Централизованные и децентрализованные системы РЗА, АСУ ТП и учета

В попытке подробнее разобраться в проблемах централизации «Цифровая подстанция» организовала опрос среди российских и зарубежных специалистов электроэнергетической отрасли. Обращаем ваше внимание, что ответы специалистов – исключительно их личное мнение.

Сегодня все больше вопросов возникает вокруг темы централизации функций РЗА, АСУ ТП и учета электроэнергии. Мы становимся свидетелями смелых предложений, когда речь идет о том, что несколько серверов на энергообъекте могут выполнять вышеобозначенные функции и заменить микропроцессорные терминалы РЗА, контроллеры и приборы учета. Есть специалисты, и их, наверное, большинство, которые не приемлят подобного подхода. Есть и те, которые выступают за централизацию функций в ограниченном объеме, с сохранением децентрализованной архитектуры построения комплексов РЗА, АСУ ТП и учета.

Для специалистов, участвующих в опросе, мы подготовили 3 вопроса:

  1. За какой из архитектур построения комплексов РЗА, АСУ ТП и учета вы видите будущее: централизованная или децентрализованная, а может быть их сочетание?
  2. В каких сетях может найти применение централизованная защита (6-10 кВ, 110 кВ и выше)?
  3. Какие функции вторичных систем подстанций целесообразно объединять и почему? (например, объединение функций прибора учета, контроллера присоединения и РЗ в одном устройстве)

Вышеупомятутые вопросы также лягут в основу круглого стола, посвященного вопросу централизованных и децентрализованных комплексов РЗА, АСУ ТП и учета, который пройдет в октябре 2015 года в рамках выставки RUGRIDS ELECTRO 2015.

Приглашаем вас посетить данный круглый стол, чтобы высказать свою позицию по обозначенным вопросам и выслушать позицию других специалистов. А тех, кто не сможет присутствовать на круглом столе, приглашаем ознакомиться с его обзором и результатами его проведения на новом сайте журнала «Цифровая подстанция».

Шеметов
Андрей Шеметов
ПАО «ФСК ЕЭС»
На ближайшие 5 лет это только децентрализованная система РЗА с несколькими опытными внедрениями  централизованных систем. В перспективе 5-10 лет возможно прийти к смешанным системам. В связи с приходом протоколов 61850 подразделов 8.1 и 9.2  и реализацией концепции «Цифровой» ПС становится понятным что оптические ТТ, электронные ТН и блоки DMU установленные на ОРУ будут являться источниками информации как для децентрализованных систем РЗА так и централизованных.

Данные системы могут работать параллельно в шине процесса и шине ПС. Поэтому перспектива 5-10 лет это смешанные системы где децентрализованные системы стоят параллельно с централизованными и дублируют их работу. Более отдалённая перспектива внедрения централизованных систем будет определяться опытом эксплуатации всех систем. Перспектив у централизованных систем на объектах 6-35кВ не вижу. Оптические ТТ не вытеснят в ближайшее время электромагнитные в этом классе напряжения. Совмещённые блоки AMU и DMU по стоимости приближаются к терминалам РЗА этого класса напряжения, как следствие централизованные системы дороже и менее надёжны. В первую очередь интересны будут системы на 110-220кВ. И продолжением станет 330-750кВ при этом расположение систем  поменяется с централизованного ОПУ на децентрализованное – ОРУ в виде небольших зданий. При этом не вижу в ближайшие 10 лет одной централизованной системы РЗА на ПС 500кВ, всё равно их будет несколько, предположительно по классам напряжения.

Перспектива 5-10 лет это смешанные системы где децентрализованные системы стоят параллельно с централизованными и дублируют их работу.

Объединение функций и создание универсального устройства “N функций в одном” ограничивается многими факторами: подведомственностью (учёт это прерогатива НП АТС), обслуживающим персоналом (нужно менять структуры служб ПМЭС и создавать такие же универсальные как обслуживаемые приборы), надёжностью- выход из строя одного универсального приводит к потере N функций  а при выходе узкоспециального только одной. Департамент РЗ метрологии и АСУ ТП ОАО «ФСК-ЕЭС» работает над рядом документов которые покажут этапность изменения требований к устройствам РЗ и АСУ ТП и целевую модель АСУ ТП и РЗ в «Цифровой» ПС. В данных документах будет затронут вопрос развития устройств.

М.А. Грибков
Максим Грибков
ПАО «МОЭСК»
Централизованная и децентрализованная архитектуры построения систем РЗ, АСУ ТП и систем учета имеют свои достоинства и недостатки, о которых уже неоднократно говорили. Наиболее оптимальным решением, на мой взгляд, будет являться комбинированное решение, которое возьмет в себя все лучшее от одной и другой архитектуры.

Централизация функционала РЗиА необходима там, где требуется простое, компактное, быстро реализуемое, типовое решение высокой заводской готовности, а это сеть 6-10 кВ. С учетом массовости технологических присоединений, именно в сетях 6-10 кВ централизованная защита может найти применение. При этом стоимость централизованной системы не должна превышать стоимости традиционных решений, а также данная система должна иметь возможность ее расширения без привлечения завода изготовителя и значительных дополнительных затрат.

