РЕАЛИЗАЦИЯ ДИСТАНЦИОННОГО УПРАВЛЕНИЯ НА ПОДСТАНЦИИ

Технология дистанционного управления (ДУ) позволяет осуществлять мониторинг и управление энергооборудованием через автоматизированные системы, обеспечивая:

- дистанционное управление агрегатами и аппаратурой;

- мониторинг состояния коммутационного оборудования в реальном времени;

- проведение переключений без присутствия персонала в непосредственной близости от устройств.

Переход на удаленное управление – стратегическая инициатива, направленная на безопасную эксплуатацию энергообъектов, создание цифровой платформы для умных сетей, повышение конкурентоспособности национальной энергосистемы. Дальнейшее развитие будет сосредоточено на интеграции с распределенной энергетикой (ВИЭ, накопители) и интеллектуальными системами нового поколения.

В качестве примера, подтверждающего актуальность реализации дистанционного управления на подстанции, можно взять проект акционерного общества «Системный оператор Единой энергетической системы» – «Цифровое дистанционное управление оборудованием и устройствами объектов электросетевого комплекса, распределительных устройств электростанций» являющийся часть энергетической стратегии России до 2035 года. Цель проекта до 2035 года реализовать 100-процентное дистанционное управление объектов 220 кВ и выше и объектов генерации 25 МВт и выше в Единой энергосистеме России.

Реализуется ДУ через автоматизированные программы переключений (АПП) представляющими собой алгоритмы пошагового выполнения операций через двусторонний обмен данными между диспетчерскими центрами и подстанциями с выполнением автоматической проверки исполнения команд [4].

Преимущества системы:

- повышенная безопасность (минимизация нахождения персонала рядом с ВН-оборудованием);

- снижение влияния человеческого фактора при выполнении переключении;

- ускорение переключений (в 5 и более раз быстрее).

Текущие ограничения реализации ДУ на объектах энергетики [3]:

- высокие капитальные затраты (окупаемость 5–7 лет);

- необходимость модернизации устаревшей инфраструктуры;

- зависимость от надежности каналов связи.

Целью создания системы дистанционного управления режимами работы подстанции (ПС) 35/6 кВ Октябрьская является осуществление дистанционного управления электросетевым оборудованием подстанции с АРМ (автоматизированного рабочего места) Филиала ПАО «Россети Юг» – «Астраханьэнерго» (далее «Астраханьэнерго») и оперативного персонала ПС 35/6 кВ Октябрьская. Реализация ДУ осуществляется в связи с модернизацией ПС и повышением класса напряжения до 110 кВ.

Для реализации в АСУ ТП (автоматизированная система управления трансформаторной подстанцией) функций ДУ должны быть реализованы [2]:

- принцип единовременного выполнения команд ДУ только из одного источника команд;

- логические блокировки, исключающие ошибочные операции оперативного и (или) диспетчерского персонала при выполнении ДУ.

Для организации дистанционного управления из «Астраханьэнерго» необходимо внедрить оборудование и ПО (программное обеспечение), позволяющее выполнить следующие функции:

- обеспечение процесса передачи прав дистанционного управления электросетевым оборудованием из «Астраханьэнерго» и из АРМ оперативного персонала ПС 35/6 кВ Октябрьская при помощи программного ключа ДУ электросетевым оборудованием, реализованного в контроллерах АСУ ТП;

- проверка условий и корректности полученных команд от «Астраханьэнерго», и в случае выявления условий, препятствующих выполнению команды – формирование и передача сообщения об ошибке в виде соответствующего ответа на команду дистанционного управления и соответствующего изменения телеизмерения и/или телесигнала;

- взаимодействие с «Астраханьэнерго» с использованием протокола ГОСТ Р МЭК 60870-5-104 [1] в части приема команд дистанционного управления и выдачи в «Астраханьэнерго» результатов исполнения полученных команд;

- передача в «Астраханьэнерго» объема реализуемых ТИ (телеизмерения) и ТС (телесигнализация) (в соответствии с общим списком реализуемых ТИ/ТС и команд ДУ);

- передача основной технологической информации с контроллера ПС 35/6 кВ Октябрьская с использованием протокола ГОСТ Р МЭК 60870-5-104 для задач мониторинга работы и контроля состояния оборудования;

- передача команд ДУ по резервированным каналам передачи данных между ПС 35/6 кВ Октябрьская и «Астраханьэнерго», при этом для приёма команд ДУ в АСУ ТП используются TCP-соединения, отличные от TCP-соединений, используемых для передачи телеинформации в ЦУ/ПС. Трафик команд ДУ имеет приоритет над трафиком иных данных, передаваемых в том же канале связи.

