ПРЕСС-ЦЕНТР

Современные средства удаленного управления оборудованием ПС нового поколения

"Электроэнергия. Передача и распределение" №3/2013

О. А. Федоров (ЗАО «РТСофт»), А. А. Небера (ЗАО «РТСофт»), А. С. Березин (ООО «ПСИ»), А. М. Козлов (ООО «ПСИ»)

Небера Алексей Анатольевич, Технический директор по электроэнергетике ЗАО "РТСофт"

Фёдоров Олег Александрович, Руководитель продуктового направления Технической дирекции ЗАО "РТСофт"

Березин Андрей Сергеевич, Заместитель генерального директора, директор департамента Промышленности и Энергетики, ООО «ПСИ»

Козлов Александр Михайлович, Заместитель директора департамента Промышленности и Энергетики, ООО «ПСИ»

Организация удаленного управления оборудованием подстанций – телеуправление и телерегулирование – является следующим шагом развития средств автоматизации в электроэнергетике. Использование телеуправления обеспечивает ряд очевидных преимуществ по сравнению с традиционной организацией местного управления и ручными переключениями:

  • высокую оперативность выполнения переключений за счет исключения необходимости взаимодействия между персоналом верхнего уровня (ЦУС или ДЦ) и оперативным персоналом подстанций;
  • снижение количества технологических нарушений и травматизма при выполнении переключений, связанных с присутствием оперативного персонала в электроустановках, его недостаточным опытом, квалификацией и др.;
  • повышение эффективности эксплуатации электрических сетей путем снижения за-трат, связанных с выездом или постоянным присутствием оперативного персонала на месте выполнения переключений.

Применяемые в электроэнергетике средства автоматизации подстанций, развитие средств связи уже давно обеспечивают техническую возможность использования ТУ для достаточно широкого круга объектов. Почему же телеуправление не вошло в общепринятую практику при управлении оборудованием на ПС?

Безусловно, одним из ключевых вопросов при переходе к широкому практическому использованию ТУ является соответствующая нормативная база, регламентирующая возможность и технологию выполнения таких переключений. Одним из серьезных шагов в данном направлении стало утверждение в 2011 г. новых Правил переключений в электроустановках [1]. Помимо этого, очень важным для диспетчера, принимающего на себя всю ответственность за правильность переключений, является наличие информации и инструментов, обеспечивающих для него уверенность в полном владении ситуацией в условиях удаления от объекта управления. Особое значение при этом приобретает полнота информации и уровень аналитической поддержки, предоставляемый программно-диспетчерскими комплексами центров управления сетями (ПТК ЦУС).

Основные требования к современным ПТК ЦУС, обеспечивающим удаленное управление оборудованием ПС, можно разделить на три категории:

  • Обеспечение технологической информации по объекту управления.
  • Контроль надежности и безопасности выполнения удаленного управления.
  • Автоматизация переключений.

Полнота технологической информации в первую очередь обеспечивается наличием достоверной оперативной информации о параметрах режима и топологии управляемой сети. С точки зрения состава принимаемых телеизмерений и телесигналов в ЕНЭС достаточным является выполнение требований Руководящих указаний по выбору состава оперативной информации [2]. Однако, кроме собственно приема и отображения оперативной телеинформации, современный ПТК ЦУС должен обеспечивать постоянный контроль ее полноты и корректности, что обычно выполняется с использованием функциональных компонент процессора топологии и оценивания состояния. В соответствии с требованиями [1], ПТК ЦУС должен также обеспечивать возможность приема и отображения потоков информации от систем технологического видеонаблюдения. Необходимо отметить, что, например, в западноевропейских странах, достаточно давно использующих ТУ на подстанциях высокого класса напряжения, организация видеонаблюдения не является обязательным требованием для удаленного управления. Возможно, это связано с более широким использованием КРУЭ.