Задача объединения различных функций, таких как РЗиА, функций прибора учета, измерения, контроллера присоединения в одном устройстве, на сегодняшний день нереализуема из-за существующего законодательства и структур технических блоков энергетических компаний.

На сегодняшний день при строительстве новых подстанций с применением цифровых технологий возможно только объединение функций РЗиА и контроллера присоединения.

Эксплуатацией различных функций занимаются различные подразделения и, соответственно,  ответственность за правильность настройки разделена. В существующей на сегодняшний день системе не редки случаи, когда при установке приборов учета или измерения в ячейках 6-10 кВ устройства защиты просто отсоединяются (выкусываются), например, по токовым цепям, что приводит к их отказам при КЗ. Также необходимо отметить, что к различным функциям предъявляются различные требования, которые зачастую противоречат друг другу:

  • различный диапазон условий работы функций (нормальный режим для учета и метрологии и аварийный режим для устройств РЗиА), коэффициент безопасности приборов;
  • необходимость поверки приборов измерений;
  • пломбирование цепей приборов учета.

В связи с вышеизложенным, считаю, что на сегодняшний день при строительстве новых подстанций с применением цифровых технологий возможно только объединение функций РЗиА и контроллера присоединения.

Селезнев
Михаил Селезнев
ПАО «ФСК ЕЭС»

Для начала надо определится с терминологией, ведь то, что сейчас называется централизованной защитой, строго говоря, таковой не является. Централизации на сегодняшний момент подвергается лишь вычислительная часть, при этом измерительные и исполнительные устройства, напротив, подвергаются максимальной децентрализации и приближению к процессу. Если мы говорим здесь именно о такой архитектуре, то я думаю, что именно она должна стать основной лет через 5. При этом, в эти 5 лет надо сделать очень многое для решения тех вопросов, которые сейчас просматриваются, связанных с изменением принципов эксплуатации, резервирования, проектирования и т.д. Если мы попытаться заглянуть чуть дальше, то слишком много будет зависеть от тех технологий, которые на тот момент «выстрелят». Мы можем увидеть  централизацию функций уже не только на уровне подстанции, но и на уровне района или даже энергосистемы, а можем  увидеть и локализацию функций на уровне отдельных коммутационных аппаратов путем встраивания цифровых устройств непосредственно в них. Думаю, что решения будущего будут именно в сочетании этих 2-х архитектур.

На мой взгляд, на сегодняшний момент самое широкое применение централизованная защита должна найти в сетях 110-220 кВ. В сетях 6-35 кВ устройства достаточно просты и компактны, приближены к процессу, встроены непосредственно в ячейки.

Мне кажется, что все функции, направленные на решения задачи одного присоединения, должны быть объединены в одном устройстве.

Создание вместо этого сложной и дорогой вычислительной и коммуникационной инфраструктуры для централизации функций представляется избыточным и неэффективным решением. В сетях 330 кВ и выше возникает множество вопросов, связанных с резервированием, которые с помощью централизованных защит решать, на мой взгляд, сегодня сложнее. А в сетях 110-220 кВ этих недостатков нет и можно получить реальную эффективность от централизованных решений.

Мне кажется, что все функции, направленные на решения задачи одного присоединения, должны быть объединены в одном устройстве. Технически на сегодня это несложно реализовать. Вопрос лишь в организационных мероприятиях. Нормативно-организационные мероприятия должны меняться наравне с техникой для того, чтобы максимально использовать ее возможности.

Дорофеев
Иван Дорофеев
ООО “ЛИСИС”
В основе архитектуры автоматизированных систем защиты и управления (АСЗУ) лежит принцип обеспечения требуемой готовности функций системы при минимальных затратах на создание и обслуживание такой системы. Кроме того, следует принимать во внимание фактор удобства использования системы по назначению во всех режимах применения, который влияет на количество ошибок, допускаемых персоналом. Этот фактор не является показателем надежности, однако, очевидно, является важной характеристикой системы.

Уровень функциональной интеграции (централизации) является мощным инструментом оптимизации технико-экономических характеристик АСЗУ, положительно влияя на стоимость и ремонтопригодность системы, и, при правильном построении, не снижает показатели безотказности системы. Тем не менее, при создании систем с  повышенной концентрацией функций в рамках одного устройства, приходится принимать во внимание существующие нормативные и эксплуатационные ограничения уровня функциональной интеграции, зачастую архаичные и необоснованные.
Таким образом, по моему мнению, при определении архитектуры системы следует руководствоваться в первую очередь технической и экономической целесообразностью, а любые вводимые ограничения, их причины и следствия должны быть четко осознаны и обоснованы.

Централизованная система может найти применение в сетях всех классов напряжения.