Для организации дистанционного управления из «Астраханьэнерго» выполнена доработка программного обеспечения верхнего уровня, позволяющая выполнить следующие функции:

- персоналу ПС 35/6 кВ Октябрьская переводить «Ключ ДУ электросетевым оборудованием» в положение «Освобождено» /ПС»;

 - выполнять функции управления режимами работы ПС 35/6 кВ Октябрьская в зависимости от текущего состояния ключей ДУ «ЦУ/ПС/Освобождено»;

- при разрыве TCP-соединения для целей дистанционного управления фиксировать соответствующее событие в журнале событий и АРМ ПС;

- отображать значения (состояние) регистров контроллера ПС 35/6 кВ Октябрьская в режиме реального времени;

- отображать в интерфейсе пользователя информацию о текущем состоянии ключей ДУ – «ЦУ/Освобождено»;

- отображать в интерфейсе пользователя текущий режим работы ПС 35/6 кВ Октябрьская.

АСУ ТП обеспечивает передачу в «Астраханьэнерго» актуальной телеинформации, в режимах по общему опросу из РДУ и спорадически (по изменению) по инициативе АСУ ТП.

На серверах АСУ ТП должна быть обеспечена регистрация и хранение в течение не менее 12 месяцев следующей информации о выполнении ДУ с АРМ оперативного персонала ПС 35/6 кВ Октябрьская и из «Астраханьэнерго»:

- регистрируемые данные (временные метки, время получения команды ДУ в АСУ ТП, фактическое время выполнения (на основе телеметрии);

- источники и содержание команды (рабочее место оператора / ID диспетчера, тип команды и параметры (ВКЛ/ОТКЛ, регулировка и т. д.);

- результаты выполнения (статус (успех/отказ, подтверждение/отклонение), код ошибки (в случае сбоя);

- состояние системы управления (положение переключателя режима управления фидером, положение ключа управления ДУ мощностью, положение ключа управления оборудованием ДУ);

- мониторинг связи (события обрыва/восстановления канала связи, сброс соединения при потере сигнала).

Система АСУ ТП должна автоматически восстанавливать работу ДУ после аварийных событий, включая:

- полную потерю связи с РДУ (Региональный диспетчерский центр) или ЦУ (Центр управления);

- сбои ПО на уровне приложений;

- аварийные остановки задач управления;

- перезагрузки серверов.

Данные требования направлены на обеспечение надежности, подотчетности и автоматизированного восстановления процессов ДУ, что критически важно для безопасности и бесперебойной работы подстанции. Внедрение таких механизмов соответствует стратегии цифровизации электросетевого комплекса РФ.

Процедуры передачи команд ДУ соответствуют стандартным процедурам в соответствии с п. 6.8 ГОСТ Р МЭК 870-5-5.

Для определения источника команды ДУ в АСУ ТП используются IP адреса.

Перед выполнением команды ДУ АСУ ТП выполняет проверку соответствия источника команды ДУ, положение ключа ДУ электросетевым оборудованием и полученной команды ДУ. Разделение команд ДУ на команды по ДУ электросетевым оборудованием выполняется присвоением разных адресов команд.

Вся телеинформация, передаваемая с ПС 35/6 кВ Октябрьская, содержит метки всемирного координированного времени с точностью не хуже 1 мс. Передача телеинформации в «Астраханьэнерго» осуществляется по основному и резервному каналам. Суммарное время на измерение и передачу телеметрической информации не должно превышать 1 с.

Система обеспечивает ранжированную передачу данных по убыванию приоритета. Высший приоритет отдается изменениям телесигналов (ТС) и аварийно-предупредительной сигнализации (АПТС). Пример: Аварийное отключение выключателя, срабатывание защит. Средний приоритет отдается изменениям телеизмерений (ТИ). Пример: Резкий рост тока или напряжения за допустимые пределы. Низкий приоритет отдается полному массиву ТС и полному массиву ТИ.

В режиме передачи по изменению осуществляется:

- спорадическая передача ТС - изменённые телесигналы передаются в хронологическом порядке (по мере возникновения событий). Пример: Последовательная фиксация срабатывания защит.

