Актуальные вопросы развития РЗА в условиях цифрового энергоперехода

6

ак

ту

ал

ьн

о

е 

и

н

те

рв

ью

актуальное интервью

Актуальные вопросы 

развития РЗА 

в условиях цифрового 

энергоперехода

1 

октября

в

Москве

завершилось

традиционное

международ

–

ное

событие

, 

имеющее

особое

значение

для

специалистов

по

РЗА

, — 

конференция

и

выставка

 «

Релейная

защита

и

автома

–

тика

энергосистем

 – 2021». 

Уже

много

лет

сотрудники

научно

–

исследовательских

центров

, 

проектных

институтов

и

инжини

–

ринговых

компаний

, 

производители

оборудования

, 

наладчики

, 

эксплуатирующие

организации

на

этом

мероприятии

анализи

–

руют

самые

последние

тенденции

и

изменения

в

своей

сфере

, 

существующие

и

перспективные

направления

развития

, 

архи

–

тектуру

и

принципы

построения

и

функционирования

систем

РЗА

, 

международный

опыт

их

разработки

, 

проектирования

и

эксплуатации

. 

Событие

организовано

компаниями

СО

ЕЭС

, 

«

Россети

», «

РусГидро

», «

Электрификация

», 

Российским

нацио

–

нальным

комитетом

СИГРЭ

при

поддержке

Минэнерго

и

с

при

–

влечением

ВНИИРа

в

качестве

научно

–

технического

партнера

. 

В

прошлом

году

запланированная

конференция

не

состоялась

из

–

за

пандемии

, 

предыдущая

была

в

 2017 

году

. 

За

четыре

года

в

этой

сфере

многое

произошло

, 

участникам

было

о

чем

рас

–

сказать

друг

другу

. 

Мы

попросили

Первого

заместителя

Пред

–

седателя

Правления

Системного

оператора

Единой

энергетиче

–

ской

системы

Сергея

ПАВЛУШКО

, 

возглавляющего

оргкомитет

мероприятия

, 

сделать

обзор

самых

современных

тенденций

, 

о

которых

говорили

профессионалы

на

конференции

.

—  Сергей  Анатольевич,  какие 

современные  цифровые  системы 
противоаварийной  автоматики  се-
годня внедряются в ЕЭС России? 

—  В первую очередь, конечно, это 

программно-технические  комплексы 
верхнего  уровня  централизованных 
систем противоаварийной автоматики 

7

третьего  поколения  (ЦСПА-3).  На 
сегодняшний день в тех энергосис-
темах,  где  были  ЦСПА  второго 
поколения  (ОЭС  Средней  Волги, 
ОЭС Юга, Тюменская энергосисте-
ма) мы перешли на третье и внед-
рили  ЦСПА-3  в  ОЭС  Востока 
и  ОЭС  Северо-Запада,  где  ЦСПА 
раньше  вообще  не  было.  В  авгу-
сте  этого  года  Системный  опера-
тор  ввел  в  промышленную  экс-
плуатацию  в  ОЭС  Урала  ЦСПА-3 
с  модернизированным  низовым 
устройством на одной из системо-
образующих подстанций ОЭС Ура-
ла — подстанции 500 кВ «Южная». 
При  этом  для  возможности  учета 
особенностей  сложной  кольцевой 
схемы  сети  энерго объединения 
была 

выполнена 

модифика-

ция  технологического  алгоритма 
ЦСПА-3.  В  завершающей  ста-
дии  работы  по  развитию  системы 
ЦСПА в ОЭС Сибири. В этом году 
планируется  ввод  в  опытную  экс-
плуатацию ЦСПА-3 в ОЭС Центра. 
Это  единственное  энергообъеди-
нение,  в  котором  Централизован-
ная система противоаварийной ав-
томатики  еще  не  использовалась. 
Таким  образом,  новое  поколение 
ЦСПА  будет  введено  в  работу  во 
всех  объединенных  энергосисте-
мах  ЕЭС  России  и  в  энергосисте-
ме  Тюменской  области,  поскольку 
она  характеризуется  большим  ко-
личеством  промышленных  потре-
бителей,  которые  имеют  в  своем 
составе  значительную  долю  дви-
гательной синхронной и асинхрон-
ной нагрузки.

