Прорывные технологии для роста и новейшие разработки устройств релейной защиты и противоаварийной автоматики.
Конференция
 
Международный форум «Электрические сети» г.Москва
Дата проведения
 
04.12.2018 - 07.12.2018
 
Темпы обновления парка устройств РЗА на цифровые устройства несомненно будут расти, перед специалистами, разработчиками и поставщиками цифровых систем РЗА стоят задачи:
  • Определить перспективные варианты технических решений построения цифровых систем РЗА с соблюдением информационной безопасности;
  • Разработать новые алгоритмы работы РЗА, используя возможности цифровизации. Обеспечить соблюдение существующих нормативных требований к РЗА: быстродействие, селективность, чувствительность, надежность;
  • Обеспечить дополнительные требования к цифровым РЗА: снижение капитальных затрат на строительство, простота технического обслуживания, быстрое восстановление работоспособности, высокая адаптивность к изменениям режимов сети.
  • Определить требования к будущему специалисту РЗА.

Модераторы:

  • Андрей Жуков – заместитель директора по режиму АО «СО ЕЭС».
  • Сергей Вергазов – начальник отдела развития РЗА и ИТС ПАО «Россети».
Участники сессии конференции:
 

Модератор: Я вот что хочу сказать. Мы живем в определенное время перемен. Существует китайская поговорка насчет того, что не дай Бог жить в эпоху перемен. Это сказал Конфуций, но я считаю, что сейчас очень интересное время в силу того, что эти новые вызовы, цифровые технологии, для многих релейщиков в общем-то пройденный этап. Почему я об этом говорю? Потому что системный оператор эксплуатирует и разрабатывает цифровые системы фактически уже полвека. Полвека! Представляете, зародилось это еще где-то там в семидесятых годах, когда создавалось АСУ Энергия и специальное диспетчерское управление занималось разработкой и внедрением технологий. За это время пройден колоссальный путь и накоплен интересный опыт с точки зрения сегодняшнего дня. Абсолютно понятно, как работать с информаций. Абсолютно понятно, что эта информация предъявляет свои требования. Её не может быть много. Информация должна быть абсолютно достоверной и чем больше информации мы используем, тем больше времени надо для её обработки и так далее. Поэтому системы автоматики, в основном это не релейная защита, теоретически поделены на два больших подкласса: те, которые работают до и которые работают после. И системы, которые работают по параметрам аварийного режима, для них критично время. Те устройства и системы, которые работают с обработкой огромного количества информации — параметров режима, системной режимной обстановкой энергосистемы — эти системы не могут работать в режиме реального времени. Система, которая работает по параметрам до аварийного режима, использует свои знания, чтобы оптимизировать настройки работы системы, работающей по параметрам аварийного режима и так далее. И здесь накоплен опыт и есть понимание того как строить и как работать с этой информацией. На мой взгляд очень многие вопросы сейчас связаны именно с тем, что люди смотрят на эти информационные технологии именно как на какой-то цирк. На самом деле это обычная наша практика. Вчера я уже пытался об этом сказать, что с точки зрения релейной защиты, как таковой, я не вижу тех преимуществ, которые мы можем сейчас реализовать. Почему? Потому что цифра сама по себе не повышает ни быстродействие, ни селективность, ни чувствительность, но она снижает надежность. Пока мы имеем технологии, которые не гарантируют нам высокий уровень надежности, больше чем надёжность современных систем. И вот это в основном вызывает некое чувство напряжения, так скажем. Мы не можем создавать и внедрять системы, которые обладают меньшим техническим совершенством, нежели те, которые эксплуатируются сейчас. И это тоже реальность. Почему я говорю о том, что мы не можем сейчас реализовать? Потому что у нас тема называется «Прорывные технологии для роста и новейшие разработки устройств релейной защиты и противоаварийной автоматики». Я все-таки надеюсь на то, что те товарищи, которые будут сегодня выступать, будут все-таки выступать именно с точки зрения этой тематики. Современные технологии и новейшие разработки устройств релейной защиты – прорывные технологии. Нам не нужно говорить и доказывать, что мы умеем работать и строить системы цифровых подстанций по МЭК 61-850. Сейчас почему-то все выскакивают на трибуны и начинают демонстрировать, что они могут это сделать. Мы должны фактически говорить не о том, что мы можем, а мы должны говорит о том, КАК мы должны сделать эту систему для того, чтобы она была надёжной, прежде всего. Потому что не релейная защита явилась источником, тех проблем, которые сейчас возникают – я имею в виду кибербезопасность и так далее. Это всё цифровые технологии. На мой взгляд, сейчас время, когда почему-то наши разработчики технологий релейной защиты немножко сдали свои позиции под напором специалистов в области IT информации, информационных технологий. По-моему, это абсолютно неправильно. И вот сейчас, когда этот спад произошел, надо выходить опять на определенный уровень, и мы как специалисты в области релейной защиты обязаны диктовать требования, которые должны быть реализованы уже на новой, абсолютно новой элементной базе. А то, что сейчас происходит с точки зрения релейной защиты ЦПС (цифровых подстанций) — это просто обычная замена электромеханики на полупроводники там, интегральные, а сейчас цифровые технологии. Всё то же самое – ничего нового фактически для нас, для релейщиков, это не дает. Почему я говорю о том, что сейчас, на мой взгляд, ничего особенного с точки зрения повышения технического совершенства устройств защиты не получается? Потому что нет теории, которая позволяла бы сейчас говорить о том, что мы работаем настолько глубоко внутри периода, что мы увеличиваем время работы, ускоряем работу релейной защиты. Вот если мы ускорим её в разы, вот тогда это будет эффект. Потому что мы улучшим динамическую обстановку в энергосистеме при повреждении. Это будет колоссальный прорыв, если мы сможем это сделать. Если мы сможем сделать адаптивные системы. Хотя и релейная защита она адаптивна. Но мы понимаем, о чем идет речь. С другой стороны это дополнительные затраты, но если они оправданы, то безусловно, к этому надо идти.

Как вы знаете, в Чебоксарах доктором Лямцем разрабатывается информационная система защиты. Есть понимание о том, что имеется теория многомерных ролей в группе. Всё есть, но я не слышу, чтобы об этом кто-то говорил серьезно с точки зрения новых цифровых технологий. Вопрос надежности функционирования, вопрос киберзащиты мы на протяжении двух лет пытаемся решить в комитете релейной защиты совместно с комитетом Б2. Этот вопрос не решается. Никто не сможет решить наши проблемы, если эти проблемы правильно не сформулировать и не попробовать решить релейщикам. Я дал такое маленькое вступление для того, чтобы немного настроить вас на созидательную, интересную дискуссию, потому что некие вещи, о которых говорилось — провокационные. На самом деле время чрезвычайно интересное. Оно интересно именно в силу того, что новые технологии, как правило, внедряет и разрабатывает молодежь. Но молодежь, она должна правильно воспринимать эти реалии, потому что здесь легко выкинуть всё то, что было позитивным в старых схемах защиты. Поэтому задача сегодня одна: надо вскрыть, посмотреть всё то, что наработали, чем мы богаты сейчас – а у нас очень славная, честно говоря, история, и результаты эксплуатации наших систем релейной защиты показывают, что они были созданы очень грамотно. Они грамотно и правильно спроектированы и построены, поэтому работают с высокой надежностью. И отбрасывать это нельзя. И молодежи надо двигать это вперед, а более старому опытному поколению — не дать ошибиться молодежи в том, чтобы не отмести всё то, что является на самом деле нашим российским достоянием, именно российским — в плане развития технологий релейной защиты.

Андрей Слесарчук, директор Департамента цифровые подстанции и энергообъекты АО «Электронмаш».
 
РЗА АО «Электронмаш».

Андрей Слесарчук: Добрый день, уважаемые коллеги. В сегодняшнем докладе я предлагаю порассуждать о требованиях к подстанционному оборудованию. Мы с вами прекрасно понимаем, что цифровизация подстанций должна вестись не ради самой цифровизации. Конечной целью должно быть получение новых функций и возможностей, причем не только и не столько в отдельной цифровой подстанции, сколько в сети в целом. Цифровая подстанция должна рассматриваться как узел активно-адаптивной сети, предоставляющей возможности адаптивной реконфигурации алгоритмов управления и защиты, возможность адаптивной реконфигурации схем электроснабжения РЭС (район электрических сетей), возможность работы без оперативного персонала – то есть её возможности должны позволить построить активно-адаптивную саморегулирующуюся сеть. Конечно, цифровизация должна обеспечить оперативный обслуживающий персонал новыми функциями и возможностями, новым уровнем управляемости, наблюдаемости и, что немаловажно, диагностируемости. В свою очередь вновь создаваемая активно-адаптивная электрическая сеть должна рассматриваться как саморегулируемая система энергоснабжения, обеспечивающая анализ потребления отдельных потребителей и групп, накопление энергии при избытках мощности и выдачи всей при её дефиците, автоматическую реконфигурацию устройств защиты и автоматики в зависимости от режимов, систему онлайн-мониторинга и диагностики оборудования, систему прогнозирования состояния оборудования и планирования его ремонта, информирование смежных систем.

Среди ожидаемых эффектов есть экономический и технологический блоки. Среди экономических эффектов следует выделить сокращение расходов на эксплуатацию и сокращение расходов на ремонт. Среди технологических эффектов помимо уже распространенного удаленного управления и работы без обслуживающего персонала это повышение надежности, прогнозирование аварийных режимов работы, внедрение новых технологий и решений и анализ энергоэффективности. Для того, чтобы достичь указанных эффектов и необходимого для работы в такой сети функционала, необходимо оценить то каких инструментальных возможностей для этого достаточно, а какие являются опциональными и удорожающими решение. Для этого мы условно разделили цифровые подстанции на три типа (слайд 1.1). Просто мы второй тип архитектуры разделили на два подвида, сейчас проясню – для чего.

Итак, первый тип, мы его условно назвали условно цифровыми подстанциями, где присутствует GOOSE, ММС. Устройств на рынке достаточно, стоимость сопоставима с традиционными устройствами. Строительство таких подстанций ничему не препятствует, и мы знаем, что в сети достаточно много и успешно их эксплуатируют.