Еще одной составляющей технологической информации являются данные о метеорологических условиях и техническом состоянии электротехнического оборудования, которые могут препятствовать надежному и безопасному выполнению переключений. Системами сбора неоперативной технологической информации оснащены пока далеко не все подстанции, однако формирование и передача нескольких обобщенных аварийно-предупредительных сигналов, например о перегрузке трансформаторов, снижении коммутационного ресурса выключателей и др., не является сложной задачей для систем АСУТП и телемеханики (при наличии соответствующих средств мониторинга оборудования). Необходимым требованием для современного ПТК ЦУС является обеспечение возможности приема такой информации и ее учета при анализе возможности исполнения команд ТУ.

Контроль соблюдения условий и ограничений является обязательным компонентом надежной и безопасной организации ТУ. В данной области современный ПТК ЦУС обеспечивает:

  • обмен командами передачи прав управления с подстанции в ЦУС и обратно для исключения возможности передачи команд ТУ в момент проведения работ на управляемом оборудовании;
  • аутентификацию и контроль прав доступа персонала к ПТК ЦУС, а также фиксацию в журнале всех действий по управлению;
  • наличие текущих прав управления («захват управления») для исключения одновременных попыток управления несколькими диспетчерами ЦУС;
  • автоматическая оценка возможных последствий переключений и блокировка ко-манд ТУ, включая:
  • топологические блокировки (включение ЗН на область, находящуюся под напряжением, шунтирование разъединителями выключателя, подача напряжения на место производства работ, разделение или соединение сетей, запитанных от разных источников, отключение потребителей и т. д.)
  • режимные блокировки – фоновое моделирование режимов электрической сети после планируемого переключения с целью выявления возможных нарушений:
    • превышение предельно допустимой загрузки оборудования;
    • появление участков сети с недопустимыми уровнями напряжения;
    • превышение допустимых токов термической или динамической стойкости шин или отключающей способности коммутационных аппаратов в случае возможного возникновения трехфазного короткого замыкания или однофазного замыкания на землю;
    • возникновение критичных вариантов отказов (по критерию n-1).

После оценки возможных последствий исполнения команд телеуправления пользователю ПТК ЦУС должен предоставляться перечень выявленных блокировок. При необходимости пользователь должен иметь возможность прервать исполнение команды или выполнить деблокирование и продолжить выполнение операции телеуправления (с автоматической фиксацией данных действий в электронном оперативном журнале).

Для реализации контроля технического состояния силового оборудования, а также для других целей актуальна поддержка в ПТК ЦУС параметрируемых (т. е. настраиваемых) блокировок типа «запрет на включение», «запрет на отключение». Условиями возникновения таких блокировок могут быть получение определенных аварийных сигналов, нахождение измеряемых параметров режима в недопустимой зоне и др.

Для повышения оперативности переключений и эффективности управления электрическими сетями ПТК ЦУС должен обеспечивать возможность автоматизации операций переключения, поддерживая:

  • одиночное телеуправление коммутационным аппаратом или телерегулирование ступеней РПН, уставками компенсирующих устройств и др.;
  • групповое телеуправление для выполнения простейших типовых операций (отключение присоединений с последующим созданием видимого разрыва в цепи, вывод в резерв или ремонт трансформаторов, односторонние или двусторонние отключения ЛЭП, перевод присоединений с одной СШ на другую и др.) с поддержкой автоматического формирования программ переключений средствами ПТК;
  • групповое изменение оперативного состояния коммутационного оборудования и устройств РЗА по заранее составленной последовательности переключений, подготовленной или в режиме управления (запись выполняемой последовательности переключений однократно с возможностью ее последующего воспроизведения), или в режиме моделирования.

При автоматизации операций групповых переключений необходим контроль дополнительных условий, таких как проверка соответствия текущего состояния всех объектов управления, участвующих в последовательности переключений начальному, определенному пользователем в последовательности переключений, контроль успешности завершения предыдущей операции, контроль доступности каналов связи и др.