Определение целесообразности размещения тех или иных функций в рамках одного устройства – задача многофакторная, включающая, в том числе, особенности конкретной технической реализации платформы, на которой строится АСЗУ, поэтому общее заключение мне сделать сложно. А с внешней точки зрения – точки зрения потребителя – могу предположить, что если функции системы удовлетворяют всем предъявленным к их работе требованиям и при этом еще имеют ряд преимуществ, то какая разница, как эта система выполнена внутри?

Набор функций в составе устройств определяется не технической возможностью или целесообразностью, а скорее принятой моделью эксплуатации.

Однако, хочу заметить, что набор функций в составе устройств определяется не технической возможностью или целесообразностью, а скорее принятой моделью эксплуатации и уровнем подготовки персонала. Именно сложившаяся структура распределения ответственности между персоналом различных служб и предприятий является силой, разделяющей устройства РЗА от устройств АСУТП и т.д. Перекроить укоренившийся подход крайне сложно, и для этого нужны в самом деле веские причины. Вот и получается, что не модель эксплуатации создается под определенную структуру системы (как указывается во всех стандартах по АСУ и организации технического обслуживания), а наоборот, философия каждого нового поколения АСЗУ создается под существующие утвердившиеся подходы к техническому обслуживанию. И сказать, что это совсем уж неправильно, тоже нельзя.

Леонид Антонов
ООО «НПЦ «Энергоавтоматика»
С моей точки зрения первый вопрос не может быть дискуссионным, а должен просчитываться по критериям надежности и по величинам тех затрат, которые потребуются для достижения этого самого уровня надежности. Не имея результатов таких расчетов на руках, конечно, можно порассуждать, но и в этом случае вопрос этот будет не новым, а многократно решаемым ранее. Например, его можно считать продолжением дискуссии, что возникла между «релейщиками» и «асушниками» после разделения их на эти два направления. Одни требовали все объединить и тем самым снизить суммарную цену устройств РЗА и АСУ ТП. Другие трезво рассуждали, что такое объединение не снизит, а наоборот повысит эту величину, так как в этом случае потребуется поднимать надежность всего комплекса до уровня РЗА – в том числе и надежность тех ее составляющих, которым высокий уровень надежности совершенно не к чему (блокировки и управление разъединителей, измерения, сигнализация и тому подобное). Им опять же возражали – множество разобщенных устройств, неудобны и имеют высокие затраты в эксплуатации. Решить эту проблему удалось, используя в построении системы иерархический способ её организации. Его суть основана на том, что существует множество простых и надежных устройств, готовых выполнить заложенные в них функции при практически любых условиях. Но эти устройства не получают тот объем информации, который позволил бы им реагировать на случайные возмущения по оптимальному алгоритму – они для этого слишком примитивны. Но так примитивно они действуют лишь при отсутствии связи с неким верхним координирующим комплексом, которому поручена задача выработки более точных координирующих управляющих воздействий через выше упомянутые локальные примитивные устройства.  Этот принцип реализован повсеместно и в природе (например, центральная  и вегетативная нервные системы), и в технике (например, космический корабль и центр управления полетами), в энергетике (координирующая система противоаварийной автоматики или иерархическая система управления коммутационными аппаратами ПС).

Поэтому и в архитектуре построения цифровой подстанции должен присутствовать именно этот проверенный диалектикой принцип. Дискуссия должна строиться вокруг того, какие функции можно отнести к тому или иному уровню надежности, и исходя из этого, по каким аппаратам следует разнести эти функции и по каким уровням иерархии.

В том виде, в каком второй вопрос задан, он напоминает желание теоретика, оторванного от практики, построить линии или трансформатор настолько надежными, что защиты на ней будут не нужны. Вопрос мог бы, например, звучать так: «Как резервировать отказ централизованной защиты?». Ответ –  если эта централизованная защита строится на иерархическом принципе и объединяет в себе под общей иерархией несколько локальных устройств, то она может применяться в сетях любого уровня напряжения. Если ее рассматривать как самостоятельное локальное устройство, то вопрос должен ставиться о ее резервировании, и опять же, она могла бы применяться в сетях любого напряжения. Это не дискуссионный вопрос, это вопрос проектирования, в котором должен быть раздел по расчету надежности и его опытная проверка на модели. Конечно, сети с более высоким уровнем напряжения требуют использования устройств с более высокой надежностью, так как ущерб от их отказа в этом случае намного превышает ущерб от неправильной работы устройств сетей более низкого класса напряжений.

До тех пор, пока учетом занимается только специализированное отдельное предприятие (Энергосбыт), не имеет смысла объединять функции учета с какими бы то ни было другими функциями.

