8
Ежеквартальный
спецвыпуск
№
2(29),
июнь
2023
В
2022
году
на
подстанциях
500
кВ
«
Емелино
»
и
«
Исеть
»
филиала
ПАО
«
Россети
» —
МЭС
Урала
,
которые
участву
-
ют
в
выдаче
мощности
Белоярской
АЭС
и
Воткинской
ГЭС
,
была
реализована
программа
дистанционного
управления
,
позволившая
значительно
сократить
длительность
опера
-
тивных
переключений
и
снизить
риски
возникновения
оши
-
бочных
действий
персонала
.
Реализация
дистанционного
управления
на
примере
подстанций
500
кВ
«
Емелино
»
и
«
Исеть
»
в
Свердловской
области
Елена
ИВАНОВА
,
начальник
отдела
оперативной
работы
филиала
ПАО
«
Россети
» —
Свердловского
предприятия
МЭС
Урала
Инна
ДМИТРИЕВА
,
заместитель
главного
инженера
—
главный
диспетчер
филиала
ПАО
«
Россети
» —
МЭС
Урала
Д
истанционное
управление
(
ДУ
) —
это
передача
управляющего
сигнала
от
опе
-
ратора
к
объекту
управления
.
Оно
состоит
из
пульта
управления
,
передатчика
,
канала
связи
,
приемника
и
исполнительных
устройств
.
Ранее
передача
команд
управления
совершалась
только
механическим
способом
,
затем
появилась
воз
-
можность
удаленного
воздействия
на
объекты
посредством
канала
связи
(
про
-
водного
,
оптического
или
радиоканала
).
Дистанционное
управление
применяется
по
-
всеместно
.
Сейчас
эта
тенденция
наблюдается
и
в
бытовой
сфере
—
система
«
умный
дом
»,
позволяющая
дистанционно
с
любой
точки
планеты
управлять
в
квартире
светом
,
бытовыми
приборами
,
безопасностью
квартиры
и
т
.
д
.,
все
чаще
устанавливаются
в
новых
жилых
комплексах
и
упрощает
жизнь
своим
пользователям
.
Дистанционное
управление
в
энергетике
дает
возможность
управлять
коммутацион
-
ными
аппаратами
,
технологическими
режимами
работы
оборудования
и
функциями
ре
-
лейной
защиты
и
автоматики
(
РЗА
)
путем
передачи
сигнала
с
автоматизированного
рабо
-
чего
места
(
АРМ
)
оперативного
персонала
подстанции
или
из
диспетчерского
центра
(
ДЦ
)
и
центра
управления
сетями
(
ЦУС
).
ПЛЮСЫ
И
МИНУСЫ
ДИСТАНЦИОННОГО
УПРАВЛЕНИЯ
Автоматизация
любой
деятельности
,
ранее
выполнявшейся
человеком
,
имеет
свои
до
-
стоинства
и
недостатки
.
Сама
по
себе
автоматизация
значительно
упрощает
человече
-
скую
деятельность
,
позволяет
уменьшить
нагрузку
и
сократить
время
,
необходимое
для
выполнения
задач
.
