О том, какие нововведения в сферу релейной защиты и автоматики привнёс данный документ, мы попросили рассказать заместителя начальника Службы развития АСДУ АО «СО ЕЭС» Сергея Приходько.

«Цифровая подстанция» (ЦПС): Сергей Валерьевич, на какие объекты распространяется новый стандарт? При первом ознакомлении с документом у нас возникло некоторое непонимание того, какие именно устройства регистрации аварийных событий (РАС) попадут под его действие.

Сергей Валерьевич (СВ): Стандарт затрагивает все объекты с высшим классом напряжения 110 кВ и выше, оснащенные автономными РАС и микропроцессорными устройствами РЗА с функцией РАС. При этом Системный оператор сделал поправку на наличие ограничений технических возможностей уже функционирующих объектов электроэнергетики, поэтому переделывать их устройства под новый стандарт или осуществлять массовую замену оборудования не потребуется. Если же речь идёт о вновь создаваемых или реконструируемых объектах, то здесь стандарт должен соблюдаться. В последнем случае следует придерживаться стандарта в части наименования файлов с данными, интерфейсов, протоколов и прочих требований, подробно описанных в приложениях к документу.

ЦПС: Что побудило вашу организацию к разработке стандарта? Опишите подробнее современную проблематику в области РАС.

СВ: До настоящего момента времени требования к объектам электроэнергетики по регистрации и предоставлению в диспетчерские центры информации об аварийных событиях были довольно слабо формализованы. Это довольно сложная задача, в первую очередь, из-за большого разнообразия и технических возможностей источников данных, большого объёма информации, генерируемого регистраторами аварийных событий, из которого только часть реально востребована работниками Системного оператора.

Нерешенность этой задачи создает некоторые проблемы при ликвидации нарушений нормального режима работы ЕЭС России, в первую очередь из-за значительных задержек по времени между началом аварии в энергосистеме и получением в диспетчерском центре осциллограмм для анализа и принятия решений.

Принятый стандарт – один из шагов к решению этой задачи. Он предназначен для регламентации требований к создаваемым системам автоматизации объектов электроэнергетики в части сбора и передачи информации, зарегистрированной автономными РАС, устройствами определения места повреждения, микропроцессорными терминалами РЗА, с использованием автоматизированной системы сбора, внедряемой в настоящее время в АО «СО ЕЭС».

ЦПС: В стандарте мы не обнаружили упоминаний и привязок к МЭК 61850 в том, что касается цифровых подстанций. Это сделано намеренно?

СВ: Да. Дело в том, что при разработке документа мы осознанно не углублялись «внутрь энергообъекта». Данный стандарт не затрагивает вопросы проектирования системы сбора данных на самом объекте электроэнергетики и требований к устройствам РЗА в части протоколов и интерфейсов связи и их взаимодействия с сервером РАС. Задача информационного обмена – при появлении осциллограммы на объекте диспетчеризации направлять на автоматизированное рабочее место специалиста по РЗА соответствующего диспетчерского центра Системного оператора уведомление, после которого он смог бы выборочно отметить нужные осциллограммы и запустить процедуру их загрузки – по запросу, автоматически или по расписанию. Такая логика взаимодействия предусматривает работу в фоновом режиме, что позволяет не перегружать каналы связи.

ЦПС: Как в настоящее время осуществляется информационный обмен? Всё зависит от конкретного субъекта, единого регламента нет?

СВ: У Системного оператор с каждым субъектом электроэнергетики подписаны договоры оперативно диспетчерского управления или соглашения о технологическом взаимодействии и информационном обмене. Этими и другими документами установлено, что субъекты должны предоставлять нам информацию об аварийных событиях с устройств РАС. Однако механизм предоставления до сих пор не был формализован: на одних объектах он налажен через FTP, на других – по электронной почте, на третьих – вообще по телефонным запросам. В то же время, оперативность принятия решения диспетчером зависит от быстрого анализа причин возникновения аварии.

Стандарт призван повысить степень автоматизации и сократить время доставки информации до СО.

Мы намерены развивать это направление, двигаясь к созданию общей базы данных РАС по авариям в Единой энергосистеме России. Идея баз данных аварийных событий в той или иной мере воплощается и сейчас, но только локально – каждый релейщик Системного оператора хранит информацию на своём компьютере.

ЦПС: Удалось ли уже достичь каких-то практических успехов по внедрению стандарта?

СВ: На сегодняшний день проведено несколько этапов испытаний системы сбора. В ближайших планах – проведение окончательных испытаний. В рамках разработки этой системы Системный оператор подготовил программное обеспечение модуля обмена, которое мы можем предоставлять субъектам бесплатно в целях минимизации их затрат. Модуль осуществляет контроль появления новых осциллограмм на сервере, с которого осуществляется передача данных Системному оператору, и обеспечивает информационный обмен с диспетчерскими центрами в соответствии с новым стандартом. Интерес к подобному подходу на стороне центров управления сетями проявляли в ПАО «Россети».  В настоящий момент тестирование системы сбора данных проводится с участием пилотных объектов генерации.

Сергей Приходько

АО «СО ЕЭС»

 Заместитель начальника Службы развития АСДУ АО «СО ЕЭС»