Третий вопрос также не дискуссионный. Объединению в одном устройстве подлежат функции, от которых требуется одинаковый уровень надежности по их реализации и от которых не требуется какое-то исключительное требование по их обслуживанию. Например, нельзя объединять в одном устройстве функции релейной защиты и функции управления и блокировки разъединителями, ибо если это произойдет, то потребуется либо повышать надежность цепей блокировки до уровня защит, что дорого, либо надежность РЗ упадет до уровня блокировки, что еще хуже. Например, до тех пор, пока учетом занимается только специализированное отдельное предприятие (Энергосбыт), не имеет смысла объединять функции учета с какими бы то ни было другими функциями. В настоящее время делается все (отдельные клеммники, отдельные керны ТТ, отдельные обмотки ТН, пломбы на устройствах), чтобы в технологию учета не мог вмешаться никто кроме персонала этой службы.

Я бы выделил следующие вопросы:

  • теоретической проработки распределения всех функций, используемых на энергообъекте, по необходимым уровням надежности;
  • проектной проработки по реализации вышеупомянутых теоретических разработок;
  • того, как сократить персонал Энергосбыта.
Дмитрий Шабанов
Дмитрий Шабанов
ПАО “ФСК ЕЭС”
Если берем перспективу развития ЭЭС и, как одну из составных частей этого развития, применение технологий цифровой подстанции, то, на мой взгляд, нужна структура комбинированная, состоящая из двух (централизованная + децентрализованная). Причем устройства РЗА, устанавливаемые по децентрализованному принципу, должны выполнять весь комплекс защит и управления для одного присоединения. Централизованная система, как единое устройство для одного класса напряжения подстанции, выполняет также весь комплекс защит и управления. Причем считаю, что при такой системе возможно и не дублировать сервер централизованной защиты. Но в децентрализованной системе должно быть одно или два устройства РЗА, интегрированные в контур защит и находящиеся в «горячем резерве». Данные устройства со свободной структурой должны иметь возможность за минимально короткое время быть перепрограммированными для работы с любым присоединением данного класса напряжения.

По моему мнению на сегодняшний день централизованная защита должна реализовываться по классам напряжения на ПС. С учетом применения технологий ЦПС, реализация ЦРЗА на 6-10 кВ может оказаться слишком дорогой, но выглядит достаточно перспективно. Для ПС 110 -220 кВ с простой первичной схемой (секционированная система шин, один выключатель на присоединение) также выглядит перспективно. Для более сложных схем (с ОВ или полтора – два выключателя на присоединение) и более высокого класса напряжения (330 кВ и выше) первоочередной вопрос встает о надежности централизованной системы (количество дублирования/резервирования) и реализуемых этой системой функций.

При невозможности реализовать все функции в одном шкафу (функций  много – СО расстарался), возможно их разделить по классам напряжения.

Если говорить о традиционном подходе к построению защит на подстанции с использованием аналоговых ТТ и ТН, то, начиная с класса напряжения 110 кВ, для любого присоединения (ЛЭП, Т, АТ, шины …) должны устанавливаться два устройства, реализующие функции основной, резервной защит и  управления выключателем. Данные устройства должны быть от разных производителей.  Устройства ПА на ПС должны быть построены на централизованном принципе – два полностью дублированных шкафа с полным набором функций для всей ПС. При невозможности реализовать все функции в одном шкафу (функций  много – СО расстарался), возможно их разделить по классам напряжения. При этом контроллер присоединения остается отдельным устройством.

Еще один вариант объединения функций в одном устройстве – это применение совмещенных АУВ с контроллером присоединения на примере REL 670 ABB и 6MD66 SIEMENS. А с учетом применения на ПС 61850-8-1, полное объединение функций в одном устройстве (включая РЗА, ПА, АУВ и контроллер присоединения) выглядит не только возможным, но и достаточно привлекательным

AlexeiShevelev
Алексей Шевелев
ООО «Исследовательский центр «Бреслер»
Для систем АСУ ТП и систем учета подходит централизованная система обработки информации, т.к. отказ данных систем, как правило, не нарушает надежность электроснабжения. По правде говоря, ее нельзя назвать полностью централизованной, т.к. помимо централизованного элемента (сервера) АСУ ТП состоит в том числе из отдельных элементов типа контроллеров АСУ или УСО, которые осуществляют измерения, опрос, управление и часть других функций (возможно, ОБР) на одном присоединении (или нескольких). Ее правильно было бы назвать смешанной системой.

С точки зрения РЗА особую важность приобретает требование надежности работы в любых условиях. РЗА должно надежно и селективно отключать повреждения, при этом не иметь излишних и ложных срабатываний.Система, имеющая централизованный элемент,при любой степени резервирования имеет возможность выйти из строя из-за системной ошибки, из-за человеческого фактора, из-за техногенных воздействий и т.д.

Если сеть построена таким образом, что выход из строя элемента на длительное время не приведет к масштабной аварии в регионе, то это может значить, что соответствующий уровень централизации допустим.

При этом, чем большую часть электрической сети охватывает централизованное устройство РЗА, тем больший ущерб будет нанесен при выходе ее из строя (из-за необходимости отключения при неработоспособности централизованной РЗА, из-за больших масштабов повреждения при отказе РЗА в срабатывании и т.д.). При массовом внедрении централизованной системы подобные критические проблемы обязательно начнут проявляться вследствие указанных выше факторов (и не только их).