Второй тип – измерение между КРУ SV на ОРУ и между МП РЗА и внутри КРУ SV от ТТ-ТН в КРУ терминалов релейной защиты, измерения передаются еще традиционным способом. Этот тип характеризуется тем, что терминалы по большей части уже существуют и имеют адекватную стоимость, но у нас цифровые ТТ (трансформаторы тока). Те, которые существуют, они по большей части всё-таки являются пилотными вариантами. А применение Merging Unit понимаем, что это скорее промежуточный вариант – чем конечное решение. Опять же обслуживать зимой Merging Unit, установленные на ОРУ в шкафах, не самое большое удовольствие.

Третий тип подстанций – это полноценная, в общепринятом понимании, цифровая подстанция, которые присутствует на каждом классе напряжения, в том числе в классе напряжений 6/36 кВ. Но, цифровые ТТ-ТН для этого класса напряжения фактически отсутствуют, а использовать Merging Unit представляется необоснованным. К примеру, в КРУ все достаточно компактно размещено, расстояние между трансформаторами и терминалом защиты составляет 2-3 метра. Имеет ли смысл оцифровывать сигнал измерения, для того, чтобы его передать его на 2-3 метра? Это вопрос. А использовать Merging Unit в релейных отсеках для того, чтобы оцифрованный сигнал передать на 5-10 сантиметров к соседнему терминалу релейной защиты, представляется не лучшим решением с точки зрения технико-экономического обоснования.

А теперь давайте посмотрим на эти же виды подстанций с точки зрения функций, необходимых для работы активно-адаптивных сетей (слайд 1.2). Мы видим, что эти функции есть у всех трех вариантов. А наличие SV-потока функций наиболее не опробованное и удорожающее решение, которое никак не влияет на возможность реконфигурации. Значит, по нашему мнению, SV нужен далеко не всегда, и его применение должно быть осмысленным и обоснованным. Здесь мы можем сделать предварительные выводы, что экономически целесообразным является вариант применения условно цифровых подстанций – цифровых подстанций первого типа. Для автоматического изменения параметров сети достаточно GOOSE сообщений. С точки зрения применяемого оборудования цифровая подстанция требует нового подхода к системам противоаварийной автоматики и РЗА, к оперативной блокировке разъединителей на ОРУ, информационно-измерительным системам, системам регистрации аварийных событий, системам собственных функций, системам диагностики и прогнозирования. В случае реконструкции традиционной подстанции необходима глубокая модернизация не только РЗА и вторичных систем, но и основного первичного оборудования. Иначе все новые функции, которые предоставляют интеллектуальные устройства, просто не на что будет воздействовать и на любом уровне вы не получите исполнительный механизм. Следует не забывать, что реализация автоматического изменения режимов работы подстанции потребует использования функции КРУ с моторизированными приводами КВЭ (кассетный выдвижной элемент) и заземлителей, перехода к использованию логических систем управления (слайд 1.3). В отношении последнего есть понимание необходимости разработки и стандартизации вторичных цепей КРУ. Мы знаем, что Россия такую работу фактически заканчивает, и в скором времени стандарты должны появиться.

Слайд №1.1 Три типа цифровых подстанций.
Слайд №1.2 Виды подстанций с точки зрения функций, необходимых для работы активно-адаптивных сетей.
Слайд №1.3 Логические системы управления.
Слайд №1.4 Организация оперативного тока на цифровых подстанциях.

Отдельного внимания требует вопрос организации оперативного тока на цифровых подстанциях (слайд 1.4). Требования по КРУ на цифровых подстанциях существенно возрастают. В условно цифровых подстанциях появляется устройство сопряжения с шиной процесса на ОРУ, увеличивается количество сетевых контактов. На цифровых подстанциях с оптическими трансформаторами появляются дополнительные блоки преобразования оптического сигнала.

Слайд №1.5 Организация оперативного тока на цифровых подстанциях.

Кроме того в соответствии с новым стандартом «Россетей» ЦОД содержит независимый регистратор событий на каждой шине секции. В числе собственных нужд на цифровых подстанциях должны поддерживать дистанционный контроль и управление, гибко-конфигурированная логика работы, возможность адаптивного изменения режима работы, диагностируемость, высокая степень резервирования вводов. Питание вторичных цепей от СОПТ или функциями встроенного ИБП. Немаловажно обеспечить информирование о событиях как по e-mail и/или SМS оборудовании. В презентации «Россетей» мы слышали о востребованности новых функций для технического обслуживания и ремонта. И уже реализовали часть из них (слайд 1.5). На этом слайде представлены те функции, которые реализованы, но особенность этой системы, помимо диагностических функций в том, что реализовано позиционирование мониторов для каждого шкафа КРУ, а также распознавание средствами интеллектуальной защиты. Следующим этапом развития видится дальнейшая разработка тех требований, которые предъявляются со стороны Россетей: цифровому мониторингу, повышению цифровизации обслуживания (слайд 1.6).

Слайд №1.6
Слайд №1.7

Модератор: Коллеги, задавайте вопросы.

Вопрос: Тогда у меня вопрос. Скажите пожалуйста, вы всё время говорите насчет активно-адаптивных сетей. Что вы имеете в виду?

Андрей Слесарчук: Цифровая подстанция является только одним из элементов активно-адаптивных сетей. Помимо собственно цифровых подстанций компонентами такой сети являются и источники малой генерации, солнечные и ветряные электростанции. А в целом активно-адаптивная сеть – это сеть, самостоятельно реагирующая на все изменения и меняющая свои свойства как с точки зрения автоматики, релейной защиты, так и с точки зрения переконфигурации силовой структуры.

Вопрос модератор: Вы говорите о том, что именно цифровые подстанции могут работать в режиме активно-адаптивной сети. Значит, мы не можем создать активно-адаптивную сеть, пока у нас все объекты не будут цифровыми?

Андрей Слесарчук:Состояние цифровой подстанции, оно весьма неоднозначное даже на сегодняшний день. Самое главное для работы активно-адаптивной сети — это всё-таки логические ключи управления и возможность изменения.

Вопрос: Хорошо. Тогда вы ничего не сказали по поводу того как вы представляет архитектуру построения, а она достаточно сложная. Вы говорите о том, как её строить, кого контролировать и так далее. Вы разрабатываете ЦОД, который позволяет обеспечить решение задачи автоматизации для персонала. Задачу-то вы поставили, но у вас наработка этого софта есть, который действительно позволит обслуживающему персоналу свои функции, либо следует убрать персонал соответственно?

Андрей Слесарчук: В первую очередь речь, конечно, идет о постепенном переходе к практически необслуживаемым или необслуживаемым подстанциям. Для этих целей мы как изготовители силового оборудования, что здесь можем сделать и в силах, да не делаем? Разработанная система мониторинга управления, встроенная в силовое оборудование, обеспечивает нужный уровень диагностики и передачу его на более высокий уровень, в том числе позволяет получить возможность дистанционного управления без создания СКАДа. Например, у вас разные подрядчики отвечают за монтаж оборудования, наладку и построение верхнего уровня. Оборудование пришло на подстанцию, верхнего уровня еще нет. Наша система позволяет получить на АРМе, скажем так, весь функционал системы мониторинга, встроенной в оборудование, полноценно управлять, видеть всё состояние вторичных сетей и работоспособность как первичного оборудования, так и всех интеллектуальных устройств на подстанции.

Вопрос: У вас это уже внедрено?

Андрей Слесарчук: Это внедрено. Кому интересно, мы можем показать, это всё это работает.

Вопрос: До какого уровня следует остановиться? Быть может электромеханику оставить. Просто информацию снимать и достаточно.

Вопрос: Где мы возьмем персонал и когда будем его учить?

Андрей Слесарчук: Насчет электромеханики – мне кажется, что всё-таки современные, традиционные, микропроцессорные терминалы релейной защиты уже получили такое массовое распространение и уже персонал вполне с ним активно и достаточно легко работает, что смотреть на электромеханику на сегодняшний день, наверное, всё-таки не имеет смысла. А вот возможность работы терминала с традиционными трансформаторами тока, аналоговыми, или с цифровыми — это уже как бы другой немножко уровень, тут стоит подумать.

Модератор: Последний вопрос о сроках эксплуатации.

Андрей Слесарчук: Срок эксплуатации оборудования могут стандартные 35-40 лет.

Реплика: По-моему, сорок лет составляет.

Андрей Слесарчук: Это стандартные, расчетные. Гарантийные обязательства – это немножко другой уровень.

Реплика: Я имею в виду про вашу схему релейной защиты.

Андрей Слесарчук: Но у нас нет системы релейной защиты, у нас есть система мониторингового управления, на неё срок эксплуатации.

Сергей Розанов, руководитель Департамента инжиниринга ООО «Энергопромавтоматизация».

Модератор: Тема второго доклада «Опыт реализации ООО "ЭнергопромАвтоматизация" удаленного управления оборудованием подстанций и программного обеспечения электронных бланков переключения». Докладчик Сергей Розанов.

Опыт реализации ООО "ЭнергопромАвтоматизация".

Сергей Розанов: Наша компания уже больше пяти лет занимается прорывными технологиями в энергетике. Мы одни из первых сделали стенд цифровой подстанции, участвовали в пилоте цифровой подстанции на Нижегородской ГЭС, также мы участвуем в разработке технологии для цифровизации сетей, в том числе и для удаленного управления оборудованием подстанции.

Удаленное управление на объекте в электроэнергетике возможно первичным оборудованием, коммутационными аппаратами, плакатами безопасности, ввод-выводами функциями релейной защиты, а также уставками, изменение групп уставок релейной защиты (Слайд №2.2). Удаленное управление действующими энергетическими объектами является сложным организационно-техническим мероприятием, включающим в себя разработку виртуальных взаимодействий и передачи команд управления, мониторинга состояния оборудования и многим другим.