При этом каждый шаг в последовательности переключений, как и отдельно взятая внеплановая команда телеуправления, автоматически проходит ряд проверок:

  • контроль на наличие и нарушение блокировок доступа согласно роли пользователя ПТК и принадлежности оборудования к зонам ответственности;
  • контроль на наличие и нарушение блокировок выбора – запрет на одновременную работу с одним и тем же объектом с разных АРМ или разных центров управления;
  • топологические блокировки для защиты от коммутационных ошибок, основанные на топологическом анализе сети средствами ПТК;
  • параметрируемые блокировки.

Инициирование запуска контроля наличия и нарушений топологических блокировок в режиме реального времени происходит по изменению состояния коммутационного аппарата либо по активации команды на телеуправление коммутационным аппаратом.

Помимо контроля целостности и надежности топологии сети, необходимо оперативно моделировать последствия и степень влияния отдаваемых команд ТУ на основе оцененных данных телеметрии. Для обеспечения режимной надежности сети перед подачей диспетчером команды управления в ПТК ЦУС выполняются следующие расчетно-аналитические функции в режиме моделирования:

  • оценка состояния. Формируется расчетная модель сети, используемая для контроля топологических и режимных блокировок перед выдачей команд управления;
  • расчет токов короткого замыкания (ТКЗ) в заданном перечне точек сети и проверка отключающей способности коммутационных аппаратов. Перед выполнением команды управления расчет ТКЗ запускается автоматически на основе результатов каждой оценки состояния или моделирования установившегося режима с формированием списка нарушений проверяемых значений отключающей способности силовых выключателей и дополнительно электродинамической или термической стойкости сборных шин;
  • анализ вариантов отказов оборудования в моделируемом состоянии после реализации команды удаленного управления. Последовательно моделируются режимы сети с поочередным вводом каждого из списка расчетных вариантов нарушений или нормативных возмущений в работе оборудования с оценкой рисков предстоящих команд удаленного управления.

Прием команд телеуправления на уровне объекта управления осуществляется ПТК АСУТП под-станции. Принятая команда телеуправления проверяется на допустимость по следующим критериям:

  • наличие права управления у ЦУС ПМЭС;
  • контроль качества команды по признакам качества, описанным в МЭК 60870-5-104;
  • допустимость выполнения команды по условиям оперативных блокировок АСУТП.

При этом в АСУТП ПС реализуется передача функции управления в ЦУС, с возможностью принудительного ее отключения.

На уровне объекта управления устройства РЗА и ПА могут поддерживать переключение групп уставок и ввод-вывод защитных функций из системы АСУТП ПС. Панели и шкафы РЗА и ПА проектируются таким образом, чтобы исключить необходимость ручного оперирования ключами или накладками при изменении режима работы оборудования ПС.

Переход к необслуживаемым подстанциям нового поколения, согласно требованиям [1], должен сопровождаться, помимо представленных решений, организацией технологического видеонаблюдения от подстанционных систем в виде сжатого видеопотока. При этом обеспечивается визуальный мониторинг состояния оборудования ПС, в том числе визуальный контроль выполнения оперативных переключений на ОРУ, контроль отсутствия людей в зоне, прилегающей к оборудованию, с которым производятся операции. Передача видеопотока инициируется по запросу со стороны персонала центра управления.

Применение технологий телеуправления невозможно без комплексного решения задач информационной безопасности. К технологическим приемам обеспечения защиты от специфических угроз информационной безопасности [3-5] могут быть отнесены следующие:

  • Выделение и защита электронного периметра.
  • Сегментирование (зонирование), использование межсетевых экранов, в том числе с шифрованием (VPN/FW).
  • Специализированное ПО – антивирусное, WhiteListing, инвентаризации программного обеспечения и оборудования.
  • Шифрование IPSec, TLS, DTSL, SSL, SSH и др.
  • Идентификация и аутентификация с использованием специальных ключей, включая биометрическую, использование электронной подписи.
  • Защита удаленного доступа.
  • Средства обнаружения и предотвращения сетевых вторжений (IPS, IDS, NIPS, HIPS).
  • Технологии Data Loss Prevention (DLP), Security Information and Event Management (SIEM), honeypots и т. д.

Детальные практические рекомендации по обеспечению информационной безопасности в рамках ТУ энергообъектами зависят от актуальной модели угроз, выбранной ориентации на соответствие определенной группе стандартов.

В процессе реализации функций удаленного управления оборудованием ПС большая часть вопросов может быть снята на стендовых испытаниях, в ходе которых согласовываются формуляры обмена данными между ПТК ЦУС и ПТК АСУТП ПС и требования по информационному обеспечению, отрабатываются функции блокировок и ограничений выполнения команд и пр.

Для испытаний и комплексного опробования функций телеуправления в компании «РТСофт» создан полнофункциональный полигон по интеграции решений от различных разработчиков, включающий в себя два уровня: ЦУС и подстанция 110–750 кВ. Структурная схема полигона представлена на рисунке.

На уровне ЦУС применяется ПТК PSIControl производства компании PSI AG, который удовлетворяет рассмотренным ранее требованиям к обеспечению функций удаленного управления оборудованием. Подстанционный уровень включает в себя технические решения российских и зарубежных поставщиков оборудования РЗА и АСУТП («РТСофт», Siemens, «ЭКРА», «Бреслер»). В качестве источников телеинформации по энергосистеме для полигона, а также приемников команд ТУ на подстанционном уровне используются станционные контроллеры (STC) SPRECON-E-C. Контроллеры имеют встроенный логический переключатель режима ТУ (ЦУС/ПС), управляемый через интерфейс АСУТП SCADA V460. Для отработки функций технологических блокировок в составе полигона предусмотрен сервер с программным обеспечением PowerFactory разработки компании DigSILENT, обеспечивающий возможности моделирования электрических режимов.

Структурная схема полигона отработки решений безопасного телеуправления

Структурная схема полигона отработки решений безопасного телеуправления

На стенде выполнены следующие испытания:

  • передача функций управления между ЦУС и АСУТП ПС;
  • отработка оперативных, топологических и параметрируемых блокировок на уровнях АСУТП и ЦУС;
  • прохождение команд ТУ, в том числе последовательности переключений;
  • переключение групп уставок терминалов РЗА из ЦУС;
  • ввод-вывод защит РЗА.

На момент написания статьи производится наладка работы цифровой модели сети для отработки на полигоне функций режимных блокировок ТУ, контроля удаленного управления в режиме моделирования в ПТК ЦУС с точки зрения анализа расчетов вариантов отказов и ТКЗ. Для этого подготавливается цифровая модель энергосистемы, которая будет воспроизводить различные режимы работы оборудования сети и отработку команд управления от ПТК ЦУС.

Связь между параметрами моделирования оборудования энергосистемы и данными, поступающими в ПТК ЦУС полигона, осуществляется посредством модели сети передачи телеметрии (ТМ). Производится конвертация протоколов передачи данных цифровой модели в стандартные протоколы МЭК, эмулируются каналы передачи данных, адресация. Модель сети передачи ТМ позволяет воспроизводить на полигоне нештатные режимы работы системы информационного обеспечения расчетных приложений ПТК ЦУС и ПТК АСУТП ПС.

Реализация надежного и безопасного телеуправления является основой для перехода к подстанциям без постоянного присутствия обслуживающего персонала. Для сокращения времени и затрат на период опытных внедрений, снижения числа ошибок предлагается использовать накопленный опыт поддержки ТУ современными средствами ПТК ЦУС, рассмотренный в настоящей статье.

[1] СТО 59012820.29.020.005-2011 «Правила переключений в электроустановках».

[2] СТО 56947007-29.130.01.092-2011 «Выбор видов и объемов телеинформации при проекти-ровании систем сбора и передачи информации подстанций ЕНЭС для целей диспетчерского и технологического управления».

[3] Еuropean Network for the Security of Control and Real Time Systems, R&D and standardization Road Map, preliminary Deliverable 3.1 Rev, 2010 г.

[4] ISO/IEC 27002:2005 «Информационные технологии - Методы обеспечения безопасности - Практические правила управления информационной безопасностью».

[5] BDEW. White Paper Requirements for Secure Control and Telecommunication Systems, 2010 г.