Новый  комплекс  имеет  бо-

лее  совершенный  алгоритм  вы-
бора  управляющих  воздействий 
для  предотвращения  наруше-
ния  устойчивости  энергосистемы 
и  обеспечения  допустимых  пара-
метров  послеаварийного  электро-
энергетического  режима,  в  том 
числе позволяющий рассчитывать 
управляющие воздействия в дина-
мической  фазе  переходного  про-
цесса, а также расширенный функ-
ционал, включающий возможность 
моделирования  работы  локаль-
ных  противоаварийных  автоматик 
и  проведения  расчетов  для  всех 
заданных  аварийных  возмущений 
одновременно.  В  основу  ЦСПА-3 
заложен новый алгоритм оценива-
ния состояния электроэнергетиче-
ского  режима  энергосистемы,  она 
имеет  повышенное  быстродей-

ствие  и  надежность.  Совместно 
с коллегами из НТЦ ЕЭС мы про-
должаем  работу  по  дальнейшему 
совершенствованию  программно-
технических комплексов ЦСПА.

ЦСПА-3, как и ее предшествен-

ницы, имеет двухуровневую струк-
туру  —  программно-технический 
комплекс  верхнего  уровня,  уста-
новленный  в  диспетчерском  цен-
тре Системного оператора, и «ни-
зовые»  устройства,  размещенные 
на  объектах  электроэнергетики  — 
устройства  локальной  автоматики 
предотвращения нарушений устой-
чивости (ЛАПНУ). В ПТК верхнего 
уровня  производятся  циклические 
расчеты параметров электроэнер-
гетического  режима  энергосисте-
мы  при  возможных  аварийных 
возмущениях, осуществляется вы-
бор  управляющих  воздействий 
и  проверка  оптимальности  и  эф-
фективности  их  применения.  Вы-
бранные  по  результатам  расчетов 
электроэнергетических  режимов 
управляющие  воздействия  пере-
даются  с  верхнего  уровня  ЦСПА 
по  цифровым  каналам  связи 
в устройства ЛАПНУ, которые фик-
сируют  возникновение  аварийной 
ситуации  в  энергосистеме  и  реа-
лизуют  адресное  автоматическое 
противоаварийное управление.

Совершенствование  ЦСПА  как 

неотъемлемого  элемента  совре-
менной  модели  автоматического 
управления  энергосистемами  для 
Системного  оператора  —  одна 
из  ключевых  задач.  Переход  на 
ЦСПА-3  повышает  устойчивость 
работы  энергосистем  при  возник-
новении  аварийных  возмущений, 
обеспечивает оптимизацию управ-
ляющих воздействий и расширяет 
области  допустимых  режимов  ра-
боты энергосистемы.

—  В  последние  лет  десять 

или  даже  больше  на  конфе-
ренциях  РЗА  стабильно  об-
суждается 

тема 

векторных 

измерений параметров электро-
энергетического  режима  (в  за-
падной традиции — WAMS, Wide 
Area Measurement System). Сис-
темный оператор выступает ос-
новным заказчиком и пользова-
телем этих технологий в России. 
Что в последние годы происхо-
дит в этой сфере?

—  В России технология синхро-

низированных  векторных  измере-

ний (СВИ) для задач мониторинга, 
оперативно-диспетчерского  и  ав-
томатического  управления  очень 
активно развивается. В Системном 
операторе разработана и введена 
в  эксплуатацию  система  монито-
ринга  переходных  режимов  ЕЭС 
России (СМПР ЕЭС), осуществля-
ющая сбор и обработку векторных 
электрических параметров работы 
силового  оборудования  объектов 
электроэнергетики  и  электриче-
ской сети. Первые шаги по разра-
ботке  и  применению  технологии 
СВИ в ЕЭС России были сделаны 
в середине 2000-х. В соответствии 
с  утвержденной  в  2016  году  Кон-
цепцией  развития  и  применения 
технологии  синхронизированных 
векторных  измерений  параметров 
электроэнергетического 

режима 

для  повышения  качества  и  на-
дежности  управления  электро-
энергетическими режимами в ЕЭС 
России  Системным  оператором 
осуществляются разработка и про-
мышленное  применение  техно-
логического  программного  обес-
печения  и  сис тем  мониторинга 
электромеханических  переходных 
процессов  в  ЕЭС  России,  оценки 
правильности  функционирования 
систем  защиты,  автоматического 
управления и регулирования (РЗА) 
общесистемного  и  объектового 
уровня. Развитие технологии СВИ 
в России ориентировано на приме-
нение отечественных программных 
и  технических  средств  и  является 
эффективным  инструментом  мо-
ниторинга  динамических  свойств 
Единой  энергосистемы.  Преиму-
щества  синхронизированных  век-
торных  измерений  позволяют  ре-
шать  ряд  важных  задач:  анализ 
аварийных ситуаций, которые при-
вели  к  работе  противоаварийной 
автоматики  или  к  недопустимому 
изменению  параметров  электро-
энергетического  режима,  анализ 
работы  систем  регулирования  ге-
нерирующего  оборудования  при 
возникновении  синхронных  кача-
ний  активной  мощности,  работы 
систем  возбуждения  синхронных 
генераторов, актуализация и вери-
фикация  математических  расчет-
ных моделей. 

В  настоящее  время  СМПР  на-

считывает  более  920  устройств 
синхронизированных 

векторных 

измерений,  более  100  концентра-
торов  синхронизированных  век-

№

 5 (68) 2021

8

торных  данных  на  140  объектах 
электроэнергетики  во  всех  опера-
ционных зонах объединенных дис-
петчерских управлений. 

В  диспетчерских  центрах  на 

базе  данных  СВИ  разработаны 
и  введены  в  эксплуатацию  про-
граммные комплексы мониторинга 
динамики  изменения  режимных 
параметров в ЕЭС России и мони-
торинга синхронных качаний актив-
ной  мощности,  предназначенных 
для  информационной  поддержки 
диспетчера по ситуационному ана-
лизу  электроэнергетического  ре-
жима  энергосистемы  и  технологи-
ческих  нарушений  в  ЕЭС  России, 
а  также  при  возникновении  высо-
коамплитудных  синхронных  кача-
ний  активной  мощности  в  контро-
лируемых  сечениях  ЕЭС  России. 
Основной инновационной функци-
ей  комплексов  мониторинга  дина-
мики  изменения  режимных  пара-
метров является 3D-визуализация 
динамики  изменения  параметров 
частоты и напряжения в ЕЭС Рос-
сии в режиме реального времени.

Системным  оператором  раз-

работана  Система  мониторинга 
системных  регуляторов  на  осно-
ве  технологии  автоматического 
контроля  правильности  функцио-
нирования  системы  возбуждения 
и автоматических регуляторов воз-
буждения  АРВ  сильного  действия 
синхронных  генераторов  электро-
станций. Она позволяет в режиме 
реального  времени  осуществлять 
выявление  незатухающих  низко-
частотных  синхронных  колебаний 
в  нормальных,  аварийных  и  по-
слеаварийных  режимах  работы 
энергосистемы  с  определением 
генератора,  система  возбуждения 
которого не обеспечивает демпфи-
рование колебаний, а также иден-
тифицировать  ряд  характерных 
неисправностей в работе системы 
возбуждения генератора.

—  Еще  несколько  лет  назад 

такое  было  невозможно?  Это 
и есть чудеса цифровизации?

—  Без  сомнения.  Именно  та-

кие  инновационные  цифровые 
технологии  обеспечивают  сегод-
ня  решение  задачи  повышения 
устойчивости  работы  ЕЭС  России 
в  современных  условиях  ее  раз-
вития.  Повышение  устойчивости 
ЕЭС,  принципиально  иные  скоро-
сти процессов управления энерго-

системой,  появление  совершенно 
новых  инструментов  управления 
и многое другое, — все это и есть 
эффекты цифровизации. И это не 
о том, что мы теперь стали что-то 
быстрее  считать,  благодаря  уве-
личению  вычислительной  мощ-
ности  компьютеров,  а  о  том,  что 
без цифровых технологий не было 
бы  и  этих  новых  инструментов. 
Цифровизация дает в буквальном 
смысле  новое  качество  управле-
ния  энергосистемой,  радикально 
повышающее  гибкость  и  эффек-
тивность  реагирования  на  множе-
ство процессов. 

К  примеру,  Система  монито-

ринга 

системных 

регуляторов 

функционирует  в  режиме  online, 
принимает,  обрабатывает  и  ана-
лизирует  данные,  поступающие 
от  устройств  синхронизированных 
векторных измерений генераторов 
электростанции каждые 20 мс. Это 
непрерывный  контроль  правиль-
ности  функционирования  автома-
тических регуляторов возбуждения 
сильного  действия  генераторов 
электростанции в автоматическом 
режиме  с  выдачей  сигнала  кор-
ректной или некорректной работы 
этих  регуляторов.  Сейчас  под  мо-
ниторингом  этой  системы  регуля-
торы возбуждения 10 генераторов 
электростанций: Нововоронежской 
АЭС, Нижневартовской ГРЭС, Че-
реповецкой ГРЭС, Волжской ГЭС, 
Казанской ТЭЦ-3, Южноуральской 
ГРЭС-2, Пермской ГРЭС, Уренгой-
ской ГРЭС, Рефтинской ГРЭС, Бо-
гучанской  ГЭС.  Но  мы  планируем 
внедрять систему мониторинга по-
всеместно  на  всех  электрических 
станциях, где установлены устрой-
ства СВИ на генерирующем обору-
довании. 

Мониторинг  качества  регули-

рования  с  использованием  дан-
ных СВИ позволил выявить ошиб-
ки  функционирования  устройств 
автоматического  регулирования 
возбуждения  генераторов,  что  по-
требовало  корректировки  их  на-
стройки, а в отдельных случаях — 
замены самих устройств.

—  Перспективы синхронизи-

рованных векторных измерений 
в ЕЭС России еще не исчерпаны? 

—  Конечно,  нет.  Сейчас  на 

стадии  научно-исследователь-
ских  разработок  изучается  воз-
можность  использования  СВИ 

в  противоаварийной  автоматике. 
Например,  мы  видим  их  исполь-
зование  в  будущем  в  АПНУ  — 
автоматике  предотвращения  на-
рушений  устойчивости,  с  целью 
оптимизации  управляющих  воз-
действий  в  режиме  реального 
времени  с  учетом  текущей  схем-
но-режимной  ситуации  в  после-
аварийном режиме.

Также  предполагается  исполь-

зование СВИ для оптимизации ра-
боты  локальной  автоматики  раз-
грузки  по  перегрузке  по  активной 
мощности  —  АРПМ,  предназна-
ченной для ликвидации перегруз-
ки сечения электрической сети по 
активной  мощности.  Использова-
ние параметра угла, измеряемого 
посредством СВИ, позволит апро-
бировать  новые  решения  задачи 
противоаварийного 

управления 

при возникновении в энергосисте-
ме  аварийных  небалансов  актив-
ной мощности.

—  Системный оператор в по-

следние годы активно развивает
проект по созданию автоматизи-
рованной системы мониторинга 
устройств  РЗА.  Каково  состоя-
ния проекта сегодня?

—  Очевидно,  что  повышение 

надежности 

функционирования 

энергосистемы  в  целом  нераз-
рывно  связано  с  повышением 
надежности  работы  устройств 
РЗА.  Именно  поэтому  автомати-
зированная  цифровая  система 
мониторинга  и  анализа  функци-
онирования  устройств  релейной 
защиты  и  автоматики  (АСМ  РЗА) 
является  частью  ведомствен-
ного  проекта  Минэнерго  России 
«Единая техническая политика —
надежность 

энергоснабжения», 

у  истоков  разработки  которого 
стоял  Системный  оператор.  АСМ 
РЗА  обеспечивает  предиктивную 
аналитику 

функционирования 

устройств  РЗА,  собирая  и  сов-
местно  обрабатывая  множество 
данных  из  разных  источников: 
сигналы  внутренней  диагностики 
устройств,  данные  осциллограмм 
аварийных событий, телесигналы 
состояния  оборудования,  данные 
о диспетчерских заявках. Но цель 
АСМ  РЗА  не  только  увеличить 
глубину  аппаратной  диагностики 
современных 

микропроцессор-

ных  устройств,  но  и  в  автомати-
зированном  режиме  на  основе 

АКТУАЛЬНОЕ

ИНТЕРВЬЮ

9

цифровых  моделей  энергосистем 
и  устройств  РЗА  по  факту  ава-
рийных  событий  в  энергосистеме 
выполнять  оценку  правильности 
срабатываний  и  пусков  измери-
тельных органов этих устройств. 

Первичный  инжиниринг  дан-

ных для АСМ РЗА о конфигурации 
сети  и  устройствах  РЗА  потре-
бовал  значительных  затрат  при 
пилотном  внедрении,  для  новых 
внедрений  эта  процедура  будет 
значительно облегчена благодаря 
автоматическому  использованию 
данных  Единой  информационной 
модели  электроэнергетики,  со-
зданной на основе общей инфор-
мационной  модели  CIM.  Таким 
функционалом  АСМ  РЗА  наде-
лена  по  инициативе  Системного 
оператора.

Как  и  любая  другая  сложная 

система,  АСМ  РЗА  требует  про-
ведения опытной эксплуатации на 
пилотных объектах и отладки алго-
ритмов анализа. В настоящее вре-
мя АСМ РЗА внедряется совмест-
но с ПАО «Россети» на пилотных 
объектах  в  энергосистеме  Со-
чинского  энергорайона  Кубанской 
энергосистемы  и  энергообъектах 
города Москвы. В ближайших пла-
нах  —  внедрение  системы  в  опе-
рационной  зоне  нашего  филиала 
в  Татарстане,  а  также  тиражиро-
вание системы на энергообъектах 
«Россетей»  и  в  соответствующих 
диспетчерских  центрах  Систем-
ного  оператора  с  учетом  опыта 
эксплуатации на пилотных энерго-
объектах.  Для  определения  энер-
гообъектов,  готовых  к  внедрению 
системы,  создана  специальная 
рабочая группа из представителей 
обеих компаний.

Непрерывный  круглосуточный

мониторинг  устройств  РЗА,  реа-
лизованный  в  системе,  позволит 
внедрившим  ее  владельцам  объ-
ектов  электроэнергетики  перейти
от  планового  технического  обслу-
живания  устройств  РЗА  на  техни-
ческое  обслуживание  по  состоя-
нию, что, в свою очередь, способно 
значительно  сократить  эксплуата-
ционные  затраты  электроэнерге-
тических  компаний  без  снижения 
надежности 

функционирования 

устройств РЗА. 

—  Как  продвигается  внедре-

ние современных программных 
комплексов  для  автоматизации 

расчета  и  выбора  параметров 
настройки  устройств  релейной 
защиты и сетевой автоматики?

—  В  настоящее  время  в  дис-

петчерских  центрах  Системного 
оператора  введен  в  промышлен-
ную  эксплуатацию  абсолютно 
новый  программный  комплекс 
для  расчета  токов  короткого  за-
мыкания  и  расчета  параметров 
настройки  выбора  уставок.  Назы-
вается  программно-вычислитель-
ный  комплекс  —  АРУ  РЗА  (авто-
матизированный  расчет  уставок 
релейной  защиты  и  автоматики). 
Он  разработан  компанией  «НТЦ 
ЕЭС  Противоаварийное  управле-
ние»  по  заказу  Системного  опе-
ратора и идет на смену использу-
емому  уже  много  лет  комплексу 
АРМ  СРЗА  —  автоматизирован-
ное рабочее место службы РЗА.

Новый комплекс обладает зна-

чительным потенциалом развития 
и  автоматизации  функционала. 
Так,  уже  в  текущем  году  в  новую 
версию  разработчики  планируют 
внедрить  модуль  автоматизиро-
ванного  формирования  таблиц 
минимального  количества  нахо-
дящихся  в  работе  генераторов 
тепловых  электростанций  по  ус-
ловиям  функционирования  РЗА, 
позволяющий  значительно  сокра-
тить  затраты  времени  персонала 
диспетчерских  центров  по  про-

ведению  расчетов  при  формиро-
вании  таких  таблиц  и  исключить 
ошибки  при  выполнении  таких 
расчетов. В следующем году раз-
работчики  намерены  обеспечить 
взаимодействие комплекса с Еди-
ной  информационной  моделью 
для автоматизированной актуали-
зации  модели  сети  для  расчетов 
токов короткого замыкания. После 
планируемого на 2022–2023 годы 
расширения  Единой  информа-
ционной  модели  необходимыми 
данными  и  параметрами  ЛЭП 
и  оборудования  станет  возможна 
актуализация  параметров  эле-
ментов  цифровой  модели  сети, 
что  называется,  «одной  кноп-
кой»  —  вместо  трудоемкого  про-
цесса  «ручного»  внесения  изме-
нений в каждый параметр каждого 
элемента расчетной модели.

В опытной эксплуатации у нас 

находится также аналогичный ПВК 
АРУ  РЗА  комплекс  PF.Protection 
разработки  компании  «РТСофт». 
До  конца  текущего  года  планиру-
ется  окончание  опытной  эксплу-
атации  и  перевод  PF.Protection 
в  промышленную  эксплуатацию. 
Отличительным 

достоинством 

PF.Protection  является  возмож-
ность  цифрового  детального  мо-
делирования  устройств  РЗА,  что 
позволяет  реализовывать  алго-
ритмы  анализа  функционирова-

На

открытии

конференции

и

выставки

 «

РЗА

-2021» (

слева

направо

):

генеральный

директор

АО

 «

Электрификация

» 

Затынайко

В

.

В

., 

Первый

заместитель

Председателя

Правления

АО

 «

СО

ЕЭС

» 

Павлушко

С

.

А

.,

заместитель

министра

энергетики

РФ

Грабчак

Е

.

П

., 

Первый

замести

–

тель

генерального

директора

 — 

главный

инженер

компании

 «

Россети

»

Майоров

А

.

В

., 

замес

титель

генерального

директора

 — 

главный

инженер

ПАО

 «

РусГидро

» 

Кондратьев

С

.

Б

.

№

 5 (68) 2021

10

ния устройств РЗА. Этот комплекс 
имеет  серверный  режим  работы, 
что  дает  возможность  в  будущем 
организовать  выделенные  серве-
ры  для  проведения  расчетов  то-
ков короткого замыкания и прове-
дения  анализа  работы  устройств 
РЗА  по  запросу  внешних  систем 
в круглосуточном режиме.

—  В  последние  годы  все  ак-

тивнее  в  отечественной  энер-
гетике  применяется  междуна-
родный  протокол  МЭК  61850 
для  обмена  технологическими 
данными.  Различные  аспекты 
и  опыт  применения  этого  про-
токола  также  постоянно  обсуж-
даются на конференции по РЗА 
в последнее десятилетие. Какие 
из разработок находятся в фоку-
се внимания Системного опера-
тора и почему? 

– Вы правы. При рассмотрении 

и согласовании заданий на проек-
тирование  мы  видим  тенденцию 
к  внедрению  цифровых  протоко-
лов  передачи  информации  между 
устройствами РЗА с использовани-
ем  протокола  МЭК  61850  на  объ-
ектах  практически  любого  класса 
напряжения. 

Напомню,  что  Системным  опе-

ратором  совместно  с  компанией 
«Россети» и разработчиком «Про-
софт-Системы» в 2020 году введен 
в  промышленную  эксплуатацию 
на  подстанции  500  кВ  «Южная» 
удаленный  контроллер  противо-
аварийной  автоматики,  в  котором 
обмен  дискретными  сигналами 
осуществляется 

посредством 

GOOSE-сообщений. 

В  дальнейшем  у  нас  был  не 

менее интересный опыт в рамках 
испытаний  электронных  транс-
форматоров  тока  и  напряжения 
на  подстанции  500  кВ  «Тобол». 
В  результате  испытаний  получен 
колоссальный  опыт  эксплуата-
ции  передовых,  инновационных 
технологий  в  условиях,  прибли-
женных  к  реальным,  проведены 
опыты короткого замыкания и по-
становки  под  напряжение  авто-
трансформатора  высшего  класса 
напряжения  500  кВ.  В  результате 
испытаний  подтверждена  техни-
ческая  возможность  использо-
вания  данных  в  виде  SV-потоков 
от  цифровых  трансформаторов 
тока и напряжения для целей РЗА 
(SV  —  протокол  передачи  мгно-

венных значений тока и напряже-
ния  от  измерительных  трансфор-
маторов,  входящий  в  семейство 
протоколов  МЭК  61850).  Однако 
до разработки комплексных реше-
ний, включающих источники и при-
емники SV-потоков, транспортную 
локально-вычислительную 

сеть 

и серверы времени, дело пока не 
дошло.  Рабочей  группой,  прово-
дившей и анализировавшей испы-
тания, был сделан вывод о преж-
девременности 

использования 

цифровых трансформаторов тока 
и  напряжения  без  дублирования 
измерений  от  «традиционных» 
трансформаторов  тока  и  напря-
жения.  Планируем  реализацию 
совместно с субъектами электро-
энергетики пилотных проектов по 
установке  цифровых  трансфор-
маторов на других объектах элек-
троэнергетики.