Сложности в проведении проектов удаленного управления в России являлось то, что управление на каждом объекте выполняется с разных диспетчерских центров, которые могут управлять только определенными функционными аппаратами на объекте. Для того чтобы исключить одновременное управление из разных мест нужно было внедрить программный ключ арбитража (Слайд №2.3). Так как мы участвовали в пилотном проекте по теме управления для УСК, то сразу было включено несколько объектов, и чтобы не делать это в программном обеспечении, мы сделали обобщенный программный путь арбитража (Слайд №2.4), который сразу выполнен у нас как модуль в программе настройки сервера телемеханики. Максимальное количество направлений управления – шестнадцать, максимальное количество программных модулей, идущих друг за другом, может быть любым. Данный программный ключ запускается на сервере ТМ и в случае дублирования серверы телемеханики работают в кластерном режиме в положении MASTER-SLAVE, то есть он запущен на одном ведущем сервере телемеханики и данные о своем состоянии передает на второй комплект телемеханики. Также мы внедрили удаленное управление в сетевой компании в Татарстане на подстанции Черников-центральная и в компании Рейд станция Персиньевская.

Слайд №2.1 Организация оперативного тока на цифровых подстанциях.
Слайд №2.2
Слайд №2.3
Слайд №2.4

Следующим этапом по цифровизации управления коммутационным оборудованием является введение электронных бланков переключений (Слайд №2.4). Бланк переключения — это оперативный документ, в котором проводится последовательность операций с коммутационными аппаратами, заземляющими разъединителями, цепями оперативного тока, устройствами релейной защиты, противоаварийной автоматики, операции по проверке отсутствия напряжения, наложению и снятию переносных заземлений, вывешиванию и снятию плакатов, а также необходимых проверочных операций.

Типовой бланк переключения – это оперативный документ, в котором указан строгий порядок операций при выполнении повторяющихся сложных переключений в электроустановках для конкретных схем электрических соединений и состояний устройств РЗА. Переключение на подстанциях требует соблюдения строгой последовательности оперативных действий, выполняющихся на бланке переключения. Бланк переключения является единственным оперативным документом, которым персонал может пользоваться непосредственно в местах выполнения операции. Наличие электронных блокировочных устройств не может исключить применение бланков переключений, поскольку отсутствуют средства постоянного и зафиксированного контроля последовательности и исправности устройств.

Для автоматизации процессов создания данного оперативного документа и автоматизации контроля за выполнением строгой последовательности оперативных действий каждого пункта бланка, наша компания разработала специальный программный модуль, встраиваемый в нашу систему. Бланки переключения в ней могут быть автоматизированными с пошаговым контролем персоналом каждого пункта бланка, а также автоматическими. При этом автоматический участник может запускаться не только с подстанции, но и с удаленного диспетчерского центра. Соответственно, для ведения электронных бланков переключений сначала их надо создать. В нашей системе разработан редактор бланков переключений, в котором его редактирование не отличается от ведения типовых требований по заполнению обычных бланков. Соответственно, выявляется согласующее лицо, которое его согласовывает. Там надо ввести наименования объектов, заголовки, задачи переключения, объект переключения, описание исходной оперативной схемы, состояние коммутационных аппаратов на момент операций, список последовательности операций, а также дежурный, контролирующий и другой персонал, участвующий в оперативных действиях. Вы составляете список последовательности операций с коммутационными аппаратами, ключами, автоматическими выключателями, блинкерами. Редактор позволяет связать любые первичные и вторичные устройства с реальными сигналами, отвечающими за определенное состояние данных устройств, которые присутствуют в системе СКАДА, привязать команды управления к конкретным коммутационным аппаратам: выключателям, разъединителям, заземляющим ножам, расцепителям и другой аппаратуре. Дублировать установку плакатов и переносных заземлений на определенные места мнемокадров объекта, восстанавливать контроль подтверждения и выполнения ручной операции оперативной бригадой.

Слайд №2.5

Итак, бланк переключения состоит из трех областей (Слайд №2.5). Соответственно, левая часть – список бланков, центральная часть – это сам электронный бланк и справа – сигналы которые можно привязать к системе. Если уже существует бланк, то в нашем редакторе можно просто перенести копи-пейстом из действующего бланка в электронный.

Далее (Слайд №2.6) к каждому пункту следует привязать сигналы из СКАДА системы, задать ему действия: ждать отклика, вызывать диалог управления установить плакат. Дальше бланк утверждается определенным лицом, которому это разрешено в системе, и бланк после утверждения может быть запущен на исполнение. Каждый пункт бланка сопровождается, если нет привязанного сигнала, вот таким мнемокадром, то есть можно обойти, подтвердить операцию (Слайд №2.6). Если к функции привязано управление коммутационным аппаратом, соответственно, вызывается в каждой системе автоматически диалог управления. Вы сразу можете управлять, и на СКАДе будет виден результат управления. Если присутствует автоматическая часть, то она подсвечивается красным и выполняется одним пунктом (Слайд №2.7). При выполнении бланка дежурный может его остановить, а также может завязывать в бланки те сигналы релейной защиты, при которых бланк автоматически остановится (Слайд №2.8). После выполнения бланк может быть распечатан в стандартном виде.

Слайд №2.5
Слайд №2.6
Слайд №2.7
Слайд №2.8

Наша компания внедрила данные бланки на подстанции 500 киловольт в Щелоково, и по результатам опытной эксплуатации введены дополнительные функции в нашу систему: введена программная проверка исходной схемы, введена программная задержка между выполняемыми пунктами автоматической части, которую можно регулировать при старте, увеличено визуальное изображение кнопки ручного останова операции, введена автоматическая прокрутка бланка операции. Введена остановка в автоматической части бланка переключений в случае программных сбоев и возникновения ошибок от терминалов РЗА. В этом году наша компания совместно с Сетевой компанией, ОДУ Средней Волги и компанией РДУ Татарстана впервые в России применила автоматизированную систему, систему автоматических бланков на подстанции Щелоково при запуске автоматической части с подстанции. На 2019 год запланирован ввод на подстанции Центральная и запуск автоматической части из удаленного диспетчерского пункта. Этот программный модуль может быть внедрен на нашей системе без какой-либо дополнительной настройки, просто инсталлятором.

Вопрос: На каком еще оборудовании вы это делали?

Сергей Розанов: На подстанции Щелоково стоит наша старая система – разработка нашей компании. В качестве разъединителей, если не ошибаюсь, на Щелокове стоит Арена.

Практическая цифровизация массовых подстанций класса 110 киловольт. Докладчик Александр Булычев, технический директор ООО «НПП Бреслер»
Опыт реализации ООО "ЭнергопромАвтоматизация".

Александр Булычев: Уважаемые коллеги. Все, наверное, замечают, что люди настолько привыкли сегодня к надежному электроснабжению, что многие из них воспринимают электрическую энергию как дар Божий, как природный неиссякаемый ресурс, который всегда есть. И во многом этому способствовало то, что управление электроэнергетическими системами за сто лет своего развития сложилось в таком виде, в каком мы его имеем сегодня.

По сути дела, это три вида управления: оперативно-диспетчерское управление для нормальных режимов, противоаварийное управление для режимов, когда происходят сильные возмущения и релейная защита для таких условий, когда происходят повреждения в энергосистеме. Методы, технические средства, оборудование — и программы и модели для этих видов управления разные. Так вот, соответственно, имеются разные цели, разные цели преследуют эти три направление (Слайд №3.1).

Первое из них – это нормальный режим, когда нужно плавно, без потрясений, переходить в плановом порядке от одного режима к другому, во втором случае – противоаварийное управление и преследует цель сделать что? После возмущения найти другой установившийся режим и ввести систему в новый установившийся режим с балансовой генерацией потребления. А что делает релейная защита? Релейная защита должна как хирург быстренько отделить поврежденный элемент от исправной части организма энергосистемы с тем, чтобы эта исправная часть могла продолжать успешно работать и выполнять свои функции в полной мере.

Слайд №3.1

Мы решили задачу цифровизации применительно к подстанциям 110 киловольт. По сути дела, это рабочая лошадка в энергосистемах, таких подстанций более 10 тысяч в нашей энергосистеме. Работая над этой темой, мы сформулировали несколько исходных условий к цифровизации таких подстанций. Во-первых, принцип «не навреди». Что значит «не навреди»? У нас есть хорошие показатели работы и релейной защиты и противоаварийной автоматики, которые достигнуты за сто лет, и здесь нам ориентир задан. Во-вторых, это бюджетные подстанции, которые соответствуют по цене своему классу и здесь нельзя ставить какое-то оборудование, образно говоря, с перламутровыми пуговицами, со всеми наворотами. В истории немало примеров, когда чрезмерное увлечение какими-то сервисными функциями приводит к нарушению основных функций. Вот в Швеции стоит прекрасный корабль «Васа». Четыреста лет назад его построили, столько наворотов на него сделали, а он проплыл всего лишь триста метров и утонул. Забыли про основные функции! Мы должны из этого извлекать некие уроки. Для примера несколько фактов. Статистика по электромеханике – это просто впечатляющие цифры (Слайд №3.2 и Слайд №3.3). Посмотрите – средняя периодичность отказов основных защит электромеханики в 1979 году была какая? Три с половиной тысячи комплектов дифференциальной защиты генераторов, а ошиблись за год всего пять. За это хвалили, вообще говоря. А вот самые плохие – у меня есть и такие показатели – вот видите, там 20 лет есть. Это защита, в которой есть физические каналы связи, распределенные по объектам защиты. Это то, за что ругали – среднее количество отказов — 20 лет. Что мы можем сейчас на базе цифровой техники иметь в плане надежности?

