные переключения.
Оперативное обслуживание ПС ЕНЭС включает:
• мониторинг состояния ЕНЭС — контроль состояния оборудования, анализ оперативной обстановки на объектах ЕНЭС;
• организацию оперативных действий по локализации технологических нарушений и восстановлению режимов ЕНЭС;
• организацию оперативного обслуживания ПС, производство оперативных переключений, режимное и схемное обеспечение безопасного производства ремонтно-эксплуатационных работ в электрических сетях, относящихся к ЕНЭС;
• выполнение оперативным персоналом операционных функций по производству переключений в ЕНЭС.
Планирование и организация:
• планирование ремонтов осуществлять согласно графикам планово-предупредительных ремонтов с определением объёмов работ на основе оценки технического состояния, с использованием современных методов и средств диагностики, в т.ч. без вывода оборудования из работы;
• проведение комплексного обследования и технического освидетельствования оборудования, выработавшего свой нормативный срок службы, для продления срока эксплуатации;
• разработка предложений по модернизации, замене оборудования, совершенствованию проектных решений;
• оптимизация финансирования работ по эксплуатации, техническому обслуживанию и ремонтам путём определения объёмов ремонтных работ на основании фактического состояния;
• снижение издержек и потерь;
• совершенствование организационных структур управления и обслуживания;
• организация профессиональной подготовки, переподготовки и повышения квалификации в соответствии со стандартом СОПП-1-2005;
• анализ параметров и показателей технического состояния оборудования, зданий и сооружений до и после ремонта по результатам диагностики;
• оптимизация аварийного резерва оборудования и элементов ВЛ;
• решение технических проблем при эксплуатации и строительстве оформляется в виде информационных писем, оперативных указаний, циркуляров, технических решений со статусом обязательности исполнения, приказов, распоряжений, решений совещаний и других управленческих решений.
Мониторинг и управление надёжностью ЕНЭС:
• организация контроля и анализа аварийности оборудования;
• оценка и контроль надёжности электроснабжения;
• создание соответствующей информационной базы.
СОЗДАНИЕ ПОЛНОСТЬЮ АВТОМАТИЗИРОВАННЫХ ПОДСТАНЦИЙ
БЕЗ ОБСЛУЖИВАЮЩЕГО ПЕРСОНАЛА.
ЦИФРОВЫЕ ПОДСТАНЦИИ
Для исключения зависимости безаварийной работы сетевой компании от квалификации, тренированности и концентрации внимания оперативного и релейного персонала целесообразно распространение имеющей место длительное время автоматизации технологических процессов — релейная зашита, технологическая автоматика (АПВ, АВР, РПН, АОТ и др.), противоаварийная автоматика — на производство оперативных переключений. Для этого прежде всего требуется значительно повысить наблюдаемость технических параметров, обеспечить контроль, достоверизацию положения, эффективную оперативную блокировку коммутационных аппаратов, автоматизацию управляющих воздействий. Применяемое силовое оборудование должно быть адаптировано к новейшим системам управления, защиты и мониторинга.
При внедрении микропроцессорных устройств предпочтение должно отдаваться устройствам, предназначенным для работы в составе автоматизированных систем. Автономные устройства необходимо применять только в случае отсутствия системных аналогов. В связи с этим на объектах ОАО «ФСК ЕЭС» в централизованном порядке должны быть исключены возможности применения микропроцессорных устройств с закрытыми протоколами обмена, устройств, не поддерживающих работу в стандарте единого времени.
Архитектура и функциональность автоматизированной системы управления технологическими процессами подстанции (АСУ ТП ПС) как интегратора всех функциональных систем ПС определяется уровнем развития техники, предназначенной для сбора и обработки информации на ПС для выдачи управляющих решений и воздействий. Со времени начала разработок в отечественной электроэнергетике проектов АСУ ТП ПС произошло существенное развитие аппаратных и программных средств систем управления для применения на электрических подстанциях. Появились высоковольтные цифровые измерительные трансформаторы тока и напряжения; разрабатывается первичное и вторичное электросетевое оборудование со встроенными коммуникационными портами, производятся микропроцессорные контроллеры, оснащённые инструментальными средствами разработки, на базе которых возможно создание надёжного программно-аппаратного комплекса ПС, принят международный стандарт МЭК 61850, регламентирующий представление данных о ПС как объекте автоматизации, а также протоколы цифрового обмена данными между микропроцессорными интеллектуальными электронными устройствами ПС, включая устройства контроля и управления, релейной защиты и автоматики (РЗА), противоаварийной автоматики (ПА), телемеханики, счётчики электроэнергии, силовое оборудование, измерительные трансформаторы тока и напряжения, коммутационное оборудование и т.д.
Всё это создаёт предпосылки для построения подстанции нового поколения — цифровой подстанции (ЦПС).
Под этим термином понимается ПС с применением интегрированных цифровых систем измерения, релейной защиты, управления высоковольтным оборудованием, оптических трансформаторов тока и напряжения и цифровых схем управления, встроенных в коммутационную аппаратуру, работающих на едином стандартном протоколе обмена информацией — МЭК 61850.
