Управлять на расстоянии

Лауреатом награды Системного оператора Единой энергетической системы «За значительный вклад в обеспечение надежности режимов ЕЭС России» по итогам 2017 года стало ПАО «ФСК ЕЭС». Компания была отмечена за деятельность по разработке и внедрению дистанционного управления на подстанциях.

Эта престижная отраслевая награда была учреждена Системным оператором в 2013 году. За пять лет существования она присуждалась компаниям из разных секторов электроэнергетики: атомщикам, сетевикам, гидроэнергетикам. Несмотря на разные виды деятельности, эти компании связывал один факт: все они реализовали проекты, направленные на повышение уровня надежности энергосистемы.

Федеральная сетевая компания была отмечена за внедрение технологии дистанционного управления (телеуправления) электросетевым оборудованием из собственных центров управления сетями (ЦУС) и диспетчерских центров Системного оператора. Пилотные проекты, реализованные совместно с ПАО «Россети» и АО «СО ЕЭС», на практике подтвердили преимущества использования перспективной технологии и задали вектор, который в будущем будет определять направление технологического развития сетевой инфраструктуры.

На подстанциях, где внедрено телеуправление, сокращено время производства оперативных переключений и реализации мероприятий по ликвидации и предупреждению развития технологических нарушений, а также минимизированы риски ошибочных действий оперативного персонала при выполнении оперативных переключений. Реализованные мероприятия позволили повысить надежность работы Единой энергетической системы России и улучшить качество управления электроэнергетическим режимом энергосистем за счет повышения скорости реализации управляющих воздействий по изменению топологии электрической сети и сокращения времени отклонения режима работы электростанций от планового диспетчерского графика для выполнения режимных мероприятий на время производства переключений.

Новые горизонты

В СССР технологию дистанционного управления впервые начали внедрять еще в шестидесятых годах прошлого века – первыми объектами телеуправления стали распределительные пункты московских электросетей. Однако ввиду несовершенства техники того времени и весьма скромных объемов передаваемой информации распространения на магистральные электрические сети телеуправление тогда не получило.

Ситуация изменилась в начале нового тысячелетия. Первым шагом стало заключение в 2007 году соглашения между Системным оператором и Федеральной сетевой компанией – документ определял, каким оборудованием напрямую могут управлять диспетчеры АО «СО ЕЭС», а каким – технологический персонал ЦУС ФСК ЕЭС. Такое разграничение полномочий обозначило сферы ответственности каждой из компаний и, тем самым, создало базу для практической реализации технологии телеуправления.

Для выработки концептуальных подходов к организации оперативно-диспетчерского и оперативно-технологического управления с применением телеуправления было отобрано шесть объектов сетевой инфраструктуры, оснащенных наиболее подходящим для внедрения новой технологии оборудованием. Ими стали подстанция (ПС) 330 кВ Завод Ильич, ПС 330 кВ Василеостровская и ПС 220 кВ Проспект Испытателей в энергосистеме Санкт-Петербурга и Ленинградской области, ПС 220 кВ Поселковая, ПС 220 кВ Псоу и распределительный пункт (РП) 220 кВ Черноморская в Кубанской энергосистеме.

Реализацией проектов занимались рабочие группы, в которые вошли представители ПАО «Россети», ПАО «ФСК ЕЭС» и АО «СО ЕЭС». Специалистам предстояло выполнить огромный пласт работы: внести необходимые изменения в конфигурацию и программное обеспечение АСУ ТП подстанций, настроить программно-технические комплексы ЦУС филиалов ПАО «ФСК ЕЭС» и оперативно-информационные комплексы (ОИК) диспетчерских центров Системного оператора. Кроме того, члены рабочих групп разработали необходимую для внедрения телеуправления нормативную базу. Филиалы Системного оператора и ФСК, в чьих зонах предполагалось реализовать «пилоты», адаптировали инструктивные материалы под новые условия, а также разработали типовые программы по выводу в ремонт и вводу в работу ЛЭП и подстанционного оборудования и провели обучение оперативного и диспетчерского персонала.

Финалом этой масштабной подготовительной работы стал комплекс испытаний, проведенных на базе дочернего общества Системного оператора ОАО «НТЦ ЕЭС» в августе 2015 года. Специалисты компании собрали испытательный стенд и проверили работу устройств без физического воздействия на коммутационное оборудование. Итоги этих испытаний подтвердили возможность телеуправления оборудованием объектов электроэнергетики через существующие АСУ ТП подстанций и позволили уже в сентябре того же года ввести в промышленную эксплуатацию системы дистанционного управления коммутационным оборудованием из диспетчерских центров АО «СО ЕЭС» и центров управления сетями дочернего общества ПАО «Россети» – ПАО «ФСК ЕЭС».

Особое внимание специалисты уделяли вопросам обеспечения информационной безопасности выделенных каналов связи и объектов, телеуправление оборудованием которых осуществляется из диспетчерских центров Системного оператора и ЦУС. Так, в ОИК диспетчерских центров передача команд телеуправления возможна только с автоматизированного рабочего места диспетчера, при этом для подтверждения каждой команды необходим ввод персонального пароля диспетчера, находящегося на смене. Кроме того, сетевые настройки информационного обмена между ОИК диспетчерских центров и АСУ ТП подстанций исключают возможность передачи команд телеуправления со сторонних IP-адресов, а сами команды телеуправления шифруются на стороне Системного оператора и дешифруются на стороне подстанции с последующей передачей в АСУ ТП.

Правила игры

Федеральная сетевая компания была отмечена отраслевой наградой не только за внедрение новой технологии, но и за создание системных условий для ее функционирования. По итогам «пилотов» Системным оператором совместно ПАО «Россети» и ПАО «ФСК ЕЭС» была сформирована необходимая нормативно-техническая база в части основополагающих принципов и порядка переключений – основополагающие нормативно-технические документы, регламентирующие порядок дальнейшего развития телеуправления.

В сентябре – октябре 2016 года утверждены: Типовые принципы переключений в электроустановках при осуществлении телеуправления оборудованием и устройствами РЗА подстанций; Типовой порядок переключений в электроустановках при осуществлении телеуправления оборудованием и устройствами РЗА подстанций; Типовые технические требования к программно-техническим комплексам (ПТК) АСУ ТП подстанций и к обмену технологической информацией для осуществления функций телеуправления оборудованием и устройствами РЗА подстанций из диспетчерских центров Системного оператора и ЦУС сетевых организаций.

Типовые принципы, в частности, регламентируют, как распределяются функции телеуправления оборудованием подстанций между диспетчерскими центрами Системного оператора и ЦУС сетевых организаций, а также какие права предоставляются оперативному персоналу ЦУС и подстанций при реализации этих функций. Типовой порядок переключений устанавливает алгоритм и условия производства переключений посредством телеуправления при нормальном режиме работы энергосистемы и при ликвидации нарушений нормального режима. Третий документ содержит перечень технических требований к ПТК АСУ ТП подстанций, необходимый для реализации дистанционного управления оборудованием.

Автоматизация на марше

Следующим логическим этапом освоения технологии телеуправления стало применение автоматизированных программ переключений (АПП). До этого все шаги в последовательности переключений совершал диспетчер Системного оператора. Использование АПП позволило закладывать алгоритмы действий по изменению эксплуатационного состояния оборудования целиком, а все шаги, которые раньше делал диспетчер, стал совершать компьютер. Для того чтобы линия электропередачи «разобралась» или «собралась» в соответствии с заложенным в АПП алгоритмом, диспетчеру достаточно сделать один клик мышкой. Компьютер сам проверит правильность исполнения команд на каждом этапе и отдаст команду на исполнение следующих шагов.

Испытания дистанционного управления с АПП проводились в Ленинградской энергосистеме 4–5 июля 2017 года Филиалом АО «СО ЕЭС» «Объединенное диспетчерское управление энергосистемы Северо-Запада» совместно с Филиалом ПАО «ФСК ЕЭС» «Магистральные электрические сети Северо-Запада». В ходе эксперимента из диспетчерского пункта ОДУ Северо-Запада были успешно выведены в резерв и затем введены в работу выключатели 330 кВ, система шин 330 кВ, автотрансформаторы 330/110 кВ и 330/220 кВ на подстанциях 330 кВ Василеостровская и Завод Ильич. Также была выведена в ремонт и введена в работу кабельная линия 330 кВ Завод Ильич – Василеостровская.

В результате на практике была доказана возможность значительного сокращения времени на проведение переключений в электроустановках по сравнению с традиционным осуществлением этих операций по командам, отдаваемым диспетчерами Системного оператора. Время переключений при выводе в резерв либо ремонт и вводе в работу составило: для выключателей – около 20 секунд, для автотрансформаторов – 1 минута 10 секунд, для системы шин 330 кВ – 30 секунд, для КЛ 330 кВ – 2 минуты 15 секунд. Кроме того, испытания подтвердили возможность массового применения технологий дистанционного управления электроэнергетическим оборудованием с использованием АПП, а значит – перехода на качественно новый уровень оперативно-диспетчерского и оперативно-технологического управления в электроэнергетике России.

Этот опыт оказал положительное влияние на развитие технологий – в настоящее время все больше подстанций строятся и модернизуются таким образом, чтобы иметь возможность применить на них телеуправление. Уже сейчас в Единой энергосистеме имеется большое количество подстанций 110–500 кВ нового поколения, которые в своем составе имеют современные АСУ ТП, позволяющие принимать команды телеуправления. Но это только начало. Согласно плану, сформированному ПАО «ФСК ЕЭС», ПАО «Россети» и АО «СО ЕЭС», новая технология будет внедрена почти на 100 подстанциях Единой национальной электрической сети, расположенных в разных регионах страны – во всех объединенных энергосистемах ЕЭС России.

О награде «За значительный вклад в обеспечение надежности режимов ЕЭС России»

Решение о награждении принимается комиссией Системного оператора, состоящей из руководителей технологического функционального блока компании. Победитель по итогам года выбирается из номинантов, выдвинутых филиалами компании – региональными и объединенными диспетчерскими управлениями. Лауреатами награды могут стать электроэнергетические компании, проектные организации, производители оборудования, научно-исследовательские институты, а также профессионалы-энергетики, внесшие значительный персональный вклад в обеспечение надежности режимов ЕЭС России. Награда вручается за обеспечение ввода в работу новых объектов электроэнергетики, участие в ликвидации последствий аварий, снижение аварийности в результате своевременного выполнения ремонтов энергетического оборудования, развитие систем мониторинга переходных режимов и противоаварийной автоматики, внедрение инноваций, научно-исследовательские и опытно-конструкторские разработки, способствующие повышению надежности электроэнергетических режимов, разработку нормативно-правовых актов и нормативно-технической документации в области обеспечения системной надежности, подготовку оперативно-технологического персонала и другие достижения.

Обладатели награды «За значительный вклад в обеспечение надежности режимов ЕЭС России», 2013–2017 гг.