Энергетики
отмечают
следующие
плюсы
дистанционного
управления
:
–
возможность
выполнять
переключения
на
объектах
,
находящихся
за
сотни
киломе
-
тров
от
оператора
;
–
снижение
влияния
человеческого
фактора
,
исключение
ошибок
персонала
при
произ
-
водстве
оперативных
переключений
(
человек
может
быть
отвлечен
,
невнимателен
,
он
Оперативное
управление
9
Владимир
ЛОБЕЙКИН
,
начальник
отдела
организации
работы
с
оперативным
пер
-
соналом
и
обеспечения
оперативно
-
технологи
-
ческой
документацией
филиала
ПАО
«
Рос
-
сети
» —
МЭС
Урала
Сергей
ОГОРОДНИКОВ
,
ведущий
инженер
по
РЗА
филиала
ПАО
«
Россети
» —
МЭС
Урала
подвержен
таким
состояниям
,
как
усталость
,
сонливость
,
болезнь
и
стресс
;
благодаря
дистанционному
управлению
и
алгоритмам
логической
блокировки
,
предотвращаю
-
щим
ошибочные
операции
с
коммутационными
аппаратами
и
заземляющими
ножами
,
снижается
вероятность
нарушений
в
работе
подстанции
);
–
сокращение
времени
на
производство
переключений
(
так
как
при
использовании
дис
-
танционного
управления
исключено
время
,
затрачиваемое
на
выполняемое
челове
-
ком
действие
—
встать
,
дойти
,
повернуть
рычаг
или
ключ
управления
;
дистанционное
управление
позволяет
совершить
весь
этот
процесс
одним
кликом
«
мыши
»);
–
безопасность
персонала
(
при
переключениях
на
подстанции
может
возникнуть
ситуация
,
представляющая
опасность
для
жизни
человека
,
а
ошибки
персонала
и
возможные
повреждения
оборудования
в
процессе
коммутаций
могут
привести
к
травмам
;
удаленное
управление
коммутационными
аппаратами
значительно
снижает
вероятность
возникновений
ситуаций
,
опасных
для
жизни
и
здоровья
персонала
);
–
снижение
нагрузки
на
персонал
(
разгрузка
персонала
повышает
его
работоспособность
и
качество
выполнения
других
работ
по
оперативному
обслуживанию
электроустано
-
вок
,
которые
еще
не
автоматизированы
;
персонал
может
перевести
свое
внимание
на
контроль
исправности
оборудования
,
выполнение
плановых
эксплуатационных
работ
,
самообучение
и
т
.
п
.);
–
полное
документирование
процесса
оперативных
переключений
(
при
использовании
дистанционного
управления
автоматизированная
система
управления
технологиче
-
ским
процессом
(
АСУ
ТП
)
фиксирует
в
журнал
событий
все
команды
и
действия
);
–
возможность
осуществлять
изменение
состояния
(
вывод
/
ввод
)
функций
терминалов
релейной
защиты
.
В
то
же
время
дистанционное
управление
—
технология
,
требующая
выполнения
множества
условий
:
она
может
быть
реализована
на
объектах
нового
поколения
,
требует
создания
резервируемых
цифровых
каналов
связи
,
наличия
на
объектах
АСУ
ТП
и
ква
-
лифицированного
персонала
для
обслуживания
.
Это
усложняет
процесс
повсеместного
и
быстрого
внедрения
дистанционного
управления
.
При
возникновении
внештатной
ситуации
программа
действий
,
заложенная
в
компью
-
тер
АСУ
ТП
,
блокируется
(
например
,
при
превышении
времени
выполнения
коммутации
над
установленным
временем
)
и
для
дальнейшего
продолжения
работы
требуется
вме
-
шательство
оператора
.
Соответственно
,
пока
нельзя
говорить
о
полном
исключении
чело
-
века
из
процесса
оперативных
переключений
.
ОБОРУДОВАНИЕ
ПОДСТАНЦИЙ
НОВОГО
ПОКОЛЕНИЯ
Архитектура
автоматизированной
системы
управления
технологическим
процессом
на
подстанции
—
многоуровневая
.
Классическая
система
предполагает
три
уровня
:
нижним
являются
контроллеры
присоединений
,
средним
—
коммуникационные
контроллеры
,
верхним
—
серверы
и
автоматические
рабочие
места
(
АРМы
)
оперативного
персонала
.
Контроллеры
нижнего
уровня
предназначены
для
управления
коммутационными
ап
-
паратами
,
сбора
сигналов
и
измерений
электрических
параметров
.
Контроллеры
среднего
уровня
собирают
информацию
с
терминалов
защит
,
контрол
-
леров
нижнего
уровня
,
передают
ее
на
серверы
подстанций
и
в
диспетчерские
центры
.