Слайд №3.2
Слайд №3.3

Надо отметить, что надежность немножко снизилась с переходом на цифровую технику, но это есть как объективные, так и субъективные причины. Исходя из условий, которые сложились в настоящее время, мы предлагаем несколько решений для подстанций класса 110/6 кВ – базовый вариант для рассмотрения. Я покажу несколько примеров той практической реализации, которую мы осуществили на этих подстанциях. То, что сейчас в стадии разработки НПП «Бреслер» и то, что в стадии внедрения. Буквально до конца этого года мы введем в Ленэнерго подстанцию, действующую по такому принципу с использованием на ней этого подхода. Дальше в планах у нас Центр и Приволжье. А вот пример – идея. Смотрите, нельзя сделать одинаково цифровизацию, даже на этих подстанциях, применительно к оборудованию на разных ступенях напряжения. На 6-10 киловольт — один подход, на 110 – другой будет. Мы предлагаем, двухуровневую систему цифрового управления. На 6-10-35 это будет как бы одна локальная система (Слайд №3.4). И здесь интересный эффект можно получить. Первый закон Кирхгофа никто не отменял, верно? Если мы знаем все токи присоединений к секции шин, то сумма токов должна быть равна чему? Нулю, верно? И если какое-то из присоединений потерялось, то есть информации об этом токе присоединения нет, то тогда центральный терминал, который здесь показан, суммируя эти токи, получит некое виртуальное значение тока и его можно уже использовать как косвенно измеренное значение тока. И таким образом все функции релейной защиты этого присоединения можно передать центральному устройству, которое обеспечивает локальное управление завершенным узлом подстанции. Таким образом, для типовой подстанции скажем, 110/10 кВ, мы будем иметь где-то четыре таких локальных централизующих узла: первая секция – 10 кВ, вторая секция 10 кВ, дальше трансформатор и ввод 110 кВ – это тоже локальная сеточка отдельная (Слайд №3.5). И потом из этих локальных сетей собирается общеподстанционная сеть, где для центрального терминала подстанции эти локальные сети будут как периферийные очаги информации (Слайд №3.6). Причем, смотрите, очень разный может быть реализован подход к построению этих локальных сетей. Почему? А потому что ответственность, требования да и сама уже сложившаяся структура секции 10 кВ очень сильно отличается от структуры 110 кВ на подстанции. Дальше самое интересное. Получается, что с началом применения цифровой техники мы потеряли резервирование. Были трехступенчатые токовые электромеханические защиты, каждая ступень из которых могла работать автономно. Вместо трех ступеней автономных мы сейчас имеем один терминал со всеми вытекающими последствиями. Так вот, эту локальную централизацию мы и предлагаем использовать для того, чтобы восстановить вновь вот эту возможность резервирования, возможность автономной работы защиты (Слайд №3.7). Центральный терминал будет брать на себя функции тех защит, которые были установлены на присоединениях и тех, который были потеряны. Это даже не резервирование, а замещение. Мне кажется это очень полезная вещь с точки зрения практики. Кроме этого есть масса алгоритмов, которые реализуются при централизации намного лучше и имеют бо́льший эффект. Вот, например, защита от однофазных замыканий на землю. Это селективная защита, которая почти 99% попаданий дает при поиске поврежденного фидера.

Слайд №3.4
Слайд №3.5
Слайд №3.6
Слайд №3.7

Вопрос: Есть ли оборудование специальное для реализации именно этого подхода к цифровизации?

Александр Булычев: Количество портов терминалов мы предусмотрели таким образом, чтобы можно было, не используя даже сетевое оборудование, строить эти локальные сети дешево и эффективно. Это терминалы, которые могут выступать в качестве серверов в этих локальных сетях. Выводы. Самый наш главный вывод, что не надо делать глобальную централизацию на подстанциях такого класса. Давайте сделаем для начала такое поэтапное и по уровневое решение для централизации.

Вопрос: У меня вопрос по резервированию. А резервный контроллер – как он будет действовать при неприсоединении – через основной терминал? Резервирование будет в таком случае обеспечено?

Александр Булычев: Для этого мы предусматриваем специальное цифровое промежуточное реле, через которое будет действовать на выключатель.

Вопрос: То есть получается, что вот это дополнительное UPS, оно тоже имеет цифровые каналы связи, правильно?

Александр Булычев: Да

Вопрос: А вот это промежуточное цифровое реле это как бы и есть защитное устройство?

Александр Булычев: Как хотите, так и называйте. Но функции его понятны.

«Подготовка кадров для цифровой энергетики в НИУ «МЭИ», Александр Волошин, заведующий кафедрой РЗиА энергосистем НИУ МЭИ.

Александр Волошин: Перед началом презентации по просьбе организаторов скажу несколько тезисов по сегодняшней теме и вопросам, которые были заданы.

Насчет внедрения цифровых подстанций мы так же считаем, что все проекты, которые сейчас реализуются, фактически направлены на освоение технологии, которая описана в стандартах. Поэтому те эффекты, которые цифровизация должна принести, сейчас не просчитываются. Допустим, релейная защита и автоматика на подстанциях стоит, например, сто миллионов рублей. Эффекты от цифровизации, если мы их достигнем – 30 миллионов рублей. У нас таких подстанций тысяча, значит 30 миллиардов – максимальный эффект, который мы можем получить. Тысячу подстанций мы с вами будем лет сто модернизировать. Таким образом у нас эффект в год — 300 миллионов. Вот те усилия, которые мы сейчас тратим на цифровизацию при бюджете ФСК по КАПЕКСам сто миллиардов, на офисы еще больше – сто тридцать миллиардов. Всё-таки эффект от цифровизации, он лежит не внутри релейной защиты, он лежит в более эффективном использовании первичного оборудования, в более эффективном планировании развития энергосистем, в оптимизации затрат, в экономии ресурса оборудования. То есть когда мы делаем цифровые системы – это не столько про отключение при КЗ, сколько про оптимальное использование ресурсов. Тем более, когда в правительстве ставятся цели по цифровизации экономики, они ждут экономических эффектов. И все наши внедрения должны заканчиваться бизнес–показателями и, собственно говоря, о функциях таких методик и отсутствии прослеживаемых трассируемых решений по РЗА до того, к каким они затратам приведут при строительстве и эксплуатации конечного оборудования, ну никак не связаны с жизненной необходимостью. Сейчас ситуация обстоит еще хуже, потому что там этого эффекта в 30% достигнуть гораздо сложнее. Но в распределительных сетях другая ситуация. У нас количество абонентов в распределительных сетях увеличивается, а удельное их электропотребление снижается – то есть у нас появляются энергоффективные технологии, появляются накопители, собственная генерация. И совершенно правильно было замечено, что электроэнергия – это не товар, это общественное благо. Поэтому здесь нужны новые функции и эти функции они даже не столько в повышении эффективности работы оборудования, сколько в новых сервисах. Даже в сети должны зарабатывать на чем-то еще: на тех данных, которые они имеют. Теперь что касается различных архитектур. Вы знаете, мы сделали много публикаций по теме разных архитектур. Так вот какой вывод получается? Что архитектура на самом деле не так важна. Можно, используя совершенно разные подходы к созданию комплексов релейной защиты, получить примерно одинаковый результат. Поэтому, когда мы делаем НТД (нормативно-техническая документация) типовые решения не должны ограничивать применение тех или иных архитектур, потому что сейчас мы не знаем, как они поведут себя в эксплуатации с НТД. Они должны снимать барьеры на внедрение этих технологий, но ни в коем случае не ограничивать их. Иначе, введя типизацию, реализовав, может быть, не очень эффективные решения, с ними придется жить 10-15 лет, пока мы эту типизацию отработаем. Что касается архитектуры вообще и технологии «цифровая подстанция», то архитектуры не важны, важна сама технология. Так вот – технология, которая описана в этом стандарте, она неэффективна. Заслужила такое доверие передача данных по ВУС-сообщениям, MMS сообщениям, а вот SMPP сообщения нигде масштабно не применяемы. Опыт общения на СИГРЭ показывает, что каждый производитель релейной защиты всегда предлагает альтернативу. Где-то точка-точка, точка-мультиточка и у всех две основные проблемы – это потеря синхронизации, а это снижение надежности. А второе – управление трафиком, а он абсолютно избыточен, он не нужен. Мы за 20 миллисекунд передаем 80 раз измерения, а релейная защита у нас срабатывает раз в 3 миллисекунды, раз в 5 миллисекунд. Зачем такой трафик гоним. Но альтернатива этим решениям есть, и мы сделали несколько публикаций по этому поводу. Поэтому с головой окунаться в этот стандарт, не подвергая его критике – это неправильно. Не нужно столбить те технологии, к которым у нас до сих пор есть претензии. Сейчас у нас релейная защита становится настолько сложной, что мы даже разрабатываем программу обучения, понимая, что в те два года, которые учат на магистров, мы не можем уложить в них все эти знания. Вывод о чем? У нас должно быть разделение. Есть техник-релейщик, который понимает досконально нюансы, связанные с функционированием алгоритма релейной защиты, и он заточен под проектирование, наладку и эксплуатацию. А есть специалист-разработчик, которому не так важно знать, как конкретно это системно-техническое решение реализуется на подстанции, а должен знать, как устроен терминал, как передаются данные, как любые органы функционируют внутри.

И в заключение единственная ремарка. Мы в 2012 году сделали концепцию развития РЗА и получили просто зубодробительные отзывы о том, как мы были не правы, а сегодня я вижу, что те положения, о которых мы говорили, они реализуются. Я хочу сказать, что те технологии, которые мы сейчас разрабатываем, это просто облако тэгов. Вот как сейчас у нас. Один-два сигнала добавили в терминал – он у нас стал интеллектуальным. Мы три сигнала в цифру загнали - у нас всё стало цифровым. Вот это вот абсолютно не так. Как объяснить идеологию даже такой интеллектуальной системы? Это система, для которой мы не разрабатываем алгоритм, то есть у неё есть правила функционирования, мы закидываем туда цель, система сама находит решение. На самом деле мы должны просто дать команду «Вывести трансформатор в ремонт», подстанция сама должна решить – что по первичной, что по вторичной переключить и отчитаться.

Нам очень нужны кадры. Есть высшее образование. Разработчиков готовят ИТУ, РДУ и ряд других. А специалистов, которые занимаются эксплуатацией, как техников-релейщиков, которые обслуживают тысячи и тысячи подстанций – вот их практически нигде не готовят. Поэтому мы набираем всех, начиная от зубных врачей, и учим. Вот это задача. Совершенно не подготовлены люди. Я на многих организациях по работе бываю – кошмар!