Если сеть построена таким образом, что выход из строя элемента на длительное время не приведет к масштабной аварии в регионе, то это может значить, что соответствующий уровень централизации допустим. Как правило, все межсистемные связи и питание ответственных потребителей выполнены с резервированием на уровне электрической сети. В то же время при выводе из строя всей подстанции или хотя бы распределительного устройства одного из уровней напряжения, как правило, не обеспечивается полноценное резервирование. Этому есть ряд примеров системных аварий.

Показательны также примеры работы существующего прообраза централизованной защиты подстанции – дифференциальной защиты шин и УРОВ. Последствия ее ложной или излишней работы, так же, как и отказа в срабатывании, как показывает практика, приводят к нарушению электроснабжения потребителей в достаточно широких масштабах, особенно если рассматривать узловые подстанции 110 кВ и выше.

Поэтому максимальный приемлемый уровень централизации, помимо ДЗШ и УРОВ, – это централизованная защита в рамках одного присоединения, например, совмещение основных и резервных защит линии (ДЗЛ / ДФЗ + КСЗ), трансформатора и т.д. Хотя «централизованной» ее называть было бы слишком громко, скорее это многофункциональная защита с высокой степенью интеграции функций на уровне присоединений.

Смотря какой уровень централизации рассматривается. Если речь вести о централизованной защите всей подстанции или одного из ее распределительных устройств, то применять централизованную защиту для них нельзя категорически. Причем нельзя применять даже для распределительного устройства 6-10 кВ, т.к. на данном напряжении предусматривается, как правило, минимальное резервирование снабжения потребителей по линиям от других подстанций.

В лучшем случае может быть оправдано применение централизованной РЗА для неответственных отпаечных подстанций, полный выход которых из строя, в том числе с массовым повреждением оборудования подстанции, не приведет к нарушению электроснабжения потребителей. Конечно же, такое применение может быть оправдано только при условии, что оно экономически выгодно.

РЗА способны выполнять функции технического учета и измерения с необходимой точностью, функции телемеханики, контроллера присоединения и др. С учетом вышесказанного, можно объединить практически все функции на уровне одного присоединения при условии решения организационных вопросов на тему разделения зон ответственности служб, занимающихся АСУ, РЗА и учетом.

Зайцев Б.С
Борис Зайцев
НПП «Динамика»
В отношении первого вопроса, я за грамотное развитие обоих вариантов. Прежде чем говорить о типе РЗиА, предлагаю считать централизованной  систему, если все защиты, а также логика их взаимодействия, находятся в одном месте (шкаф или панель защиты, даже если там используется несколько терминалов). Следовательно, применяемые в настоящее время терминалы по своей структуре представляют собой централизованные системы. Они полностью самодостаточны для принятия решения об отключении при возникновении аварии, так как на их вход приходят аналоговые сигналы тока и напряжения, а на выходе появляется физический сигнал отключения высоковольтного выключателя (ВВ). В принципе, такие системы достаточно удобны, но имеют некоторые недостатки. В каждый терминал приходится устанавливать мощную вычислительную систему. Они не взаимозаменяемы, так как каждая фирма делает свой терминал. Они выполнены в индивидуальных шкафах и занимают много места. Они плохо ремонтируются и неудобны в плане модернизации, так как требуется их полная замена. Имеются и другие недостатки, поэтому и появился стандарт МЭК 61850, призванный унифицировать МП РЗА.

По моему мнению, децентрализованная релейная защита должна состоять из нескольких работающих систем.

Многие думают, что, разделив терминал на три части: приемную (MU), вычислительную (основной вычислительный модуль – ОM) и исполнительную (контроллер присоединения – КП), получим децентрализованную систему РЗА, так как имеется три вычислительных модуля и система связи между ними. Но это не совсем так. Действительно, получили децентрализованную вычислительную систему, а не релейную защиту, которая и в этом случае остается централизованной, так как вся защита сосредоточена в одном модуле, в данном случае ОМ. А то, что на его входе вместо аналоговых сигналов присутствует их цифровое отображение, а на выходе – цифровая команда для отключения, дела не меняет. По моему мнению, децентрализованная релейная защита должна состоять из нескольких работающих систем, обменивающихся между собой информацией,  каждая из которых может принять решение об отключении ВВ. Параллельное вычисление аварийных режимов может выполняться на разных уровнях, а отключение должно проходить по нескольким каналам одновременно. Это повысит надежность работы РЗА за счет резервных каналов, а не только дублирования. Например, в приемную часть (MU) можно встроить быстродействующие защиты от сверхтока и резервную систему отключения ВВ по «меди», получив, таким образом, мини-терминал, который не только передает данные другим, но и сам может отключить, что особенно важно, если из-за сбоев в канале связи другие части защиты не работают. Таким образом, пересмотрев задачи по модулям и встроив в них разные элементы защиты, можно получить надежную децентрализованную резервированную систему РЗА.