Серверы
обрабатывают
весь
поступающий
объем
информации
и
с
использованием
SCADA,
визуализируют
ее
в
доступном
,
понятном
и
простом
виде
на
компьютерном
мо
-
ниторе
оперативного
персонала
в
виде
модели
подстанции
с
отображением
в
реальном
времени
измерений
и
положений
коммутационных
аппаратов
,
что
позволяет
оператору
определять
эксплуатационное
состояние
оборудования
и
его
технологические
параме
-
тры
.
Система
SCADA
является
основным
инструментом
оперативного
персонала
,
с
ее
помощью
происходит
анализ
событий
и
управление
оборудованием
.
Все
перечисленное
оборудование
объединено
с
помощью
коммутаторов
в
технологи
-
ческую
локальную
сеть
.
10
Ежеквартальный
спецвыпуск
№
2(29),
июнь
2023
Путь
передачи
сигнала
от
оператора
на
подстанцию
выглядит
следующим
образом
:
АРМ
оперативного
персо
-
нала
—
сервер
подстанции
—
коммуникационный
контрол
-
лер
—
контроллер
присоединения
—
коммутируемое
обо
-
рудование
.
При
дистанционном
управлении
из
диспетчерского
цен
-
тра
управляющий
сигнал
по
каналам
связи
поступает
на
коммуникационный
контроллер
подстанции
,
затем
спускает
-
ся
на
контроллер
присоединения
,
который
непосредственно
управляет
оборудованием
.
Для
этого
между
подстанциями
с
дистанционным
управ
-
лением
и
диспетчерскими
центрами
организованы
цифро
-
вые
каналы
связи
.
Для
исключения
случаев
потери
данных
при
передаче
информации
в
диспетчерский
центр
каналы
связи
дублируются
и
их
маршруты
разносятся
географи
-
чески
.
Управление
оборудованием
подстанций
осущест
-
вляется
путем
информационного
обмена
данными
между
диспетчерским
центром
(
центром
управления
сетями
)
и
подстанцией
.
Данные
передаются
с
помощью
специализи
-
рованных
протоколов
и
специального
программно
-
аппарат
-
ного
комплекса
.
Современные
технологии
позволяют
автоматизировать
процесс
производства
оперативных
переключений
,
выпол
-
няемых
дистанционно
.
В
настоящее
время
применяются
ав
-
томатизированные
программы
переключений
(
АПП
) —
это
представленная
в
виде
компьютерного
алгоритма
после
-
довательность
действий
при
переключениях
,
включающая
проверку
эксплуатационного
состояния
оборудования
,
фор
-
мирование
и
реализацию
команд
управления
оборудовани
-
ем
из
диспетчерского
центра
или
центра
управления
сетями
компании
,
а
также
контроль
правильности
их
исполнения
в
автоматическом
режиме
.
Таким
образом
,
оператор
одним
кликом
«
мыши
»
может
выполнить
целый
комплекс
переклю
-
чений
на
нескольких
объектах
,
например
вывести
в
ремонт
линию
электропередачи
,
связывающую
две
подстанции
,
на
которых
реализовано
дистанционное
управление
.
И
в
этом
большие
перспективы
развития
этого
высокотехнологичного
метода
.
ПРОЦЕСС
РАБОТЫ
В
2017
году
на
совещании
между
исполнительными
аппа
-
ратами
ПАО
«
ФСК
ЕЭС
»
и
АО
«
СО
ЕЭС
»
был
рассмотрен
вопрос
о
внедрении
дистанционного
управления
объектами
электроэнергетики
из
диспетчерских
центров
.
Для
реализа
-
ции
системы
в
филиале
ПАО
«
ФСК
ЕЭС
» –
МЭС
Урала
были
выбраны
подстанции
нового
поколения
(
с
микропроцессор
-
ными
устройствами
РЗА
и
АСУ
ТП
) —
ПС
500
кВ
«
Преоб
-
раженская
», «
Исеть
», «
Емелино
».
Основными
вопросами
стало
определение
:
требований
,
предъявляемых
к
оборудо
-
ванию
для
осуществления
дистанционного
управления
;
тре
-
бований
,
касающихся
работы
РЗА
,
программно
-
технических
средств
автоматизированной
системы
управления
техно
-
логическим
процессом
,
оборудования
связи
,
рабочих
мест
оперативного
персонала
подстанций
и
центров
управления
сетями
,
диспетчерского
персонала
,
персонала
релейной
за
-
щиты
и
автоматики
;
требований
к
журналам
событий
.
Первой
«
ласточкой
»
для
МЭС
Урала
в
2019
году
стала
реализация
дистанционного
управления
из
диспетчерского
центра
оборудованием
на
ПС
500
кВ
«
Преображенская
»
Оренбургского
ПМЭС
(
в
настоящее
время
ОПМЭС
относится
к
МЭС
Волги
).
Управление
оборудованием
ПС
500
кВ
«
Пре
-
ображенская
»
осуществляется
из
филиала
АО
«
СО
ЕЭС
» —
ОДУ
Урала
(
г
.
Екатеринбург
)
и
филиала
АО
«
СО
ЕЭС
» —
Оренбургское
РДУ
(
г
.
Оренбург
).
Это
уникальный
случай
,
когда
управление
оборудованием
в
энергетике
происходило
на
таком
значительном
расстоянии
(
от
ПС
500
кВ
«
Преоб
-
Система
SCADA (
мониторинг
автотрансформаторной
группы
)
ПС
«
Емелино
»
Оперативное
управление
11
Помещение
АРМ
оперативного
персонала
ПС
«
Исеть
»
Шкафы
контроллеров
присоединений
АСУ
ТП
ПС
«
Исеть
»
Шкафы
релейной
защиты
ПС
«
Исеть
»
раженская
»
до
Екатеринбурга
— 700
км
,
до
Орен
-
бурга
— 220
км
).
В
2021
году
,
опираясь
на
полученный
опыт
,
на
подстанциях
500
кВ
«
Емелино
»
и
«
Исеть
»
филиала
ПАО
«
ФСК
ЕЭС
» —
МЭС
Урала
,
участвующих
в
вы
-
даче
мощности
Белоярской
АЭС
и
Воткинской
ГЭС
,
был
реализован
проект
дистанционного
управле
-
ния
,
который
позволил
значительно
сократить
дли
-
тельность
оперативных
переключений
.
С
сентября
по
декабрь
2021
года
были
про
-
ведены
наладка
,
испытания
и
проверка
системы
дистанционного
управления
на
соответствие
отрас
-
левым
стандартам
,
стандартам
ПАО
«
ФСК
ЕЭС
»
и
АО
«
СО
ЕЭС
».
На
ПС
500
кВ
«
Емелино
»
была
проведена
колос
-
сальная
работа
по
замене
части
аппаратного
ком
-
плекса
АСУ
ТП
производства
«Mikronika» (
Польша
).
Были
заменены
средний
и
верхний
уровни
комплек
-
са
на
отечественный
аналог
—
комплекс
«
ИНБРЭС
»
(
Россия
,
Чебоксары
).
На
подстанции
500
кВ
«
Исеть
»
была
заменена
SCADA-
система
на
более
современ
-
ную
—
производства
«
Прософт
-
Системы
» (
Россия
,
Екатеринбург
).
Для
защиты
от
несанкционированно
-
го
доступа
были
установлены
межсетевые
экраны
и
впервые
в
ПАО
«
Россети
»
внедрена
система
шиф
-
рования
каналов
дистанционного
управления
.
Весь
процесс
подготовки
подстанции
к
дистанци
-
онному
управлению
от
начала
разработки
проектной
документации
до
монтажа
оборудования
,
испытаний
и
начала
постоянной
работы
занял
1,5
года
.
УПРАВЛЕНИЕ
ОБЪЕКТОМ
Дистанционное
управление
предполагает
участие
только
одного
оператора
.
Для
исключения
возмож
-
ности
одновременной
выдачи
команд
с
разных
дис
-
петчерских
центров
и
центров
управления
сетями
на
энергообъекте
создан
«
виртуальный
ключ
»
дистан
-
ционного
управления
.