«Рекомендации по реализации различных наборов данных SV-потоков исходя из требований к устройствам РЗА». Николай Тойдеряков, инженер ООО НПП «ЭКРА»
ООО НПП «ЭКРА».

Николай Тойдеряков: Как вы знаете, по стандарту IEC 61850 имеются разные требования к информации и конкретные требования по частоте дискретизации и набору данных (Слайд №4.1). Также есть стандарт IEC 61869-9, который описывает требования к цифровому выходу электронных измерительных ТТ и ТН. И всем известная структурная схема цифровой подстанции (Слайд №4.2) шина-процессор для пути реализации, где совпадут требования синхронизации, сервер времени. Более наглядная схема (Слайд №4.3), поясняющая как работает шина процесса, цифровые оптические трансформаторы, классические электромагнитные через преобразователь аналоговых сигналов (ПАС). Формат кадра SV (Sampled values) (Слайд №4.4) представляет собой большую базу данных, самые основные из них – это идентификаторы и блок MFT (англ. Master File Table — главная файловая таблица), который содержит в себе информацию, зеленым я отметил.

Слайд №4.1
Слайд №4.2
Слайд №4.3
Слайд №4.4

Синхронизация осуществлена следующим образом. Если мы говорим о четырех тысячах цифровых отчетов в секунду, то это означает, что данные синхронизированны на каждый цифровой отчет, это 80 отчетов за период. Синхронизация требуется при работе терминала РЗА интеллектуальные электронные устройства по нескольким источникам SV потока. В случае же, если источником SV потока является только одно устройство, то допускается работа и без синхронизации. По загруженности сетевого канала (Слайд №4.5) можно оценить как 80% для основного трафика, длина которого во многом регламентируется идентификатором sviD и 20 % загруженности для сервисных трафиков. Что собой вообще представляет измерительная сеть? Допустим, есть несколько источников, которые передают пакеты данных и эти данные распространяются по всем портам всех устройств в сети. Само собой, если устройств будет внутри больше, то в этом случае у нас могут возникнуть пропуски отчетов так и их перемешка. Чтобы этого избежать, нужно грамотно выстраивать сеть, нужно пользоваться технологией VLAN (Слайд №4.6), которая позволяет уже коммутатору распределять приходящий и исходящий трафики.

Слайд №4.5
Слайд №4.6

На сегодняшний день набор передаваемых величин в соответствии с требованиями 9-2 LE представляется следующим образом (Слайд №4.7): у нас есть четыре 4 тока и 4 напряжения на практике получается так, что не всегда используются высокие напряжения в одном наборе передаваемых величин. Короче говоря, передаются нулевые значения, которые не используются, но тем не менее дают нагрузку на сеть. Несколько примеров по линейным схемам. Например, дистанционная защита (Слайд №4.8). Если мы все объединим в один поток на одном устройстве ПАС, то можно сказать, что в данном случае допускается работа защит без синхронизации, таким образом, при потере синхронизации мы сможем работать с защитой.

Слайд №4.7
Слайд №4.8

Перехожу к выводам.

Успешная реализация IEC 61850-9-2 LE в реальных проектах электроэнергетики имеет ряд особенностей. В настоящее время функционирует несколько подстанций, где используется IEC 61850-9-2 LE, но требуется его гарантийная техническая поддержка. Дальнейшую разработку устройств с учетом национальных стандартов и поддержкой протоколов IEC 61850 следует выполнять с обратной совместимостью с IEC 61850-9-2 LE.

Одним из ограничений IEC 61850-9-2 LE является набор передаваемых величин 4I+4U, что не всегда соответствует требованиям устройства выбора. Предполагается применять различные наборы по токам и напряжениям в пределах восьми или меньшего количества передаваемых величин, что упростит обратную совместимость.

Ожидаемое поведение устройств РЗА при потере синхронизации потока по плохому качеству, например, должно определяться управляющей стратегией для каждого конкретного проекта с учетом наборов передаваемых электрических величин.

Использование 2 блоков ASDU в Ethernet-кадре SV80-потока позволить уменьшить загрузку цифрового канала связи. В настоящее время в IEC 61-859 не рассматривается такая возможность.

Существующие алгоритмы измерительных органов устройств РЗА, работающие с поддержкой протоколов IEC 61850-9-2 LE и рассчитанные на SV80-поток с восьмьюдесятью выборками за период. Переход SV96-потоки согласно IEC 61869-9 потребует изменения применяемых алгоритмов. У меня всё. Благодарю за внимание.

«Кластерная архитектура ЦП. Опыт внедрения цифровых систем защит и управления в распределительных сетях». Докладчик Николай Дорофеев – сотрудник ООО «ПиЭлСи Технолоджи»
ООО НПП «ЭКРА».

Николай Дорофеев: Добрый день, коллеги. В начале презентации хотел бы сразу оговориться, что большинство подстанций в данной презентации понимаются как подстанции, где обязательно присутствует цифровая шина процесса со всеми вытекающими последствиями, соответственно, мы будем обсуждать именно такую конфигурацию

В классическом понимании многих на сегодня цифровая подстанция имеет распределенную архитектуру (слайд 2), то есть отдельный терминал, отдельные устройства преобразования ПАС и ДАС и так далее. В данном случае данная архитектура не имеет преимуществ в плане увеличения надежности, в плане каких-то экономических выгод перед традиционной системой защиты и управления, построенных. Мы предлагаем рассматривать цифровую подстанцию раздельно-кластерной архитектуры (слайд 3).

Слайд №5.1
Слайд №5.2

Что такое, по-нашему, цифровой кластер (Слайд №5.3). Это сегмент ЦПС, для которого характерно объединение определенного набора функций в виде программно реализованных устройств, то есть алгоритмы защиты, управления, измерений и всевозможные алгоритмы вторичных систем, которые можно реализовать в виде программных приложений. Соответственно, для обработки этих программных приложений требуются некие вычислительные мощности. Так вот, кластерная архитектура и централизованная архитектура — это не одно и то же, и здесь нет стремления объединить все системы в один сервер, чтобы жизнь подстанции зависела от работы данного сервера.

Слайд №5.3

Системы защиты одной из секций, функцию регистратора аварийных событий для подстанции можно объединить в один кластер на одной аппаратной платформе. Для работы тех программных приложений, которые реализуются алгоритмы, необходимы данные в цифровом виде. Так уже сложилось, что это потоки аналоговых значений в формате 9-2 и дискретные сигналы и команды управления в формате GOOSE сообщений. Что хотел бы сказать? Предыдущий докладчик из компании ЭКРА говорил о частотах дискретизации. Мы на сегодня максимально почему-то все привязаны к стандарту 61-869. Многие до сих пор рассматривают его как единственный возможный вариант реализации передачи данных шины процесса IEC 61850-9-2 LE. Да, хотят применять LE, когда у нас есть отдельный трансформатор тока, с которого можно сразу забрать сеть токов и передавать его в шину процесса, и любые устройства измерения и защиты будут подписываться на нужные им потоки. При этом не тащить цепи напряжения от ТН к ТТ. Частоты дискретизации хотелось бы тоже определить. Например, ориентируются на стандарт 61-869, то есть 96 выборок за 20 миллисекунд, либо 288. Но ведь для работы основного, подавляющего количества защит, типов защит, достаточно гораздо меньшей дискретизации. Когда мы говорим, что желательно экономить трафик, то объем данных, передаваемый шиной процесса, следует минимизировать, и при этом мы говорим, что какие-то необоснованно высокие частоты дискретизации применять не совсем актуально. Поэтому, может быть, в будущей редакции появятся какие-то оптимизированные значения с учетом опыта эксплуатации защиты систем управления, измерений и так далее, которые позволят оптимизировать передачу данных в шину процесса. Как мы эту проблему решаем. Нами разработано своё устройство аналогово-цифрового сопряжения с шиной процесса (Слайд №5.4 и Слайд №5.5). Устройство поддерживает ряд частот дискретизации. И мы поддерживаем идеологию, что устройство ПАС должно быть настраиваемое, должно уметь формировать несколько потоков с разными частотами, то есть оцифровать ячейку, вывести все её сервисные данные в цифровом виде. Таким образом применить эти данные возможно в системе защиты, в системе измерения и так далее. То есть для этих систем возможна самая разная частота дискретизации.

Слайд №5.4
Слайд №5.5

Коммутаторы для организации цифровой шины процесса (Слайд №5.6). Сегодня так сложилось, что самый современный и оптимальный способ синхронизации устройств или процесса — это синхронизация по протоколу PTP. Соответственно, эта функция возлагается на коммутатор с поддержкой соответствующего протокола с синхронизацией времени передачи пакетов PTP от одного порта к другому с учетом задержки, с определением задержки на аппаратном уровне (Слайд №5.7). Обязательно коммутатор должен оказывать поддержку VLAN, иметь и радиус-идентификацию как одна из мер обеспечения информационной безопасности. Приведу примеры реализации кластерной архитектуры на двух объектах, которые мы внедрили в этом году в опытную эксплуатацию. Это подстанция 110 киловольт в Бирюлево, один из кластеров, который был внедрен по технологии цифровой подстанции. Это системы регистрации аварийных событий и контроля качества электроэнергии в объеме всей подстанции. Цифровая секция шин на 10 кВ для средств защиты и управления была реализована для одной из секций в виде кластера единого для аппаратной платформы, как основной и резервный комплекс защиты управления. Так как комплекс выполняет функции РЗА, применено резервирование. Другой отдельный кластер включает измерительные функции для цифровой секции шин. Что демонстрирует данный подход? Именно объединение систем кластера позволяет добиться динамических выгод. Но тут нужно действовать очень аккуратно. Например, к ответственным функциям относиться более продуманно и не объединять всех, Поэтому при проектировании централизацию следует применять в меньшей степени.

Слайд №5.6
Слайд №5.7
Слайд №5.8

Функции можно объединить по максимуму, если их отказ не является критическим для работы подстанции. Другой пример — это цифровой РП. Сегодня вообще бытует мнение, что технологию шины процесса можно актуально применять на объектах на напряжения от 10 кВ и выше. Эту технологию можно распространить и на более низкое напряжение, даже в распредсети на 10 кВ, что мы и постарались сделать. Нами разработан ряд мер по информационной безопасности (Слайд №5.8), но основная идея в том, что именно разработчики систем защиты управления должны на себя взять функцию разработки средств обеспечения безопасности.

«Система обеспечения единого времени как ключевой элемент ЦПС». Антон Черепов, ведущий специалист ООО «Прософт-Системы».
ООО НПП «ЭКРА».

Антон Черепов: Добрый день, коллеги. Проблема обеспечения единого времени очень серьезно развивалась последние десять лет. То есть еще десять лет назад высоких требований к точности синхронизации времени не было, и известный многим 603-й приказ РАО ЕС лишь требовал наличия меток времени, но никоим образом не предъявлял требования к точности. Дальше с развитием систем, с развитием технологий, с появлением особенно цифровых протоколов обмена данными требования к синхронизации уже пошли на миллисекунды. Развитие опять же технологий с появлением системы мониторинга переходных режимов стало требовать гораздо более точную синхронизацию времени, и синхронизация времени стала уже порядка 1 микросекунды. Это очень серьезное требование. В цифровой же подстанции требование одной микросекунды сохранилось, однако цифровая подстанция стала требовать гораздо больше с точки зрения надежности и безопасности от системных организаций времени поскольку данные о точном времени стали непосредственно влиять на работу релейной защиты и противоаварийной автоматики. В соответствии с этим появились новые требования к новому качеству данных по обеспечению единого времени. Мы, соответственно, разработали линейку устройств, которые обеспечивают решение спектра задач обеспечения единого времени и в том числе для цифровой подстанции. Это, прежде всего, компактное устройство, не требующее сетевой синхронизации времени через сеть, компактные устройства с поддержкой NTP, которые могут применяться, допустим, на каких-то необслуживаемых или объектах низкого класса напряжения для построения телемеханики подобных систем. Полнофункциональные NTP-серверы большого времени, которые, в принципе, закрывают все насущные потребности, пожалуй, за исключением цифровой подстанции. И, наконец, сервер точного времени, который можно использовать и для цифровой подстанции с поддержкой протокола PTP. Поскольку все вот эти новые требования по надежности и защищенности, которые предъявляет цифровая подстанция, логично реализовывать в PTP протоколах. Вся линейка отвечает требованиям, которые предъявляет цифровая подстанция с точки зрения надежности: это и резервирование, это поддержка PRP и время автономной работы, что тоже немаловажно для именно цифровой подстанции. Автономная работа при потере сигнала спутника для данной линейки устройств составляет 5 миллисекунд, что совсем немного. Для цифровой подстанции все эти характеристики очень критичны. При разработке линейки мы также ориентировались на требования к устройствам РЗА. Для чего? Это позволяет использовать устройство не только как АСУ ТП, где обеспечивается тематика и другие, сложно выполнимые требования, но и в обычных градийных шкафах, использовать их на любых объектах и практически для решения любых задач построения. Естественно, мы поддержали широкий спектр профиля PTP и в первую очередь это энергетический профиль. Отдельно хотелось бы выделить такую немаловажную тему, как кибербезопасность. Как я уже сказал, цифровые подстанции – это очень важный момент и поэтому наши устройства мы аттестуем на соответствие требований распоряжений «Россетей» о кибербезопасности. В данный момент они как раз проходят аттестацию и в ближайшее время, думаю, что мы получим заключение по безопасности. Таким образом, нам удалось разработать, создать и предложить линейку устройств синхронизации времени, которая отвечает всем насущным потребностям, в том числе самым передовым, таким как цифровая подстанция, которые она предъявляет по надежности, точности и безопасности к устройствам обеспечения единого времени. Спасибо.

«Эффективные решения для цифровых подстанций и цифровых РЭС». Алексей Мокеев, заместитель генерального директора ООО «Инженерный центр «Энергосервис».
ООО НПП «ЭКРА».

Алексей Мокеев: Сегодня уже отмечалось, что решение на 110 кВ типовое, при котором мы используем резервирование PRP, когда мы используем коммутаторы. Для эффективного использования решения на 6-10 кВ подходит вариант, когда каждое устройство имеет встроенные коммутаторы. Данное решение позволяет делать цифровую подстанцию без использования внешних коммутаторов. Когда такое решение активно применяется за рубежом, то имеет смысл применять его и в нашей стране.

Слайд №6.1
Слайд №6.2

Относительно цифрового РЭС. Если посмотреть на Москву или Санкт-Петербург, то большинство конкурентов не то, что не имеют высоковольтные плавкие предохранители, они не имеют ни трансформаторов тока, ни трансформаторов напряжения для того, чтобы обеспечить решение тех задач, которые перед ними стоят. А «Россетям», конечно, надо искать реальные решения, связанные с использованием специальных датчиков тока разъемных, недорогих и, соответственно, решить задачу наблюдаемости этих объектов и, самое главное, обеспечить быстрое нахождение коротких замыканий и замыканий на землю (Слайд №6.1). Если мы говорим о развитии, сегодня об этом тоже много говорилось, то нужно использовать не только многофункциональные преобразователи аналоговых сигналов (SAMU) и преобразователи дискретных сигналов (DMU), нужно использовать новые современные датчики тока и напряжения и необязательно они должны быть цифровыми (Слайд №6.2). Если мы говорим о высоком напряжении, то надо к этому стремиться. Если же мы говорим о среднем напряжении, то это могут быть пассивные датчики с низкоуровневыми аналоговыми сигналами на базе катушки Роговского или LPCT и датчики напряжения (например, резистивные или емкостные делители напряжения). Опыт разработки комбинированного датчики тока и напряжения TECV-P1 фирмой «Оптиметрик» совместно с ООО «Инженерный центр «Энергосервис» говорит в пользу цифрового решения.

Если же в так называемых электронных датчиках мы используем аналоговые микросхемы, то мы считаем, что эту ситуацию надо менять и использовать встроенный цифровой модуль, чтобы сделать такие датчики цифровыми. В рамках работы по созданию ячеек нового поколения (Слайд №6.3), мы постепенно уходим от дискретных сигналов и пытаемся использовать как современные датчики тока, так и датчики с цифровым интерфейсом, а в перспективе видим использование интеллектуальных выключателей и разъединителей. Прорабатывается несколько схем решений, когда у нас два устройства интеллектуальных – это релейная защита и измерительное устройство (Слайд №6.4). В первом решении мы используем комбинированные датчики тока и напряжения, пассивные с низкоуровневыми сигналами. Это современные датчики, они занимают очень мало места, у них лучшие метрологические характеристики и это недорогое решение. Другое решение – это когда мы используем современные датчики, но со встраиваемыми преобразователями аналоговых сигналов и по схеме точка-точка подключаемся к двум интеллектуальным устройствам. И третье решение, которое нам больше нравится – это ситуация, когда мы используем для релейной защиты низкоуровневую шину процесса с топологией общей шины для того, чтоб к данным могли иметь доступ множество устройств. Обычен интерес в последние годы к релейной защите, особенно среди европейских и американских компаний. Эта технология векторных измерений. Мы видим, что многие ведущие зарубежные компании модуль Б-1 вставляют опционально или делают типовым. На эту технологию много получено патентов. Сегодня говорилось о реализации дифференциальной защиты шин. Если мы говорим о цифровых трансформаторах, то мы считаем целесообразно заложить туда не только преобразователь аналогового сигнала в цифру, но и измеритель.

Слайд №6.3
Слайд №6.4

Важно еще обеспечить технологию СВИ (синхронизированные векторные измерения). До этого было очень много суждений о том, как же должна работать автоматика, защита в условиях электромагнитных и электромеханических переходных процессов. Для таких устройств есть международный стандарт, есть стандарт СТО системного оператора. Это позволяет лучше понять многие вещи. Здесь, для примера, я показал три импульсные характеристики цифровых фильтров (Слайд №6.5). Первый – это так называемый алгоритм Фурье, который применяют зарубежные и российские производители, второй, красный – это специально синтезированный фильтр релейной защиты, и зеленым цветом – тот фильтр, что у нас стоит в ПАС, стандартный вариант. Если мы посмотрим даже не электромеханический переходный процесс, то алгоритм ведёт очень неэффективно – очень много погрешностей возникает. Если, к примеру, у нас простой электромагнитный переходный процесс – имеем чистую синусоиду, то здесь всё понятно: первый фильтр всё хорошо, он быстрее сел, а если у нас даже есть экспонента и ушла частота, то мы видим, что вместо 20 миллисекунд мы получим 55. Так называемый алгоритм Фурье. Тогда специально синтезированные решения обеспечивают надежную работу за малое время срабатывания. Поэтому важно совершенствовать как внутренние алгоритмы обработки сигналов, так и использовать новые принципы защиты и технологии векторных измерений как раз этому сильно способствуют. На этом слайде (Слайд №6.6) приведен пример когда преобразователь аналоговых сигналов используется не только для SV, но и SPH. У нас есть пилотный проект сетевой компании Татарстан (Слайд №6.7), где мы реализовали целый комплекс, в котором используются действующие новые ячейки. И последний рисунок (Слайд №6.8) – это цифровой РЭС, где используют специальные датчики. У нас тоже это решение представлено на нашем стенде. Приглашаю. Спасибо.

Слайд №6.5
Слайд №6.6
Слайд №6.7
Слайд №6.8
«Визуальный инструмент разработки автоматических специальных программ проверки РЗА». Александр Шалимов, начальник отдела РЗА ООО «НПП Динамика»
Визуальный инструмент разработки автоматических специальных программ проверки РЗА. ООО «НПП Динамика»

Алексей Мокеев: Здравствуйте, коллеги. Мой доклад посвящается особенностям разработки практических спецпрограмм для проверки средств релейной защиты. Перед нами, как разработчикам устройств, стоит достаточно сложная задача. Для проверки нужен простой инструмент, но в то же время обладающий широкими возможностями как для проверки широкого спектра имеющегося оборудования, так и оборудования новых объектов. Требования вкратце, чтобы именно инструмент, который мы доставляем, мог пользоваться наибольшей эффективностью (Слайд №7.1). Это типовые и максимально типизированные решения по шкафам. В этом направлении определенная уже работа ведется в Федеральной сетевой компании. Следующее — это единообразие, некоторая гармонизация уставок и логической части ИЭУ (интеллектуальное электронное устройство) релейной защиты. Стандартизация методики протоколов испытаний, собственно программное обеспечение испытательного комплекса, которое гибко адаптируется под необходимые наборы уставок, логику. Перспективные направления — это внедрение стационарных испытательных систем, при новом проектирования объектов и шины процесса для обслуживания подстанции цифровые. И следующее — это обучение персонала новым методам тестирования ИЭУ. Если выделить нашу часть — это автоматические программы проверки. Пользователь, находясь в визуальном интерфейсе, зная уровень защиты своего объекта, может очень быстро набрать необходимые сценарии. Все эти функции уже заложены в этом программном обеспечении: проведение автоматического выбора уставок и формирование сценариев проверки, проверка логики работы и, соответственно, это программное обеспечение должно поддерживать управление устройством, то есть тестовый режим, режим симуляции, управление контрольным выходом. Таким образом, программа должна обладать возможностью проверить не просто шкаф, то есть изолированный участок, а именно комплекс устройств присоединения. В таком случае у нас проводится именно объективная проверка, то есть горизонтальные связи действия во внешней сети.

По нашему опыту работы, электрические компании, в которых большинство подстанций на 110/35 кВ, обеспокоены повышением надежности когда, например, у них прерывается технологический цикл из-за необъективных, скажем так, проверок, которые ведутся ручными методами. Они попросили нас разработать инструмент, по сути, инструкцию, И на примере подстанции 110/6 кВ мы разработали алгоритм набора тестов для типовых присоединений 6-35 кВ (Слайд №7.2).

Слайд №7.1
Слайд №7.2

Это позволяет с нуля создать пользователю за несколько минут необходимый набор проверки терминала и, соответственно, потом нужно масштабировать набор действий для целой подстанции (Слайд №7.3). Вообще терминалы на 6-35 кВ разных изготовителей имеют много общих черт, поэтому их модернизация осуществляется достаточно быстро. Проверки проводятся по уставкам, которые вводятся энергетическими компаниями, и на выходе у нас протокол проверки, шаблон который может так же редактироваться.

Слайд №7.3

Если посмотреть на класс напряжения восемьсот пятьдесят киловольт (Слайд №7.4), то один шкаф содержит сразу несколько функций: основную защиту, резервную защиту и автоматику управления – всё собрано в одном устройстве. Эти возможности мы так же учли в своем инструменте, то есть у нас гибкое задание характеристик дистанционной защиты, которая у каждого своя. Условия проверки, соответственно, тоже подстраиваются под заданные уставки. В этом плане наш инструмент мы используем как внутри себя для разработки набора специальных программ, которые уже готовые и используются потребителями, так и этот инструмент, который видите, вы можете создать и самостоятельно, если есть время. Сами проверки могут получиться достаточно большой глубины, так как встроен инструмент генерации любых последовательностей и они в общей оболочке. Как пример – перечень программ с использованием, в том числе модуля управления, который выпал из тестового режима и достаточно специфической проверки (Слайд №7.5).

Слайд №7.4
Слайд №7.5

И в заключение. Переходим к цифровой подстанции. В чем тут особенность? Это автоматическое считывание уставок и осциллограмм испытаний по протоколу ММС, это использование максимально CID-файлов конфигурации специального устройства, это использование режима симуляции, когда мы осуществляем проверку, не выводя оборудование из работы и без коммутации. В этом случае если мы применяем испытательную систему стационарно, то выбираем объект, который обеспечен защищенным каналом связи. Оболочка будет работать только в тестовом режиме, то есть не приведет к неправильным действиям – будет реагировать на ее действия только защита, которую перевели в режим тестирования – по своему каналу связи. Параллельно проводим проверку в условиях повышенной коммутационной нагрузки, коммутационного всплеска и параллельно устанавливаем стационарные системы анализа системы трафика, контролируем все процессы и ряд устройств основного назначения. На этом у меня всё. Спасибо за внимание.

Антона Посажиева АО «Радиус Автоматика»

Антон Посажиев: У меня будет очень логичное продолжение предыдущего доклада. Динамика говорила о процессе наладки, а я хочу остановиться на процессе проектирования и немного про разработку устройств для цифровой подстанции.

Все вы знаете, что цифровая подстанция – это основной тренд и желание у всех это делать, но к нам на стенде часто подходят специалисты из проектных организаций и спрашивают: «А что, собственно, делать? С чего начать?».

В этом плане очень большую работу и свой вклад внесли ФСК, выпустив ряд стандартов. Действительно, это переосмысленные переводы МЭКа. Во-первых, удовольствие читать эти документы. Там уже понятно о чем, собственно, речь идет и, конечно, нельзя оставить в стороне сами инструменты, с помощью которых должны работать проектировщики — разрабатывать цифровую подстанцию.

Прежде всего, как эволюционировали приборы. Сейчас у нас уже, на мой взгляд, пошло очередное поколение терминалов. В предыдущий подход, большинство производителей использовали функция маппинга, то есть была старая логика, которая давно использовалась и про МЭК ничего не знала. И потом с помощью таблицы соответствия начинают прикручивать с помощью маппинга. Хороший подход, он не энергоемкий, то есть не требует мощных вычислительных процессоров, либо отдельный процессор ставится. Но изначально логика не подразумевала МЭК и поэтому она была ущербна. Более современные подходы, которые мы реализовали в своих терминалах уже для третьего типа подстанций, когда изначально при разработке узлов логики мы уже думали о МЭКе и туда их вставляли. Таким образом, базовым строительным материалом становятся вот те самые галэны, с помощью которых мы реализуем и функцию МЭКа и функцию релейки.

И терминал преобразился. Здесь уже нет аналоговых входов, то есть у нас четыре Ethernet, два для ММС для GOOSE и два специализированных для SV-потока. Как эволюционируют инструменты работы с цифровыми подстанциями, проектируемыми? Прежде всего, это то, что в текстовом виде пытались редактировать сип и CD-файлы. Это быстро отмерло, потому что любая ошибка приводит к тому, что процесс зависает и либо программа, если есть – контролирующая, она отбрасывает этот файл.

Следующий этап – это, скажем так, локальная настройка одного прибора. То есть когда мы видим не картинку всей подстанции в целом, а видим локальное устройство и в нем с помощью табличного либо другого графического средства задаем связи данного терминала с другими. И так, как бы переходя от терминала к терминалу, мы получаем общую подстанцию. Нормальный подход, достаточно простой, быстро осваивается, но один минус —не видна общая картина подстанции, то чревато ошибками, тяжело читать документацию и так далее.

Следующий подход, который уже современный и правильный, использует специализированные САПРы. Здесь говорю, чтобы не путаться – проектировщики проектируют в САПРе не только цифровую часть, но и схему там и остальное – это останется. Речь про САПР, который проектирует именно цифровую часть МЭКа, CD, SD и так далее. Здесь уже в практическом виде и здесь объединяются разные приборы. Таким образом, в настоящий момент, мы предлагаем два инструмента. Это конфигуратор ИМУ – это для локальной модернизации и каких-то настроек. В случае, если наладчики нашли ошибку, допустим, в проекте, они могут подключиться к конкретному устройству и быстро легко поменять настройки. Если же речь идет про проектирование и разработку, скажем так, терминала, это САПР ЦПС. Что, собственно говоря, он умеет делать? Мы здесь объединили два инструмента: это системный конфигуратор, второй – это конфигуратор ИУ. То есть в нем уже можно настраивать и по сути, создавать прошивку для терминала обслуживания персоналом сложного функционала. Он поддерживает проход сверху-вниз, когда мы, действительно, рисуем сначала ТЗ, затем формируем необходимый набор элементов данного терминала и под него делаем прошивку. Прямо в этом инструменте. То есть выгружаем прошивку с нужным для данного объекта набором функций. Естественно, он может работать как системный конфигуратор с любым производителем кто поддерживает МЭК второй редакции. И пока частично, поскольку документ еще не принят, но мы уже поддерживаем некоторые требования, сейчас реализуют у нас, корпоративного профиля ФСК. Достаточно важным новшеством является то, что мы применили облачные технологии, то есть все сервисы обслуживания – они находятся на нашем сервере, на сервере предприятия, а уже у клиента устанавливается просто так называемый «тонкий клиент», который обязательно подключается к серверу облачному. Что это дает? Во-первых, все клиенты без исключения всегда работают с самой последней версией, в том числе и библиотеки, и в том числе тех инструментариев, которые мы поставляем. Кроме того, при обновлении библиотек этих клиентов они закачиваются автоматом и появляются новые возможности. Кроме того случая если нужно смоделировать прошивку данного терминала на конкретном объекте, то уже компиляция производится у нас уже на сервере. То есть работаете со свежими данными. Ну и собственно САПР. Несколько основных режимов работы. Это однорелейная схема. Дальше – редактор потоков данных, как мы называем. И последнее, самое интересное для релейщиков – это задание логики. Отмечу, что в данном виде, каждый кубик – это определенный LM, выполняющий какую-то функцию. Можно связывать, как на примере, разные терминалы. Но здесь же можно нарисовать логику какого-то одного терминала нашего производства поскольку только к ним можно задавать такую логику. А так связи для этого для любых терминалов. И вот логический узел у него есть входы, выходы. Определенные настройки МЭК-ие, всё это можно вытаскивать зайти, настроить и использовать. Собственно говоря, что дает нам МЭК для САПРа. Вводя в полноценную модель, вводя все данные, которые необходимы, на самом деле можно автоматизировать очень многие процессы. Вот, например, в описании оперативная блокировка. Она может создаваться автоматически. И, естественно, можно проверять блокировщика, поскольку МЭК имеет определенные правила, условности, которые нужно выполнять при проектировании. И САПР тоже может при выходе давать синтаксический анализ того, что сделано. Не туда заведено, сомнительно – он напишет подсказку, что перепроверьте, а так ли вы сделали? На счет типизации, да. Все сейчас производители представили шкафы типовые, мы в том числе привезли шкаф резервной защиты трансформатора. И, естественно, сейчас думаем, как в САПРе максимально использовать возможности вот этой типизации. Действительно, это здорово помогает. Можно заранее сделать типовые проекты, которые предусмотрены, и мы можем сделать под них цифровую часть заранее. Соответственно, если прибор сделан по стандарту, мы легче его можем вклинить в данный проект. Ну, и так далее. То есть возможности наши широки и типизация действительно идет на пользу. А чего нам не хватает? Оказывается, сейчас, чтобы реализовать нормально в САПРе весь функционал, к сожалению, МЭК не предусматривает описание топологии VS самой сети. Там есть виртуальные подсети, точки доступа, но этого недостаточно. На наш взгляд, необходимо предложить или как-то добавить раздел, который описывал бы аппаратную часть в VS, чтобы у нас была полная картина. Это позволит, во-первых более детально просчитывать трафик на уровне САПРа и остальную информацию имея, сделать бо́льшие возможности для анализа. В принципе у меня всё. Спасибо за внимание!