Если говорить о втором вопросе, то применение централизованной защиты зависит не от величины напряжения, а от экономической целесообразности. Во-первых, надо отметить, что децентрализованная система по принципу работы более избыточна как по объему обрабатываемых данных, так и по вычислительным ресурсам, следовательно, имеет больше накладных расходов. Поэтому в простых схемах релейной защиты дешевле и целесообразнее применение централизованных систем защиты в виде классического набора панелей. В более сложных схемах, когда для повышения надежности ее работы по классической схеме необходимо увеличение количества панелей, ее стоимость начинает превышать цену децентрализованной системы. В этом случае целесообразнее применять децентрализованные системы, в которых расширение резервирования происходит за счет уже имеющихся основных систем сбора данных и вычислительных ресурсов. Во-вторых, при соизмеримой стоимости приобретения разных систем защиты целесообразнее использовать децентрализованные, так как они имеют меньшую стоимость владения.

Чем меньше дополнительных функций, о которых говорит третий вопрос, тем лучше. Для каждой функции необходимо устанавливать свое оборудование. Это не так дорого, но будет более удобно и функционально. Для примера рассмотрим функции учета электроэнергии. В настоящее время счетчики изготавливаются как отдельные самостоятельные устройства, и это всех устраивает. Счетчики используют свою входную информацию, так как подключены к ТТ и ТН класса 0.2S-0,5S. Принципы математической обработки входных данных у них ориентированы на точность, а не на скорость получения данных, как в терминалах РЗА, поэтому не следует объединять в одном устройстве разные системы: РЗА и учет, они просто будут мешать друг другу. В простых схемах РЗА контроллер присоединения может быть объединен с РЗ, если это экономически целесообразно. Однако решение с 2-мя отдельными устройствами будет надежнее.

Iony
Йони Патриота
Cекция B5 CIGRE
В отношении первого вопроса я считаю, что централизованные системы РЗ и АСУ ТП появятся в краткосрочной перспективе. Однако, не так скоро появятся системы на базе облачных хранилищ. Такие системы могли бы быть интегрированы в один сервер или распределены между несколькими серверами. Это не означает, что эти системы будут общедоступными и незащищенными, однако, к ним смогут подключаться имеющие права доступа пользователи посредством сети интернет или частных сетей WAN. Базы данных облачных хранилищ могут быть арендованы сетевыми компаниями или приобретены у разработчиков данных продуктов. Это решение уже сейчас доступно в нескольких странах для систем Учета, а некоторые системы РЗиА существуют для нужд распределенной генерации.

Централизованную систему я оцениваю как промежуточную, требуемую для перехода к системам, где функции РЗиА будут реализованы в виде программных приложений.

Рассуждая о классах напряжения – централизованная архитектура состоятельна для передающих и распределительных подстанций. Данную систему я оцениваю как промежуточную, требуемую для перехода к системам, где функции РЗиА будут реализованы в виде программных приложений. Для распределения это уже реальное решение для автоматизированных подстанций. Для передачи это может быть возможно при развитии аппаратной базы, включающей в себя многоядерные процессоры и управление с использованием систем, работающих в реальном времени. Важно понимать, что и требования к производителю таких систем будут высокими.

В отношении объединения функций, я считаю, что все функции, которые требуют только on-line связи (не требуют синхронизации с реальным временем), например, функции управления, разумно объединить в один сервер, учитывая, что потребуется достаточное количество памяти и емкости накопителей данных. Для функций, работающих в реальном времени, таких как функции РЗ и АСУ ТП, объединение зависит от возможности оборудования обрабатывать процессы параллельно. Такие возможности обеспечиваются серверами на базе многоядерных процессоров, тогда функции могут быть реализованы на одном-двух серверах при учете, что будет доказана надежность такой системы. Это естественное технологическое развитие с последующим переходом к облачным сервисам, где количество серверов абстрагировано от пользователя.

Алексинский Сергей Олегович
Сергей Алексинский
Ивановский государственный энергетический университет
В отношении релейной защиты однозначного ответа нет. В тех применениях, где электромеханические защиты функционально достаточны (сети 6-10 кВ, частично, 35 кВ), их надо сохранять, реконструировать без изменения элементной базы. Архитектура защиты – децентрализованная. При оборудовании новых объектов целесообразно применение комбинированных автономных децентрализованных упрощенных электромеханических и микропроцессорных защит с возможностью объединения микропроцессорных частей в полевую локальную сеть. Функциональные расширения целесообразно производить за счет использования микропроцессорных средств. В этом случае аппаратная структура будет сочетать компактные автономные терминалы минимальной конфигурации с централизованным модулем. Реализация алгоритмов централизованных защит может быть как в центральном модуле (при организации локальной сети Master – Slave), так и распределённой, с передачей данных по локальной сети типа «общая шина». Последний вариант может оказаться  предпочтительней по надёжности, тогда на центральный модуль будут возлагаться преимущественно сервисные функции: человеко-машинный интерфейс, регистрация, конфигурирование и  параметрирование терминалов. АСУ ТП –  децентрализованный сбор и централизованная обработка данных. Передача данных – цифровая по общеобъектной информационной шине. Система учета электроэнергии: дублированная;

    • централизованная базовая полнофункциональная система на основе общеобъектной информационной шины, обеспечивающей необходимый класс точности;
    • децентрализованная резервная система на основе компактных мало потребляющих климатически защищенных измерительных модулей – счетчиков минимальной конфигурации (возможно, без индивидуального человеко-машинного интерфейса) с полевым размещением вблизи первичных измерительных преобразователей (возможно, с пофазным учетом); её назначение – повышение надёжности и организационная верификация для обеспечения экономической безопасности.

