Формирование обязательных требований к АСУ ТП объектов электроэнергетики для реализации функций дистанционного управления

Page 1

Page 2

релейная защита и автоматика

Формирование обязательных
требований к АСУ ТП
объектов электроэнергетики
для реализации функций
дистанционного управления

Мир

стремительно

меняется

то

что

20–30

лет

каза

–

лось

фантастикой

сейчас

является

повседневностью

Многие

из

этих

изменений

напрямую

связаны

развитием

цифровых

технологий

Например

дистанционное

управление

электро

–

сетевыми

объектами

—

технология

позволяющая

изменять

технологический

режим

работы

эксплуатационное

состояние

оборудования

подстанций

устройств

РЗА

удаленно

находясь

за

сотни

километров

Это

инновационное

направление

по

–

следние

годы

получило

мощный

толчок

развитию

благодаря

тенденции

всеобщей

цифровизации

электроэнергетики

Новиков

директор по

информационным

технологиям Филиала

АО «СО ЕЭС»

ОДУ Средней Волги

Крицкий

генеральный директор

АО «НТЦ ЕЭС

Противоаварийное

управление»

Большаков

директор Филиала

АО «СО ЕЭС»

РДУ Татарстана

уть дистанционного управления (ДУ) — в ав-

томатическом исполнении последователь-

ности операций в соответствии с заранее

разработанной и записанной в управляющий

программно-аппаратный комплекс автоматизирован-

ной программой переключений. В отличие от тради-

ционного способа переключений, когда те же команды

отдаются диспетчером Системного оператора голосом

по телефону, а на другом конце выполняются опера-

тивным персоналом объекта электроэнергетики, новая

технология дает ряд существенных преимуществ.

Среди них:

– сокращение времени производства оперативных

переключений и, как следствие, снижение общего

времени отключенного состояния оборудования

объектов электроэнергетики для производства

ремонтных работ;

– значительное увеличение скорости реализации

управляющих воздействий по изменению топо-

логии электрической сети, сокращение времени

ликвидации аварий и длительности обесточения

потребителей электрической энергии;

– минимизация рисков ошибочных действий опера-

тивного персонала и повышение его безопасности

при производстве переключений.

ДУ, безусловно, является важным практическим ша-

гом к цифровой трансформации российской энергети-

ки и занимает прочное место в ряду других цифровых

технологий, позволяющих получить значительный

системный эффект за счет построения на их базе

более эффективных моделей управления техноло-

гическими процессами объектов электроэнергетики

и ЕЭС России в целом.

С 2020 года задача по внедрению ДУ на объек-

тах электроэнергетики приобрела государственный

Page 3

масштаб: в Энергетической стратегии Российской

Федерации на период до 2035 года заложен пере-

ход оперативно-диспетчерского управления на

100-процентное автоматическое дистанционное

управление режимами работы к 2035 году объекта-

ми электрической сети 220 кВ и выше и объектами

генерации 25 МВт и выше в Единой энергетической

системе России.

Системный оператор Единой энергетической

сис темы при поддержке ведущих энергетических

компаний активно развивает технологии дистанци-

онного управления электросетевыми объектами.

Так, по состоянию на начало 2021 года техноло-

гия внедрена более чем на 40 подстанциях клас-

са напряжения 110–500 кВ. Активно включаются

в процесс владельцы крупнейших электростанций

страны, на текущий момент реализован проект дис-

танционного управления электросетевым обору-

дованием распределительных устройств электро-

станции — пилотным проектом стала Воткинская

ГЭС в Пермском крае. Начался процесс тиражиро-

вания решений на объектах генерации — на разных

этапах согласования находятся проекты по реали-

зации ДУ электросетевым оборудованием распре-

делительных устройств электростанций таких

собственников, как ПАО «РусГидро», ПАО «Интер

РАО», ПАО «ТГК-1», ПАО «Т Плюс» и ряда других

крупных энергокомпаний.

Сейчас проекты по внедрению ДУ на объектах

электроэнергетики пока реализуются в соответ-

ствии с требованиями документов, совместно раз-

работанных АО «СО ЕЭС» и собственниками объ-

ектов электроэнергетики. Этот подход позволил

наработать начальный опыт реализации, отрабо-

тать технические вопросы, оптимизировать про-

цессы внедрения технологии и определить вектор

дальнейшего развития. Однако интенсивное рас-

пространение ДУ на объектах электроэнергетики

четко указывает на необходимость формирования

единой нормативной базы, что позволит закрепить

сформированные подходы к организации процес-

са внедрения и дальнейшей эксплуатации новой

технологии на объектах электроэнергетики ЕЭС

России.

***

Ключевую роль в реализации технологии ДУ

играет автоматизированная система управле-

ния технологическим процессом (АСУ ТП) объ-

екта электроэнергетики. Она осуществляет при-

ем, обработку команд управления, получаемых

из удаленных центров управления, и формирует

сигналы на исполнительные устройства. Несмо-

тря на простой, на первый взгляд, функционал,

в оборудование АСУ ТП заложена важнейшая за-

дача — реализовать выполнение команды дистан-

ционного управления из правильного источника,

в правильной последовательности, с учетом боль-

шого объема различных внешних факторов, таких

как, например, положение других коммутационных

аппаратов или положение ключа режима управле-

ния присоединением. В ситуации, когда инициатор

команды дистанционного управления может нахо-

диться за сотни километров от управляемого объ-

екта, значительно возрастает важность правиль-

ного, гарантированного и надежного выполнения

АСУ ТП объекта своих функций.

В связи с этим необходимо определить функ-

циональные и технические требования к мини-

мально необходимому составу, структуре типовой

Подстанция

нового

поколения

Щелоков

(

ОАО

Сетевая

компания

»,

Республика

Татарстан

)

стала

первым

ЕЭС

России

объектом

электроэнергетики

класса

напряжения

500

кВ

на

котором

был

реализован

проект

дистанционно

–

го

управления

№

3 (66) 2021

Page 4

АСУ ТП для реализации возможности ДУ на всех

объектах электроэнергетики по единым правилам.

Чтобы требования были обязательными и одина-

ковыми для всех собственников объектов элек-

троэнергетики, проектных организаций, произво-

дителей оборудования, они должны быть приняты

на уровне общеотраслевого законодательства.

В противном случае высока вероятность возник-

новения аварийной ситуации, связанной с потерей

наблюдаемости, исполнением ошибочных опера-

ций при выполнении оперативных переключений,

что в конечном итоге может привести к негативным

последствиям, от незапланированного изменения

топологии сети, отключения потребителей элек-

трической энергии до повреждения оборудования

или нарушения устойчивой работы энергосистемы

в целом.

Также должны быть определены правила и спо-

собы контроля соответствия требованиям к АСУ

ТП. Представляется, что простейшей формой под-

тверждения соответствия сформулированным ми-

нимальным требованиям к АСУ ТП является про-

ведение испытаний на готовность этой системы

к ДУ. Данная процедура в обязательном порядке

должна проводиться по установленной и согласо-

ванной с проектной организацией, производителя-

ми оборудования и устройств РЗА методике — как

при новом строительстве, так и при модернизации

существующего объекта, включая модернизацию

самой АСУ ТП.

Начало процесса формирования нормативной

базы, определяющей требования к АСУ ТП, и ме-

тодики подтверждения соответствия уже положено

Системным оператором, в задачи которого входит

обеспечение надежной работы ЕЭС России.

Кроме того, необходимо уже сейчас задумать-

ся о создании «инфраструктуры» для проведения

подобных испытаний и ответить на вопросы, какие

организации могут испытания проводить, какими

компетенциями и вспомогательным оборудованием

они должны обладать для выполнения необходи-

мой задачи с соответствующим качеством. Как по-

казывает многолетний опыт Системного оператора,

накопленный при создании и функционировании

Системы добровольной сертификации, одним из

очевидных подходов представляется привлечение

органов по сертификации — компаний-участниц

корпоративных систем сертификации оборудова-

ния и решений, созданных ведущими субъектами

отрасли. В рамках этих систем уже сейчас накоплен

достаточно большой опыт определения соответ-

ствия общеобязательным и корпоративным норма-

тивным требованиям.

Это и генерирующие установки электростанций,

и противоаварийная автоматика, и устройства ло-

кальной автоматики предотвращения нарушения

устойчивости, и системы мониторинга переходных

режимов. В числе 14 органов по сертификации,

допущенных к осуществлению работ, — крупней-

шие НИИ и инжиниринговые компании российской

энергетики. Так, АО «НТЦ ЕЭС Противоаварийное

управление» за пять лет провело более 40 испыта-

ний устройств РЗА, в ходе которых экспертами этой

компании выявлено не менее 20 случаев откло-

нения работы устройств от требований норматив-

ной документации. Среди выявленных отклонений

были как несущественные, так и серьезные ошибки

в алгоритме функционирования, способные приве-

сти к неправильной работе РЗА.

***

АСУ ТП с возможностью ДУ отличается наличием

дополнительных программных настроек станцион-

ных контроллеров (серверов) АСУ ТП, определяю-

щих порядок обработки команд ДУ, условия разре-

шения/запрета на выполнение команд ДУ, алгоритм

поведения АСУ ТП при возникновении нештатных

ситуаций.

Центральным компонентом такой АСУ ТП явля-

ется ключ дистанционного управления (Ключ ДУ).

Это программный элемент, реализованный в АСУ

ТП, который является основным арбитром выбора

текущего «разрешенного» источника команд дис-

танционного управления. Логика его работы с одной

стороны должна исключать возможность одновре-

менного управления оборудованием и устройства-

ми из разных диспетчерских центров или центров

управления сетями, а с другой — допускать пере-

хват управления оперативным персоналом объекта

электроэнергетики при необходимости выполнения

мероприятий по предотвращению возникновения

и развития аварийных ситуаций.

При поступлении команды ДУ из удаленного

центра управления в сервере АСУ ТП должна про-

водиться проверка на отсутствие условий (бло-

кировок), препятствующих выполнению команды

дистанционного управления. Блокировки использу-

ются для исключения выполнения команд ДУ либо

в зависимости от положения других коммутацион-

ных аппаратов (например, запрет на включение

выключателя при включенных заземляющих разъ-

единителях), либо в случае неисправности (него-

товности) оборудования (недостаточное давление

элегаза или невзведенный пружинный механизм

выключателя). Также запрет на выполнение команд

ДУ должен формироваться при выполнении пере-

ключений на данном объекте электроэнергетики

в текущий момент времени другим диспетчерским

центром, центром управления сетями или опера-

тивным персоналом.

Одним из обязательных условий корректной

работы ДУ является расширенный информацион-

ный обмен с удаленными центрами управления.

Для каждого объекта электроэнергетики должен

быть определен перечень поступающей в диспет-

черский центр Системного оператора или центр

управления сетями телеметрической информа-

ции, необходимой для обеспечения наблюдаемо-

сти текущей ситуации на объекте из удаленного

центра управления и осуществления ДУ коммута-

ционными аппаратами и заземляющими ножами,

функциями устройств РЗА, технологическим ре-

РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА

И АВТОМАТИКА

Page 5

жимом работы оборудования. При выявлении ус-

ловий, препятствующих выполнению команды ДУ,

команда не должна выполняться, и в направлении

источника команды должно быть передано сооб-

щение о невозможности либо ошибке выполнения

команды.

При выполнении команд дистанционного управ-

ления АСУ ТП должна корректно обрабатывать

значение телесигналов положения ключа выбора

режима управления присоединениями (устрой-

ствами РЗА) и запрещать выполнение команд ДУ

в случае получения соответствующих его значе-

ний от контроллера присоединения или устрой-

ства РЗА.

Немаловажным аспектом надежного функцио-

нирования АСУ ТП с использованием ДУ являет-

ся отказоустойчивость ее компонентов и возмож-

ность к самовосстановлению после сбоев. Перед

вводом в промышленную эксплуатацию необходи-

мо проверить возможности автоматического кон-

троля и самодиагностики работоспособности АСУ

ТП, а также сохранение работоспособности систе-

мы (или запланированного отключения функции

ДУ) при сбоях или отказах отдельных компонен-

тов. Это возможно реализовать путем эмуляции

отказов с последующим восстановлением рабо-

тоспособности отдельных компонентов системы

и наблюдением за ее поведением. Для обеспе-

чения возможности анализа событий при прове-

дении расследования аварии, нештатной работы

оборудования в АСУ ТП должны быть обеспечены

регистрация и последующее хранение всей слу-

жебной информации о выполнении команд ДУ для

всех возможных источников управления. Проверка

функций информационной безопасности также яв-

ляется предметом тщательной подготовки АСУ ТП

к вводу в работу. С учетом потенциальной возмож-

ности удаленного воздействия на оборудование

объекта электроэнергетики и последствий данного

инцидента становится критически важным вопрос

применения сертифицированных и проверенных

встроенных и внешних средств защиты, а также

использование лучших мировых практик и подхо-

дов к защите информации. Все команды дистан-

ционного управления должны выполняться только

из разрешенных источников управления и быть за-

щищены от перехвата или подмены.

***

Таким образом, очевидно, что при имеющихся су-

щественных преимуществах ДУ появляются новые

рис ки, и основной задачей на данном этапе Систем-

ный оператор видит их нивелирование за счет вне-

дрения на государственном уровне новых подхо-

дов к проверке готовности оборудования объектов

электроэнергетики к ДУ, а именно — проведение

испытаний по стандартизированным методикам тех

ключевых компонентов АСУ ТП, которые непосред-

ственно вовлечены в реализацию дистанционного

управления.

На прав

ах рек

ламы

№

3 (66) 2021

Оригинал статьи: Формирование обязательных требований к АСУ ТП объектов электроэнергетики для реализации функций дистанционного управления

Читать онлайн

Мир стремительно меняется, и то, что 20–30 лет назад казалось фантастикой, сейчас является повседневностью. Многие из этих изменений напрямую связаны с развитием цифровых технологий. Например, дистанционное управление электросетевыми объектами — технология, позволяющая изменять технологический режим работы и эксплуатационное состояние оборудования подстанций и устройств РЗА удаленно, находясь за сотни километров. Это инновационное направление в последние годы получило мощный толчок к развитию, благодаря тенденции всеобщей цифровизации электроэнергетики.