- адаптивная передача ТИ - данные передаются только при выходе параметра за установленную апертуру (границы вокруг последнего переданного значения). Пример: Если напряжение вышло за диапазон ±5% от предыдущего значения, система отправляет актуальное измерение.

- передача при изменении достоверности - если у параметра меняется статус достоверности (например, "недействительное", "ошибочное"), система немедленно передаёт его значение. Пример: Потеря связи с датчиком → передача флага "данные недостоверны".

Данный подход обеспечивает баланс между эффективностью сети и надежностью работы, гарантируя приоритет критических данных. Система соответствует всем нормативным требованиям и адаптирована для современных умных сетей.

В составе функциональных задач АСУ ТП предусматривается дистанционное управление коммутационными аппаратами ПС 35/6 кВ Октябрьская диспетчерским персоналом из «Астраханьэнерго».

Для приема команд дистанционного управления:

- реализован алгоритм приема, обработки, исполнения или блокирования команд управления, поступивших из АРМ ПС 35/6 кВ Октябрьская и «Астраханьэнерго»;

- распределены функции и права дистанционного управления между АРМ ПС 35/6 кВ Октябрьская и «Астраханьэнерго»;

- реализован ключ ДУ электросетевым оборудованием программным способом в контроллерах АСУ ТП;

- обеспечена возможность управления ключами ДУ оперативным персоналом с АРМ ПС 35/6 кВ Октябрьская и диспетчерским персоналом «Астраханьэнерго»;

- обеспечена регистрация всех сигналов, связанных с ДУ, с метками времени и указанием источника и обеспечена сохранность вышеуказанной информации не менее 12 месяцев со дня ее регистрации.

Передача команд ДУ осуществляется по основному и резервному каналам обмена телеинформацией.

Ключ ДУ электросетевым оборудованием реализован программным способом в контроллерах АСУ ТП и имеет следующие положения:

- «ПС» для осуществления ДУ с находящегося на территории ПС 35/6 кВ Октябрьская АРМ оперативного персонала;

- «ЦУ» для осуществления ДУ «Астраханьэнерго»;

- «освобождено» - нормальное положение ключа ДУ, при котором ДУ невозможно ни из одного из источников команд ДУ.

Процедура дистанционного управления (ДУ) ключом ДУ на ПС 35/6 кВ "Октябрьская" осуществляется путем перевода ключа ДУ в одно из положений с АРМ оперативного персонала ПС 35/6 кВ Октябрьская или ЦУ «Астраханьэнерго»:

- «ПС» – управление с АРМ подстанции (локальный контроль);

- «ЦУ» – управление из Центра Управления "Астраханьэнерго" (диспетчерский контроль).

Процедура захвата ДУ электросетевым оборудованием ПС 35/6 кВ Октябрьская из ЦУ «Астраханьэнерго» осуществляется следующим образом:

- диспетчер ЦУ переводит ключ ДУ из нормального положения «освобождено» в «ЦУ»;

- система фиксирует захват управления;

- диспетчер осуществляет необходимые переключения (все команды регистрируются с метками времени);

- после окончания операций ключ ДУ возвращается в «освобождено».

Алгоритмом закреплено за персоналом ПС 35/6 кВ Октябрьская приоритетное право перевести ключ ДУ из «ЦУ» в «ПС» с АРМ ПС, если требуется локальное вмешательство.

Алгоритмом, в случае если оба канала связи (основной и резервный) между ПС и ЦУ неработоспособны, обеспечивает автоматический переходи ключа ДУ в положение «освобождено».

Во время отсутствия возможности осуществления ДУ из ЦУ «Астраханьэнерго» (из-за неработоспособности обоих каналов связи и т.п.), в АСУ ТП исполняется последняя заданная команда/команды и переход состояния «Ключа ДУ» в положение «Освобождено» по истечении установленного тайм-аута в АСУ ТП. Величина тайм-аута имеет возможность настройки в АСУ ТП вплоть до отключения.

Логика реализации ключа ДУ учитывает резервирование устройств (контроллеров, серверов).

Схема работы дистанционного управления на ПС 35/6 кВ Октябрьская с элементами оборудования показана на рисунке 1.

Рисунок 1. Схема ДУ с элементами оборудования ПС 35/6 кВ Октябрьская