При использовании цифровых трансформаторов тока и напряжения, объединении их цифровых потоков в единую информационную шину процесса для решения задач РЗА, АСУ ТП, АИИС КУЭ и других информационно-технологических систем целесообразна централизованная обработка данных. Распределённая обработка данных в терминалах РЗА потребовала бы значительных аппаратных и инфраструктурных затрат. Распределённая децентрализованная обработка предусматривает традиционные архитектурные требования: раздельное (минимум в двух устройствах) исполнение основных и резервных защит. При недостаточной чувствительности защит второго пояса, выполняющих функции дальнего резервирования, согласно Нормам технологического проектирования (НТП), требуется установка третьего комплекта защиты. Для сетей ЕНЭС требуется выполнение функций АУВ в отдельном терминале. Таким образом, даже для выполнения функций РЗА и управления требуется до 4-х  терминалов на присоединение. Дополнительно задействуются ресурсы в шкафах АИИС КУЭ, АСУ ТП, РАС, ОМП, ПА, СМПР, Системы связи, СОПТ.

В результате релейный щит подстанции представляет собой зал с числом шкафов более сотни. Причём, усложнённые взаимосвязи между терминалами приходится выполнять проводными кабельными связями с релейно-контактной гальванической развязкой. Применение GOOSE компонента  интерфейса по стандарту МЭК 61850 ограничивается требованием НТП, требующих выполнения основных функций РЗА независимо от устройств управления верхнего уровня (АСУ ТП). По мере повышения надёжности функционирования  АСУ ТП число сигналов РЗА, передаваемых по GOOSE, будет увеличиваться, но в ближайшем будущем такие важные сигналы как УРОВ будут передаваться по кабелям. Целесообразность замены аппаратных средств реализации функциональной взаимосвязи терминалов в многотерминальной системе на программные в централизованной вычислительной системе очевидна. Разумеется, при условии построения многократно (не менее трёх крат) резервированной централизованной вычислительной системы.

Объединять можно функции, предъявляющие к преобразователям измеряемых параметров, средствам их передачи, обработки близкие требования: по допустимым погрешностям измерительных трансформаторов, разрядности АЦП и частоте дискретизации сигнала, производительности процессорной части.

Объединять можно функции, предъявляющие к преобразователям измеряемых параметров, средствам их передачи, обработки близкие требования: по допустимым погрешностям измерительных трансформаторов, разрядности АЦП и частоте дискретизации сигнала, производительности процессорной части. Среди таких функций можно отметить регистрацию аварийных событий (РАС) и определение места повреждения (ОМП). В случае одностороннего замера при реализации функции ОМП необходим учет токов нулевой последовательности в магнитосвязанных цепях параллельных линий, проложенных в одном коридоре. Учесть взаимоиндуктивные влияния линий при замыканиях на землю наиболее полно позволяет централизованное устройство РАС. Во многих терминалах РЗА производители даже предусматривают специальный токовый порт для тока нулевой последовательности параллельной линии, однако, в практике проектирования он не используется, так как такое объединение вторичных цепей различных присоединений противоречит  «Общетехническим требованиям к микропроцессорным устройствам релейной защиты».

Сочетание в одном терминале  функций релейной защиты, оперативной автоматики, управления вполне оправдано. Имеющие место требования на выделение функций управления в отдельные устройства носят организационно-корпоративный, а не технический характер.  При централизованном или комбинированном исполнении устройств сочетание указанных функций естественно.

Rodolfo Pellizzoni
Родольфо Пеллиззони
Технический комитет 57 Международной электротехнической комиссии
Принимая во внимание высокую степень использования систем автоматизации подстанций, исполненных в соответствии со стандартом МЭК 61850 с момента его публикации в 2004г, будущее для систем РЗиА, АСУ ТП и систем учёта за децентрализованной архитектурой. Важно также учитывать развитие технологий шины процесса вместе с новым цифровым ТТ и ТН, которые будут способствовать развитию децентрализованной архитектуры. Технологические процессы протекают в настоящее время в децентрализованных архитектурах на любом уровне напряжения.

Будущее для систем РЗиА, АСУ ТП и систем учёта за децентрализованной архитектурой.