Внедрение технологий ЦПС даёт преимущества по сравнению с традиционными ПС на всех этапах реализации и эксплуатации объекта.
Этап «Проектирование»:
• упрощение проектирования кабельных связей и систем;
• передача данных без искажений на практически неограниченные расстояния;
• сокращение количества единиц оборудования;
• неограниченное количество получателей данных. Распределение информации осуществляется средствами сетей Ethernet, что позволяет передавать данные от одного источника любому устройству на подстанции либо за её пределами;
• сокращение времени по взаимоувязке отдельных подсистем за счёт высокой степени стандартизации;
• снижение трудоёмкости метрологических разделов проектов;
• возможность создания типовых решений для объектов разной топологической конфигурации и протяжённости;
• единство измерений. Измерения выполняются одним высокоточным измерительным прибором. Получатели измерений получают одинаковые данные из одного источника. Все измерительные приборы включены в единую систему синхронизации тактирования;
• возможность создания типовых решений для объектов разной топологической конфигурации и протяжённости;
• возможность предварительного моделирования системы в целом для определения «узких» мест и нестыковок в различных режимах работы;
• снижение трудоёмкости перепроектирования в случае внесения изменений и дополнений в проект.
Этап «Строительно-монтажные работы»:
• сокращение наиболее трудоёмких и нетехнологичных видов монтажных и пусконаладочных работ, связанных с прокладкой и тестированием вторичных цепей;
• более тщательное и всестороннее тестирование системы благодаря широким возможностям по созданию различных поведенческих сценариев и их моделированию в цифровом виде;
• сокращение расходов на непроизводительные перемещения персонала за счёт возможности централизованной настройки и контроля параметров работ;
• снижение стоимости кабельной системы. Цифровые вторичные цепи позволяют осуществлять мультиплексирование сигналов, что предполагает двухстороннюю передачу через один кабель большого количества сигналов от разных устройств. К распределительным устройствам достаточно проложить один оптический магистральный кабель вместо десятков, а то и сотен аналоговых медных цепей.
Этап «Эксплуатация»:
• всеобъемлющая система диагностики, охватывающая не только интеллектуальные устройства, но и пассивные измерительные преобразователи и их вторичные цепи, позволяет в более короткие сроки устанавливать место и причину отказов, а также выявлять предотказные состояния;
• контроль целостности линий. Цифровая линия постоянно контролируется, даже если по ней не передаётся значимая информация;
• защита от электромагнитных помех. Использование волоконно-оптических кабелей обеспечивает полную защиту от электромагнитных помех в каналах передачи данных;
• простота обслуживания и эксплуатации. Перекоммутация цифровых цепей выполняется значительно проще, чем перекоммутация аналоговых цепей;
• сокращение сроков ремонта из-за широкого предложения на рынке устройств различных производителей, совместимых между собой (принцип интероперабельности);
• переход на событийный метод обслуживания оборудования за счёт абсолютной наблюдаемости технологических процессов позволяет сократить затраты на эксплуатацию;
• поддержка проектных (расчётных) параметров и характеристик в процессе эксплуатации требует меньших затрат;
• развитие и доработка системы автоматизации требует меньших расходов (неограниченность в количестве приёмников информации), чем при традиционных подходах.
В качестве пилотных объектов по созданию ЦУС с операционными функциями в ОАО «ФСК ЕЭС» были приняты Кузбасский и Приокский ЦУС.
Кузбасский ЦУС стал первым центром управления сетями, реализованным в рамках программы ОАО «ФСК ЕЭС» по созданию ЦУС с операционными функциями. В рамках создания инновационного ЦУС для обеспечения непрерывного оперативно-технологического управления и диспетчеризации центр оснащён современными программно-техническими комплексами, установлена видеостена для отображения схемы сетей, установлено программное обеспечение, позволяющее в оперативном режиме полностью отображать состояние выбранного диспетчером энергообъекта, получать информацию об отключениях, производимых ремонтных и профилактических мероприятиях вплоть до имён работающих на объекте монтёров. Кроме того, оборудование позволяет диспетчерам ЦУС перехватить в случае нештатной ситуации управление удалёнными объектами и в кратчайшее время принять решение для снижения времени восстановления нормальной работы оборудования.
Приокский ЦУС также создан с применением новейших технологий. Среди используемого здесь оборудования — видеостена отображения информации, состоящая из пятидесятидюймовых проекционных модулей и резервируемого высокопроизводительного видеоконтроллера, оперативно-информационный комплекс контроля режимов электрической сети и состояния коммутационных аппаратов подстанций, позволяющий оперативному персоналу ЦУС отслеживать работу оборудования и управлять им в режиме реального времени, новейшая система спутниковой связи, системы гарантированного электропитания и автоматического пожаротушения.
Владимир Пелымский, заместитель главного инженера — руководитель ситуационного аналитического центра ОАО «ФСК ЕЭС», Владимир Воронин, начальник, Дмитрий Кравец, начальник отдела, Магомед Гаджиев, ведущий эксперт Службы электрических режимов ОАО «ФСК ЕЭС»