В  ближайших  планах  совмест-

ная  с  ПАО  «Россети»  реализация 
НИОКР по пакетной передаче дан-
ных РЗА между объектами на базе 
протоколов  MMS,  описывающего 
передачу  данных  по  технологии 
«клиент-сервер»,  и  R-GOOSE, 
описывающего  передачу  дискрет-
ных сигналов между устройствами 
РЗА в цифровом виде. Оба прото-
кола являются частью МЭК 61850. 

—  Практически  ничего  из 

того, о чем Вы сейчас рассказы-
ваете,  не  было  ни  в  ЕЭС  СССР, 
ни  в  энергосистеме  периода 
РАО  «ЕЭС  России».  Это  значит, 
что  никаких  подходов  к  норма-
тивному  регулированию  этих 
технологий  также  исторически 
не  сложилось.  Как  вы  решаете 
эту проблему?

– Мы ведем активную работу по 

развитию нормативной базы в об-
ласти релейной защиты и автома-
тики,  в  том  числе  с  учетом  ввода 
новых систем РЗА. Это очень важ-
ная  часть  деятельности  Систем-
ного  оператора  с  самого  момента 
его основания почти 20 лет назад. 
Наши  специалисты  входят  во  все 
рабочие  органы  по  разработке 
нормативных  документов,  участ-
вуют  в  разработке  документов 
на  уровне  Минэнерго,  работают 
в  составе  Технического  комите-
та  по  стандартизации  в  электро-
энергетике  ТК  016  Росстандарта, 
который  возглавляет  Системный 
оператор.  Благодаря  всей  этой 

работе  уже  можно  говорить,  что 
создание  нормативно-техническо-
го базиса для обеспечения единой 
технической  политики  в  области 
основных функциональных требо-
ваний  к  РЗА  в  Единой  энергосис-
теме России идет к завершению.

Из  основного.  Приказом  Мин-

энерго в июле 2020 года утвержде-
ны  Правила  технического  обслу-
живания  устройств  и  комплексов 
релейной  защиты  и  автоматики, 
в которых целый раздел посвящен 
требованиям к сбору информации 
и мониторингу функционирования 
устройств  РЗА  с  целью  перехода 
на  техническое  обслуживание  по 
состоянию.  Также  к  настоящему 
моменту  документами  Минэнерго 
определены  требования  к  осна-
щению  ЛЭП  и  оборудования 
объектов  энергетики  классов  на-
пряжения  110  кВ  и  выше  устрой-
ствами и комплексами РЗА и тре-
бования  к  самим  устройствам 
и  комплексам,  а  Системным  опе-
ратором  в  свою  систему  добро-
вольной  сертификации  включены 
устройства СВИ и концентраторы 
синхронизированных  векторных 
данных. В конце прошлого — на-
чале этого года вышло восемнад-
цать  национальных  стандартов 
ГОСТ  Р,  разработанных  ТК  016 
и  охватывающих  всю  систему 
мониторинга  переходных  режи-
мов  и  практически  все  устрой-
ства  противоаварийной  автома-
тики, работающие в ЕЭС России.
ГОСТы,  в  частности,  устанавли-
вают  основные  функциональные 
требования  к  микропроцессор-
ным  устройствам  РЗА,  порядок 
и  методику  проведения  испыта-
ний  этих  устройств  для  проверки 
их  соответствия  указанным  тре-
бованиям.  Признание  этих  на-
циональных  стандартов  всеми 
субъектами 

электроэнергетики, 

на  мой  взгляд,  позволит  создать 
прозрачную  и  единую  процедуру 
оценки  соответствия  устройств 
РЗА  и  алгоритмов  их  функциони-
рования предъявляемым в отрас-
ли  функциональным  требовани-
ям, что в конечном итоге позволит 
повысить надежность функциони-
рования ЕЭС и снизить издержки 
производителей устройств РЗА на 
изготовление их продукции.  

Материал

подготовлен

пресс

–

службой

АО

 «

СО

ЕЭС

»

АКТУАЛЬНОЕ

ИНТЕРВЬЮ