Что касается систем учёта, то всё зависит от того, может ли система учёта быть частью SCADA или же она должна быть независимой в связи с национальными нормативами.  В первом случае это может быть реализовано на устройстве, которое также имеет функциональные возможности интеграции в SCADA. Что касается систем РЗиА, то всё зависит от рассматриваемого класса напряжения. В сетях напряжением 500 кВ и 220 кВ целесообразно реализовать в одном устройстве функции основных и резервных защит, но только функции защиты. В сетях напряжением 132 кВ и ниже – функции контроллера и РЗ. В таком случае необходимо качественно проанализировать топологию ЛВС, которая обеспечит надежную работу системы.

Герасимов
Андрей Герасимов
АО «ТЕКОН-Инжиниринг»
Группа компаний «ТЕКОН» (ГК «ТЕКОН») разделяет актуальность разработки концепции «Цифровой подстанции» (ЦПС), связанную с совершенствованием информационно-технологических систем энергообъектов, в том числе релейной защиты (РЗ), средств регистрации аварийных событий (РАС), систем мониторинга переходных процессов (СМПР), приборов телемеханики и связи (ТМиС), систем мониторинга и диагностики первичного оборудования (СМД), и выполняет НИОКР по программе ЦПС, а также осуществляет разработку концепции программно-аппаратного комплекса энергообъекта.

Будущее за комбинированной архитектурой построения РЗ, АСУ ТП и других вторичных систем.

На текущий момент ГК ТЕКОН видит будущее за комбинированной архитектурой построения РЗ, АСУ ТП и других вторичных систем, но достижение этого решения возможно только после выполнения последовательных итераций/этапов при использовании на каждом последующем этапе положительных результатов и накопленного опыта, полученного на предыдущем этапе:

  • Этап 1. Получение положительного опыта реализаций на действующих объектах классической концепции ЦПС, построенной на децентрализованном принципе. Т.е. использовать большое количество отработанных надежных технологий и решений, которые получены НТЦ ФСК ЕЭС (реальный полигон ЦПС, где тестировалось оборудование, которое представляет основу ЦПС – от нетрадиционных трансформаторов тока и напряжения до SCADA-систем), НИУ МЭИ и многими другими участниками рынка электроэнергетики РФ, в том числе ГК ТЕКОН, с целью получения положительного опыта эксплуатации ЦПС.
  • Этап 2. Постепенное объединение функционала внутри одного интеллектуального электронного устройства (ИЭУ), например, объединение функций автоматики управления выключателем (АУВ), оперативных блокировок, СМД, ТМиС, РАС, СМПР, РЗ (комплект ступенчатых защит) в таком устройстве как контроллер присоединения.
  • Этап 3. Постепенный перенос отдельных функций ИЭУ на сервер SCADA, например, ККЭ, АИИС КУЭ, т.е. те функции, которые не попали в объединение с ИЭУ РЗ.

Таким образом, данный подход позволяет сократить количество ИЭУ и цифровых связей в системе и, как следствие, уменьшить затраты на проектирование, СМР, ПНР, эксплуатацию и сервис, сохранив при этом преимущества децентрализованной архитектуры.

Рассматривая вопрос применения централизованной защиты без учета функционирования смежных систем и их взаимодействия, необходимо отметить, что возможными препятствиями реализации централизованной защиты на объектах МРСК (небольшие ПС-110 кВ и ниже) будут являться экономические аспекты. Чем меньше количество присоединений на объекте и ниже класс напряжения, тем меньше количество ИЭУ РЗ. В случае централизованного решения на небольших объектах потребуется использование того же высоконадежного и дорогостоящего «серверного решения», что может оказаться экономически не оправданным. Другими словами, для малых энергообъектов применение централизованной РЗ экономически нецелесообразно.

Реализации централизованной защиты на объектах ФСК (как правило, большие ПС-110 кВ и выше) препятствуют следующие причины: уровень надежности функционирования (концентрация большого количества функций РЗ в рамках одного ПТК, нивелируется автономность и независимость в эксплуатации ИЭУ РЗ – одно из основных достоинств децентрализованной архитектуры ЦПС), отсутствие нормативно-технической базы (требования к разработке, проектированию и эксплуатации), усложнение программного обеспечения (ПО) устройств РЗ (усложнение ПО приводит к увеличению вероятности возникновения программного сбоя). Другими словами, для больших энергообъектов подход централизованной защиты нецелесообразен по отношению к децентрализованной архитектуре ЦПС по причине снижения надежности функционирования системы в целом.

Тема третьего вопроса раскрыта ранее. Объединение функций или их вариаций в одном ИЭУ имеет смысл при условии обеспечения требуемого уровня надежности функционирования системы в целом, что на данный момент достигается использованием децентрализованной архитектуры, а в перспективе при наличии положительного опыта эксплуатации – в комбинированной.

Цифровая подстанция

(close)

 

Цифровая подстанция

(close)

Имя пользователя должно состоять по меньшей мере из 4 символов

Внимательно проверьте адрес электронной почты

Пароль должен состоять по меньшей мере из 6 символов

 

 

Сообщить об опечатке

Текст, который будет отправлен нашим редакторам: