Доклад на круглом столе: "Централизованная и децентрализованная система релейной защиты и автоматики"

1. Жуков Андрей Васильевич
Заместитель директора по управлению режимами ЕЭС
Вопросы централизации и децентрализации при создании
систем управления в ЕЭС России
Международный электроэнергетический форум «Rugrids-Electro.
Российские сети. Новые возможности»
22 октября 2015, г. Москва

2. 2
Энергетическая стратегия России на период до 2030 года
(утверждена распоряжением Правительства Российской Федерации от 13 ноября 2009 г. № 1715-р)
Энергетическая стратегия России формирует ориентиры развития энергетического сектора
страны в рамках перехода российской экономики на инновационный путь развития.
2
ПО НАПРАВЛЕНИЮ «ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКА» ПРЕДУСМАТРИВАЕТСЯ:
■ создание высокоинтегрированных интеллектуальных системообразующих и распределительных
электрических сетей нового поколения в Единой энергетической системе России (интеллектуальные сети -
Smart Grids);
■ создание электрического транзита ультравысокого напряжения постоянного и переменного тока Сибирь -
Урал - Европейская часть России;
■ использование низкотемпературных сверхпроводниковых индукционных накопителей электрической
энергии для электрических сетей и гарантированного электроснабжения ответственных потребителей;
■ широкое развитие распределенной генерации;
■ развитие силовой электроники и устройств на их основе, прежде всего различного рода сетевых
управляемых устройств (гибкие системы передачи переменного тока - FACTS);
■ создание высокоинтегрированного информационно-управляющего комплекса оперативно-диспетчерского
управления в режиме реального времени с экспертно-расчетными системами принятия решений;
■ создание высоконадежных магистральных каналов связи между различными уровнями диспетчерского
управления и дублированных цифровых каналов обмена информацией между объектами и центрами
управления;
■ создание и широкое внедрение централизованных систем противоаварийного управления, охватывающих
все уровни Единой энергетической системы России и т.д.
ГЛАВНЫМИ ВЕКТОРАМИ ПЕРСПЕКТИВНОГО РАЗВИТИЯ ОТРАСЛЕЙ ТЭК:
■ переход на путь инновационного и энергоэффективного развития;
■ изменение структуры и масштабов производства энергоресурсов;
■ создание конкурентной рыночной среды;
■ интеграция в мировую энергетическую систему.

3. Основные направления развития отечественной системы РЗА
ЗАДАЧА: РАЗРАБОТКА ЕДИНОЙ ТЕХНИЧЕСКОЙ ПОЛИТИКИ В ОБЛАСТИ РЗА СУБЪЕКТОВ
ЭНЕРГЕТИКИ И ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ЕЭС РОССИИ
■ Разработка концептуальных вопросов развития систем релейной защиты, противоаварийной и
режимной автоматики (РЗА), учитывающих перспективы внедрения в ЕЭС России современного силового
оборудования и элементов ААС;
■ Повышение технического совершенства отечественных комплексов РЗА путем разработки и внедрения
интеллектуальных электронных устройств (ИЭУ), базирующихся на достижениях современной цифровой
техники и коммуникаций:
- разработка адаптивных алгоритмов функционирования РЗА;
- повышение точности моделирования процессов в защищаемом объекте управления;
- применение технологии векторных измерений для задач РЗА (WAMS, WAPS и WACS);
- использование информационной теории РЗА для создания систем и устройств нового поколения;
- разработка и внедрение устройств РЗА элементов ААС;
■ Разработка вопросов надежности функционирования современных устройств и комплексов РЗА:
- разработка современной архитектуры построения систем РЗА;
- кибербезопасность;
- импортозамещение;
- создание системы эксплуатации современных устройств и комплексов РЗА;
■ Развитие процедур сертификации устройств РЗА;
■ Развитие системы мониторинга и анализа функционирования устройств и комплексов РЗА;
■ Совершенствование нормативно-технической базы систем РЗА;
■ Развитие программных комплексов расчетов и выбора параметров настройки устройств РЗА.
3

4. Основные принципы развития отечественной системы РЗА
1. Учет мировых тенденций развития систем РЗА, ориентация на передовые технические решения и
идеологию.
2. Развитие и модернизация комплексов РЗА на базе внедрения цифровых технологий (ИЭУ РЗА,
высокоскоростные цифровые каналы связи, оптические измерительные ТТ и ТН и т. д.).
3. Развитие функциональности системы РЗА на новой информационной платформе:
 создание адаптивных алгоритмов функционирование устройств РЗ;
 разработка централизованных комплексов РЗА объектов электроэнергетики;
 разработка принципов координированного управления настройками устройств РЗА в режиме
реального времени по схемно-режимным условиям работы энергосистемы.
4. Разработка современного ПО, обеспечивающего в режиме реального времени:
 актуализацию параметров ЛЭП и оборудования схем замещения (расчетных моделей);
 актуализацию параметров настройки устройств РЗА;
 автоматическую проверку чувствительности и селективности функционирования устройств РЗ при
изменяющихся схемно-режимных условиях работы энергосистемы;
 удаленное параметрирование устройств РЗА и управление отдельными функциями устройств РЗА из
ДЦ или ЦУС .
5. Решение вопросов надежности функционирования современных комплексов РЗА, кибербезопасности.
6. Преемственность основных принципов построение отечественной системы РЗА.
7. Сохранение приоритета децентрализованного принципа построения систем РЗА.
8. Проведение первоочередных НИОКР, необходимых для решения задач развития РЗА при внедрении в
ЕЭС России элементов ААС, ВИЭ.
4

5. Основные принципы построения отечественных
(децентрализованных) комплексов РЗА:
Принципы:
1. Устройства РЗ от всех видов КЗ на разных принципах;
2. Разнесение устройств РЗА комплекса по разным измерительным цепям (тока, напряжения), цепям
питания оперативным током и выходным цепям (действие на разные соленоиды отключения ВВ, разные
УПАСК);
3. Аппаратное резервирование устройств РЗА;
4. Применение устройств РЗА разных производителей, с разными алгоритмами функционирования;
5. Самодиагностика (тестовый) контроль аппаратных средств;
6. Не совмещение на объекте электроэнергетики технических комплексов РЗА и АСУ ТП, интеграция
комплексов на информационном уровне;
7. Не совмещение в одном устройстве функций РЗ и ПА (АПНУ, ЧДА);
8. Выполнение технического обслуживания устройств РЗА осуществляется в соответствии с отраслевыми
регламентами.
Результаты:
1. Устойчивый высокий показатель правильной работы РЗ и СА в сетях 330-750 кВ - 93,44% (усредненные за
44 года), 95,91% (2014).
2. Принципы построения комплексов РЗА отработаны в течение нескольких десятилетий для устройств на
электромеханической, полупроводниковой, микроэлектронной и микропроцессорной элементной базе.
3. Достигнут высокий уровень эксплуатации устройств РЗА.
4. Высокие показатели надежности функционирования комплексов РЗА не требовали их нормирования.
5. Идеологию построения комплексов РЗА развивали специалисты в области РЗА.
5

6. Вопросы применения централизованных комплексов РЗА
■ Вопрос применения централизованных комплексов РЗА – вопрос технической
целесообразности и необходимости для решения конкретных задач управления.
■ Надежность функционирования централизованных систем ниже, чем у
децентрализованных.
■ Созданные системы централизованного управления требуют значительного временного
ресурса для обработки требуемого технологическим алгоритмом объема информации,
поэтому:
- выполняются на базе ВТ;
- оперируют схемно-режимными параметрами электрической сети в режиме ДО
возникновения аварийного возмущения;
- не применяются для создания систем автоматического управления, работающих на
параметрах аварийного возмущения (ПОСЛЕ), если суммарное время принятия решения,
реализации команд управления и отклика энергосистемы на результат примененного
управления не обеспечивает устойчивость работы энергосистемы.
■ Неразвитость информационной инфраструктуры ограничивает возможности применения
централизованных систем управления.
■ Не решены вопросы обеспечения высокой эксплуатационной готовности
централизованных РЗА на объектах электроэнергетики без постоянного обслуживающего
персонала.
■ Не проработаны концептуально вопросы интеграции централизованных комплексов РЗА в
систему РЗА ЕЭС России.
6

7. 7
Централизованная система противоаварийной автоматики
ОСОБЕННОСТИ ЦСПА:
• Разработка алгоритма расчета и ПО выбора
управляющих воздействий для обеспечения
статической устойчивости с использованием
традиционных расчетных методов.
• Разработка алгоритма расчета и ПО выбора
управляющих воздействий для обеспечения
устойчивости в динамической фазе переходного
процесса.
• Разработка алгоритма и ПО оценивания состояния
электроэнергетического режима энергосистемы.
• Разработка современной архитектуры ПТК
верхнего уровня ЦСПА:
– новые технологии разработки и внедрения
технологического ПО;
– новая структура базы данных;
– мультисерверная многопроцессорная
система параллельных вычислений;
– модернизированная система управления
вычислительными возможностями ПТК.
• Обеспечение максимальной универсальности
(возможности использования ЦСПА в схемах
энергосистем любой конфигурации).
• Повышение быстродействия ЦСПА путём перехода
на параллельный расчёт пусковых органов.
• Повышение надежности функционирования ЦСПА.
ЛАПНУ
ЛАПНУ
ЛАПНУ
ПТК ЦСПА
Приморская ГРЭС
Бурейская ГЭС
Зейская ГЭС
ОДУ Востока
ТИ,ТС
ТУВ
ТУВ
ТУВ
ПО
УВ
ПО
УВ
ПО
УВ

8. ЦСПА
ОЭС Сибири
Модернизация
2016– 2017 г.
г.
ЦСПА ОЭС Урала
Модернизация
– 2017 г.ЦСПА
ОЭС Средней Волги
модернизация
– 2016 г.
ЦСПА
ОЭС Юга
модернизация
– 2017 г.
ЦСПА ОЭС Востока
ввод– 2014 г.
ЦСПА
Тюменской ЭС
модернизация
– 2018 г.
Создание ЦСПА ОЭС
Северо-Запада
ввод – 2016 г.
Перспективы развития ЦСПА
• Разработка пусковых органов ПА на базе устройств векторного измерения параметров
электрического режима.
• Использование для реализации управляющих воздействий ЦСПА элементов силовой
электроники (FACTS, ВПТ, ППТ).
• Создание ЦСПА третьего поколения ОЭС Северо-Запада (2016).
• Перевод ЦСПА второго поколения ОЭС Средней Волги, Юга, Урала и Тюменской ЭС на
платформу ЦСПА третьего поколения (до 2018).
8
Перевод ЦСПА на платформу
третьего поколения

9. 9
Структурная схема функционирования и взаимодействия систем АРЧМ ЕЭС России
Автоматическое управление электроэнергетическим режимом ЕЭС
по частоте и перетокам активной мощности
ЦКС АРЧМ
ЕЭС
ЦС АРЧМ
ОЭС Северо -
Запада
Киришская ГРЭС
Жигулевская ГЭС
ЦС АРЧМ
ОЭС Юга
Чиркейская ГЭС
Ставропольская
ГРЭС
Волжская ГЭС
Заинская ГРЭС
ЦС АРЧМ
ОЭС Урала
Камская ГЭС
Воткинская ГЭС
Пермская ГРЭС
Управление энергоблоками ТЭС от ЦКС АРЧМ ЕЭС
ЦС АРЧМ
ОЭС Сибири
Братская ГЭС
Усть-Илимская ГЭС
Управление от ЦС АРЧМ ОЭС
Управление от ЦКС АРЧМ ЕЭС
Чебоксарская ГЭС
Рыбинская ГЭС
Угличская ГЭС
Нижегородская
ГЭС
Саратовская ГЭС
Нижнекамская ГЭС
Кармановская
ГРЭС
Сургутская ГРЭС-1
Павловская ГЭС
Ириклинская ГРЭС
Красноярская ГЭС
Новосибирская
ГЭС
Ирганайская ГЭС
Зеленчукская ГЭС
Кривопорожская
ГЭС - 14
ЦС АРЧМ
Кольской
энергосистемы
Нивская ГЭС 3
Княжегубская ГЭС
11
Верхне-Туломская
ГЭС 12
ЦС АРЧМ
ОЭС Востока
Зейская ГЭС
Нарвская ГЭС
Бурейская ГЭС
Саяно-Шушенская
ГЭС
ИркутскаяГЭС
Верхне-Свирская
ГЭС
Верхне-
Териберская ГЭС 18
Серебрянская ГЭС
15
Серебрянская ГЭС
16

10. 10
Достоинства:
• Снижение количества эксплуатируемых устройств РЗА
• Снижение стоимости за счет виртуализации
дорогостоящих физических устройств РЗА в одном ПТК
• Снижение стоимости за счет уменьшения количества
каналов связи и телекоммуникационного оборудования
при построении информационной сети энергообъекта
Недостатки:
• Отсутствие нормативно-технической базы (требования к
разработке, проектированию и эксплуатации)
• Концентрация большого количества функций РЗА в
рамках одного программно-технического комплекса
(открыт вопрос обеспечения требуемого уровня
надежности функционирования)
• Усложнение программного обеспечения устройств РЗА
(усложнение ПО приводит к увеличению вероятности
возникновения программного сбоя)
• Отсутствуют решения по интеграции в существующую
систему РЗА
Развитие технологий «Цифровая подстанция»
Достоинства:
• Наличие нормативно-технической базы (серия
стандартов МЭК 61850 и т.д.)
• Разнесение функций РЗА в рамках нескольких ИЭУ
(отработанные технологии с требуемой надежностью)
• Наличие технологии по интеграции в существующую
систему РЗА
Недостатки:
• Большое количество эксплуатируемых устройств РЗА:
• Различные функции систем автоматизации
энергообъекта реализованы в виде отдельных
физических устройств
• Информационный обмен между отдельными
физическими устройствами реализуется на базе
стандарта МЭК 61850 с усложнением и увеличение
масштаба информационной сети энергообъекта
Централизованный подход Децентрализованный подход
 ЦИФРОВАЯ
 КОМПАКТНАЯ
 НЕОБСЛУЖИВАЕМАЯ
 САМОДИАГНОСТИРУЕМАЯ

11. 11
Полигоны «Цифровая подстанция»
• ОАО «НТЦ ФСК ЕЭС» Центр «Опытный полигон Цифровая подстанция»
• Пилотный проект в рамках НИОКР ОАО «РусГидро» на Нижегородской ГЭС
• ОАО «ЧЭАЗ» (ООО «Испытательный центр») - Полигон испытаний ПТК
АСУТП в режиме «Информационный шторм»
• ОАО «НТЦ ЕЭС» испытательный стенд ОАО «НТЦ ЕЭС»
(ООО «Энергопромавтоматизация»)
• ФГБОУ ВПО «НИУ МЭИ» «Лаборатория исследования функциональной
совместимости устройств, работающих по условиям стандарта МЭК 61850»
• Испытательные стенды у производителей устройств РЗА (ООО НПП
«ЭКРА», ООО «ИЦ Бреслер» и т.д.)
• В настоящее время компанией ООО «ТЕКВЕЛ» запущен информационный
портал iReg http://61850.in/, на котором приведены данные о результатах
проведенных проверок информационной совместимости устройств,
поддерживающих передачу данных в протоколах МЭК 61850.

12. Что является побудительным мотивом для развертывания
дискуссии по централизованным РЗА?
■ Низкий уровень надежности отечественных комплексов РЗА, в том числе
разрабатываемых по проекту ЦПС?
■ Нереализованные возможности по применению современных IT–технологий в
разрабатываемых отечественных МП РЗА?
■ Недостаточный уровень технического совершенства отечественных МП РЗА?
■ Неразрешенные перспективные задачи, прогнозируемые для РЗА, решение которых
возможно только централизованными РЗА?
■ Инновационных характер разработки, позволяющий сделать качественный скачок в
теории и практике разработки систем РЗА для повышения качества управления ЕЭС
России, в том числе по продвижению проекта ЦПС?
■ Высокий уровень затрат на модернизацию комплексов РЗА объектов
электроэнергетики?
■ Требование максимальной автоматизации управления на объекте электроэнергетики
(в целях снижения эксплуатационных затрат) приводит к интеграции комплексов РЗА
в АСУ ТП?
Ключевыми преимуществами АСЗУ iSAS являются:
■ Повышение энергетической безопасности России за счет внедрения
высокоэффективной инновационной российской технологии;
■ Получение экономического эффекта за счет снижения инвестиционных и
эксплуатационных расходов;
■ Уменьшение сроков строительства за счет применения ПС высокой заводской
готовности.
12

13. 13
Национальный проект РФ «Развитие и внедрения системы
автоматизированной защиты и управления электрической
подстанцией нового поколения (АСЗУ iSAS)»
Перечень требуемых фундаментальных и прикладных работ, необходимых для начала
внедрения и дальнейшего повышения эффективности от её применения
1. НИР по разработке методики оценки показателей надежности системы защиты и
управления электрической подстанции, реализованной как на традиционных, так и на
принципах «Цифровая подстанция» и «Централизованная система защиты и управления»
2. НИР по технико-экономическому обоснованию нового строительства и реконструкции
электросетевых объектов ЕНЭС напряжением 35-500кВ с применением технологии
«цифровая подстанция», в том числе на базе АСЗУ iSAS
3. НИР по разработке типовых проектных решений для автоматизации ПС, применяемых в
ЕЭС России на базе технологии «цифровая подстанция»
4. НИОКР по разработке и изготовлению технических средств и методологической базы для
метрологического обеспечения цифровых подстанций
5. НИОКР по разработке и изготовлению технических средств и методологической базы для
обеспечения информационной безопасности цифровых подстанций
6. НИОКР по разработке национального профиля стандарта МЭК 61850
7. НИОКР по разработке единого информационного пространства систем технологического
управления предприятия электросетевого комплекса и интеграционной платформы на базе
стандарта МЭК 61970/61968
8. НИОКР по разработке цифровых измерительных электронных трансформаторов тока и
напряжения с применением нетрадиционных первичных сенсоров (катушка Роговского,
шунт и т.д.)
9. НИОКР по разработке унифицированной цифровой ячейки 6110/35 кВ
10. НИОКР по разработке автоматизированных приводов разъединителей и выключателей с
цифровым управлением
ПРОГРАММОЙ РЕАЛИЗАЦИИ НАЦИОНАЛЬНОГО ПРОЕКТА ПРЕДУСМАТРИВАЕТСЯ:
2015÷2016 ‒ РЕАЛИЗАЦИЯ ПИЛОТНЫХ ПРОЕКТОВ С ЦЕЛЬЮ ОТРАБОТКИ
ТИПОВЫХ ПРОЕКТНЫХ РЕШЕНИЙ, НАРАБОТКИ ОПЫТА
ЭКСПЛУАТАЦИИ, ПОДГОТОВКИ НТБ И СЕРТИФИКАЦИИ.
2017÷2020 ‒ ПРОМЫШЛЕННОЕ ВНЕДРЕНИЕ АСЗУ ISAS С ДОВЕДЕНИЕМ
ЗАНИМАЕМОЙ ЕЙ ДОЛИ РЫНКА К 2020 Г. ДО 30%.
ПИЛОТНЫЕ ПРОЕКТЫ

14. 14
В рамках работы Исследовательского комитета В5 CIGRE в
2004 году была создана рабочая группа В5.13, посвященная
исследованию функциональной интеграции при построении
комплексов РЗА на объектах электроэнергетики.
В работе рассмотрены вопросы интеграции функций РЗА как для
децентрализованной, так и централизованной структуры
системы РЗА.
Результатом работы данной рабочей группы является выпуск в
2010 году Технического отчета «Acceptable Functional Integration
In HV Substations».
Мнение экспертов по вопросу функционального
интегрирования:
• Частичная интеграция функций РЗ
(многофункциональные ИЭУ для одного элемента
подстанции (ЛЭП, трансформатор, и т.д.))
ДА – 90% НЕТ – 10%
• Интеграция функций РЗ нескольких элементов
подстанции (линия, трансформатор, и т.д.) в одном
многофункциональном ИЭУ
ДА – 34% НЕТ – 66%
• Полная функциональная интеграция функций РЗА ПС в
одном промышленном сервере (централизованная ЦПС)
ДА – 7% НЕТ – 93%
Технического отчета Технический отчет «Acceptable Functional
Integration In HV Substations»

15. 15
Мультиагентный подход к созданию систем РЗА не забыт?
Данный вид систем обладает следующими характерными свойствами:
– адаптивностью к изменениям внешней среды, структуры и состояния объекта управления;
– принятием агентами самостоятельных решений, саморазвитием;
– высокой живучестью систем;
– возможностью модификации как параметров, так и структуры самой системы управления
непосредственно в процессе ее работы;
– снижением зависимости от человеческого фактора.

16. 16
ПТК АСЗУ ПС 110 кВ Олимпийская на платформе
iSAS ЛИСИС
Цифровой полигон на Нижегородской ГЭС
Пилотные проекты реализации технологии
«Цифровая подстанция»
«Централизованная» защита «Децентрализованная» защита

17. Итоговые постулаты
■ Современные тенденции развития систем автоматического управления (РЗА) ЕЭС России
должны гарантированно обеспечивать надежность ее работы, не сдерживать ее развитие в
направлении развития технологий гибких электропередач, ввода возобновляемых
источников электроэнергии, Smart Grid и т.п.
■ Техническое совершенство РЗА должно обеспечивать адаптивность ее функционирования,
самонастраиваемость к изменяемым схемно-режимным условиям работы ЕЭС России и
гарантировать работоспособность технических комплексов РЗА при любых
прогнозируемых нарушениях работоспособности отдельных элементов за счет развития
интеллектуальных алгоритмов, в том числе реализуя идеологию мультиагентных систем.
■ Вопрос применения централизованных или децентрализованных комплексов РЗА – вопрос
технической целесообразности и необходимости для решения конкретных задач
управления. Компромиссные решения всегда надежнее.
■ Цифровые технологии не должны быть самоцелью, а должны быть средством достижения
оптимального результата. Если идет речь о построении системы РЗА, то опыт и
компетенция разработчика в области РЗА гораздо важнее, чем применение новейших
технологий.
■ При синтезе архитектуры следует также учитывать возможный ущерб от отказа в
срабатывании, ложной и излишней работы (стоимость мер по обеспечению надежности
превысит возможный ущерб за время эксплуатации системы).
■ Вопрос развития технологий автоматического управления определяется качеством
разработки НТД в области РЗА.
■ Решение задач, поставленных в рамках реализации национального проекта «Развитие и
внедрение системы автоматизированной защиты и управления электрической подстанцией
нового поколения», создает уникальные возможности для развития отечественной
системы РЗА.
17

18. Спасибо за внимание
Жуков Андрей Васильевич
Контактная информация: zhukov@so-ups.ru, (495) 627-83-06