Модератор: С самого начала я говорил о том, что надо разработать то, что может быть внедрено. И я вам приведу пример. Последние годы нас достаточно активно стимулируют на развитие цифровых технологий. Во всяком случае, Минэнерго в 2015 году утвердило национальный проект по цифровизации подстанций, в 2016 году это уже было ЦПС – цифровая подстанция и прочее. Были проведены достаточно серьезные исследования, созданы дорожные карты, определены пилоты, определены участники и все нормативно-технические документы, которые должны быть разработаны в рамках развития технологии «цифровая подстанция». Вроде бы уже годы прошли, уже несколько лет мы живем в этих реалиях, причем, более того — всё, что можно было сделать с точки зрения запуска процесса, в Министерстве энергетики было выполнено. Сейчас вопрос остался за малым.

Остался за тем, чтобы те люди, которые инициировали весь этот процесс, а инициировали, безусловно, разработчики, трезво оценивали ситуацию. Они носители технологий и потому подталкивают весь этот процесс. Они заставляют, они доказывают, показывают, действуют, заставляют шевелиться административный ресурс. Что же мы сейчас имеем с точки зрения качества техпроцессов и тех решений, которые были запущены, начиная с пятнадцатого года? Задумайтесь об этом и давайте этот вопрос определенным будем образом ускорять, потому что время уже пришло, уже пошли пилотные проекты и сейчас их больше девяноста, как бы официально озвучено в сетевых компаниях с точки зрения реализации. Не так много, не так это и мало. Вчера была аналогичная панельная дискуссия по ЦПС, там выступали китайские коллеги, они сказали, что у них пятьдесят цифровых подстанций. Казалось бы Китай, который по сто тысяч мегаватт в год вводит генерации. Колоссальный массив, колоссальное количество всего. Честно говоря, они не очень спешат. Так же, как с цифровыми технологиями, с подстанциями не очень-то спешат и в мире. Мы сейчас своим подходом достаточно серьезно стартуем в этом направлении и набранный темп, честно говоря, впечатляет. В силу этого перед нами колоссальная ответственность. Когда мы слышим все эти разговоры с высоких трибун о том, что мы должны создать активно-адаптивные сети, мелькают эти фразы про умные электропередачи, про современные технологии. В общем, разработчики этих новых технологий буквально дарят нам, энергетикам, себя и буквально говорят: смотрите, как это здорово! Это на самом деле здорово, но только весь запал их заканчивается тогда, когда они пробили и доказали на высоком уровне, что их технологии на самом деле интересны, они могут представлять интерес для эксплуатации. Но после этого они сдуваются. Они не очень здорово соображают специфику нашей электроэнергетики, те задачи, которые мы ставим. Умом понимают всё, а вот до инженерных методов дойти, чтобы реализовать эту всю технику, чтобы она работала надежно в течение десятков лет – это совсем другая задача.

И когда мы слышим о том, что мы должны создать интеллектуальную энергосистему, это не так. Потому что она по идее, она априори интеллектуальная – эта система. Энергетика вообще, сама энергетика, которая создана и крутится с бешеными скоростями - три тысячи оборотов в минуту. Это безумная система! И она существует только по одной простой причине, что создана такая система автоматизации, которая обеспечивает возможность устойчивой работы всего этого оборудования, которое с бешеной скоростью вообще крутится, работает и вырабатывает и передает электроэнергию. И мы каждое мгновение должны обеспечивать вот этот баланс мощностей. Вдумайтесь в это. Неважно, сколько нащелкал выключатель, сколько еще включит. Это очень интеллектуальная система. И поэтому очень важно, чтобы система автоматизации, которая обеспечивает её устойчивую работу, работала чрезвычайно правильно, надежно, адаптивно. Она по идее адаптивна, по-другому невозможно этой системе работать. Вот поэтому эти красивые слова надо просто отбрасывать и работать, потому что мы знаем ровно то, что мы знаем, потому что нас воспитывали как релейщиков. С советских времён релейщики голубая кровь. Это действительно были специалисты, которые знали всё по технологии: они понимали процесс, они знали и они, собственно, обеспечивали устойчивую работу энергосети – любой: на уровне энергосистемы, на уровне предприятия, государства – где угодно. Сейчас уже меняется парадигма нашего технического развития. Приходят тоже люди новые и надо вносить и внедрять ровно то, что мы считаем правильным на сегодняшний момент. Приведу пример. Стратегия развития электроэнергетики до 2030 года была утверждена на уровне правительства где-то в 2009 году. Она предусматривала создание стратегии развития централизованного управления и так далее и так далее. Развитие диспетчерского управления, оперативного управления и прочее. Вот это всё уже было. И предусматривалось создание гибких электропередач. Что такое гибкая электропередача? Это устройство, которое изменяет параметры действия сети, оптимизирует режим работы любой сети с точки зрения рынка, чего угодно. И мы не должны забывать о том, что наша-то задача – продолжать вот это всё и обеспечивать в новых условиях решение этих задач. Как бы тяжелыми они не были, как бы нас не пытались развести на эти современные технологии.

В 2009 году мы программу эту объявили, и прошло фактически десять лет. В свое время федеральная сетевая компания подняла флаг активно-адаптивных сетей, начали разрабатывать концепцию релейной защиты и так далее.

Реплика: Ничего не меняется.

Модератор: Да как не меняется? Меняется, понимаете? То, что делается у нас и говорят о инновациях, которые должны пройти, они безусловно, интересные и правильные. Но они меняют задачи управления. Возникают некие другие принципы, некие другие задачи с автоматизацией процесса управления, которые могут кардинально поменять вообще требования и архитектуру построения системы автоматики и релейной защиты. И об этом нельзя не забывать. Мы, занимаясь внедрением технологий, занимаясь внедрением современных устройств, надо понимать, каким образом они меняют сущность и физические свойства объекта управления. Я об этом постоянно говорю. Я все время не вижу ответной реакции от разработчиков и тех людей, которые всё время говорят: мы можем сделать вот это, берите! Но нам надо брать только то, что нужно в эксплуатации. Приведу Вам пример, когда сделали централизованную структуру. Занимались этим несколько лет. Сделали, но она не была принята. Почему? Очень просто – эксплуатация её не приняла. Почему? Потому что никто не понимает, как и кто будет её проектировать. Дальше – непонятно, как её эксплуатировать, поддерживать и обслуживать. То есть эти решения, как бы они перспективны и прогрессивны не были, а они прогрессивны, я знаю, что в будущем мы всё-таки перейдем на централизованное управление и уйдем от децентрализации. Но полностью мы не уйдем от этого. Потому что цифровые технологии предваряют некую многоуровневую систему. Как построена у нас противоаварийная автоматика? Есть умные централизованные системы, которые работают с огромным объемом информации. Они знают всё, они аккуратно осваивают её, но только не в реальном масштабе времени. Они работают по параметрам до аварийного режима. И есть те устройства автоматики, которые работает по параметрам аварийного режима. Они обеспечивают свои функции, они работают по параметрам тока и напряжения, мощностям и прочее. Но это второй эшелон, который обеспечивает живучесть. Вот это всё дает возможность нам совершенно спокойно говорить о том, что наша энергосистема работает устойчиво и сама архитектура, вообще принципы построения наших защит методологически гарантируют правильность её функционирования.

Когда мы это всё слили в один ящик, объединив АСУ с релейной защитой, а ведь до сегодняшнего момента времени никто никогда аппаратно их не замещал, то мы насмерть стояли за то, чтобы ни в коем случае. Требования к надежности одних и других комплексов — разные. Сейчас это сливается, перевязывается ленточкой, потом ленточка разрезается, и мы имеем что? Я чувствую и знаю, что это снижение надежности. Но были же случаи, когда айтишники, занимаясь своими делами, начинают вышибать генерацию или отключают подстанции. Есть такие случаи?

Ответ из зала хором: Есть.

Модератор: Поэтому это наша реальность. И если эксплуатация не примет решение разработчиков, то грош вам цена. Еще раз повторяю — не может эксплуатация сейчас диктовать вам техническую политику. Эксплуатация может говорить о том, что сейчас целесообразно делать, куда надо двигаться, что хотят получить. Вам говорят, что КАПЕКС там какой-то, нужны деньги, надо экономить и так далее без снижения эксплуатации, без обслуживающего техперсонала. Так вот, давайте свои предложения о том, как это реализовать и доказывайте нам – эксплуатации – что ваши решения на самом деле перспективны, надежны и они реализуют те задачи, которые перед вами поставила эксплуатация Министерства энергетики.

Моя пламенная речь закончена. Спасибо за внимание.

 

Bottom Logo

Портал ЭлеЭкспо – это информационное интернет-издание в области электротехники, электроэнергетики и автоматизации.

Основная задача Портала — это оперативное информирование о новинках, которые были или только будут представлены на крупнейших российских и зарубежных электротехнических выставках.

Follow Us:

Контакты:
  • Телефон, e-mail:

    +7 921 7871 350, Этот адрес электронной почты защищён от спам-ботов. У вас должен быть включен JavaScript для просмотра.

Bottom Logo