Для
взаимодействия
с
систе
-
мой
и
выдачи
команд
управления
оператор
должен
выполнить
«
захват
»
этого
ключа
,
после
этого
другие
операторы
не
будут
иметь
доступа
к
управлению
объектом
,
любые
их
команды
будут
блокироваться
.
Но
приоритет
в
управлении
всегда
остается
за
оперативным
персоналом
подстанции
:
несмотря
на
высокую
автоматизацию
,
не
исключена
ситуация
,
при
которой
может
произойти
технологическое
нару
-
шение
.
И
только
оперативный
персонал
подстанции
,
находящийся
на
объекте
,
может
правильно
оценить
ситуацию
и
предпринять
необходимые
действия
.
Таким
образом
,
при
возникновении
нештатной
си
-
туации
оперативный
персонал
должен
иметь
воз
-
можность
перехватить
управление
и
заблокировать
переключение
из
диспетчерского
центра
.
12
Ежеквартальный
спецвыпуск
№
2(29),
июнь
2023
ЭКСПЕРТНОЕ
МНЕНИЕ
С
развитием
технологий
появляются
и
новые
инстру
-
менты
,
при
помощи
которых
мы
выполняем
свою
рабо
-
ту
быстрее
и
эффективнее
.
И
,
конечно
,
одним
из
таких
инструментов
является
дистанционное
управление
ком
-
мутационными
аппаратами
.
Развитие
технологий
ДУ
на
объектах
МЭС
Урала
мы
начинали
с
установки
систем
АСУ
ТП
,
что
позволяло
производить
оперативные
пере
-
ключения
с
рабочего
места
оперативного
персонала
.
Сейчас
же
мы
сделали
еще
один
шаг
или
даже
два
шага
вперед
.
Помимо
того
,
что
реализована
возможность
управлять
коммутационными
аппаратами
из
диспетчер
-
ских
центров
и
центров
управления
сетями
,
теперь
это
можно
выполнять
в
автоматическом
режиме
с
использо
-
ванием
автоматических
программ
переключения
.
С
по
-
явлением
АПП
вывод
линии
в
ремонт
делается
одним
кликом
«
мышки
»
диспетчера
.
Применение
новых
техно
-
логий
в
области
оперативных
переключений
значитель
-
но
снижает
затрачиваемое
на
них
время
и
исключает
ве
-
роятность
ошибки
персонала
,
что
в
целом
способствует
решению
основной
задачи
электроэнергетики
—
беспе
-
ребойному
питанию
потребителей
.
Вадим
ЕФРЕМОВ
,
начальник
СРЗА
и
АСУ
ТП
филиала
ПАО
«
Россети
» —
МЭС
Урала
До
появления
технологий
дистанционного
управления
диспетчерский
центр
управлял
оборудованием
,
находящимся
в
его
подчинении
посредством
выдачи
команд
подстанциям
.
В
основном
это
была
координация
действий
оперативного
персонала
разных
объектов
по
выводу
в
ремонт
,
в
резерв
,
включению
в
работу
линии
электропередачи
и
устройств
релейной
защиты
и
автоматики
,
требующих
такого
взаимо
-
действия
.
При
дистанционном
управлении
у
диспетчерского
центра
появилась
возможность
непосредственно
воздейство
-
вать
на
коммутационные
аппараты
,
тем
самым
изменять
экс
-
плуатационное
состояние
оборудования
подстанции
и
линий
электропередачи
.
Для
этого
процесса
было
введено
понятие
ДУВ
(
дистанционное
управление
выключателем
).
Перед
началом
переключений
оперативный
персонал
диспетчерского
центра
информирует
персонал
подстан
-
ции
о
начале
переключений
,
после
чего
производит
захват
управления
и
запускает
в
оперативно
-
информационном
ком
-
плексе
АПП
,
по
заданному
алгоритму
которой
посредством
дистанционного
управления
производятся
переключения
на
подстанции
.
Оборудование
500
кВ
и
220
кВ
ПС
500
кВ
«
Емелино
»
распределено
по
способу
управления
между
диспетчер
-
скими
центрами
филиалов
АО
«
СО
ЕЭС
» —
ОДУ
Урала
,
Свердловское
РДУ
и
персоналом
подстанции
.
На
ПС
500
кВ
«
Исеть
»
оборудованием
управляет
персонал
подстанции
,
а
выключателями
дистанционно
диспетчерский
центр
фили
-
ала
АО
«
СО
ЕЭС
» —
ОДУ
Урала
,
поскольку
на
ней
отсут
-
ствует
оборудование
классом
напряжения
220
кВ
.
Для
всех
подстанций
с
дистанционным
управлением
раз
-
работаны
и
утверждены
Перечни
распределения
функций
дистанционного
управления
для
каждого
коммутационного
аппарата
,
заземляющих
ножей
,
устройств
регулирования
технологических
режимов
работы
оборудования
,
дистанци
-
онное
управление
которыми
осуществляется
из
диспетчер
-
ского
центра
.
Управление
функциями
устройств
релейной
защиты
и
автоматики
на
данном
этапе
осуществляется
опе
-
ративным
персоналом
подстанции
.
Возможность
производства
переключений
определяется
сигналами
готовности
и
работоспособности
коммутацион
-
ных
аппаратов
,
заземляющих
ножей
,
функций
устройств
ре
-
лейной
защиты
и
автоматики
,
формируемых
в
автоматизи
-
рованной
системе
управления
технологическим
процессом
подстанций
и
поступающих
посредством
передачи
телеме
-
трической
информации
в
оперативно
-
информационный
ком
-
плекс
диспетчерского
центра
.
То
есть
диспетчер
в
зависимости
от
задачи
запускает
ту
или
иную
АПП
.
Последовательность
операций
,
реализуемая
посредством
дистанционного
управления
из
диспетчерского
центра
,
выполняется
непрерывно
—
единым
блоком
(
отклю
-
чение
/
включение
коммутационных
аппаратов
,
заземляющих
ножей
).
При
невозможности
выполнения
последовательно
-
сти
операций
непрерывно
(
например
,
при
наличии
операций
с
устройствами
релейной
защиты
и
автоматики
),
единый
блок
операций
,
выполняемых
посредством
диспетчерского
управления
,
разделяется
на
части
,
между
которыми
выпол
-
няются
операции
,
требующие
подтверждения
выполнения
оперативным
персоналом
.
В
ходе
выполнения
переключений
контроль
положений
коммутационных
аппаратов
и
заземляющих
ножей
должен
осуществляться
по
данным
телеметрической
информации
.
Каждая
следующая
операция
выполняется
только
после
полу
-
чения
подтверждения
о
выполнении
предыдущей
операции
.
Историческим
событием
можно
назвать
первый
в
истории
России
вывод
в
ремонт
при
помощи
дистанционного
управ
-
ления
из
диспетчерского
центра
с
применением
АПП
линии
электропередачи
сверхвысокого
класса
напряжения
500
кВ
Воткинская
ГЭС
—
Емелино
в
первом
квартале
2022
года
.
Дистанционное
управление
дает
много
возможностей
,
оно
позволяет
диспетчеру
управлять
коммутационными
аппаратами
на
значительном
расстоянии
непосредственно
с
рабочего
места
.
Благодаря
этому
повышается
безопас
-
ность
персонала
подстанции
,
скорость
реагирования
на
тех
-
нологические
нарушения
,
а
значит
,
повышается
надежность
электроснабжения
жителей
Урала
.
Оперативное
управление
13
Оригинал статьи: Реализация дистанционного управления на примере подстанций 500 кВ «Емелино» и «Исеть» в Свердловской области
В 2022 году на подстанциях 500 кВ «Емелино» и «Исеть» филиала ПАО «Россети» — МЭС Урала, которые участвуют в выдаче мощности Белоярской АЭС и Воткинской ГЭС, была реализована программа дистанционного управления, позволившая значительно сократить длительность оперативных переключений и снизить риски возникновения ошибочных действий персонала.
