Современное состояние и перспективы развития систем РЗА в ЕЭС России

Современное состояние и перспективы развития систем РЗА в ЕЭС России

Жуков Андрей Васильевич Заместитель директора по управлению режимами ЕЭС

развития систем РЗА в ЕЭС Россииразвития систем РЗА в ЕЭС России

4-я Международная научно-техническая конференция

«Современные направления развития систем релейной защиты и автоматики энергосистем»

3 – 7 июня 2013, г. Екатеринбург

22

Объект управления -Единая энергетическая система России

Объект управления -Единая энергетическая система России

■ 69 региональных энергосистем

■ 7 объединенных энергетических систем

■ протяженность линий электропередачи 110 кВ и выше – более 460 тыс. км

■ электростанций установленной мощностью свыше 5 МВт – более 600

■ подстанций напряжением 220 кВ и выше – более 900

■ установленная мощность электростанций ЕЭС России – свыше 220 тыс. МВт

■ годовой максимум потребления ЕЭС России – свыше 150 тыс. МВт

ОАО «СО ЕЭС» Главный диспетчерский центр (ГДЦ) (г. Москва)

Региональные диспетчерские управления (59)

Объединенные диспетчерские управления (7)

ОДУ ВостокаОДУ СибириОДУ УралаОДУ Средней ВолгиОДУ ЦентраОДУ Юга

Амурское ПриморскоеХабаровское

Алтайское БурятскоеЗабайкальскоеИркутское КрасноярскоеНовосибирскоеОмскоеТомскоеХакасскоеКузбасское

БашкирскоеКировскоеКурганскоеОренбургскоеПермскоеСвердловскоеТюменскоеУдмуртскоеЧелябинское

МарийскоеМордовскоеНижегородскоеПензенскоеСамарскоеСаратовскоеТатарстанаЧувашскоеУльяновское

БелгородскоеВладимирскоеВологодскоеВоронежскоеИвановскоеКостромскоеКурскоеЛипецкоеМосковскоеРязанскоеСмоленскоеТамбовскоеТверскоеТульскоеЯрославское

Астраханское ВолгоградскоеДагестанскоеКубанскоеРостовскоеСеверокавказское

АрхангельскоеБалтийскоеКарельскоеКольскоеКомиЛенинградскоеНовгородское

7 РДУ 10 РДУ9 РДУ9 РДУ15 РДУ6 РДУ 3 РДУ

Представительства (5)

ОДУ Северо-Запада

Энергетическая стратегия России на период до 2030 годаЭнергетическая стратегия России на период до 2030 года

Энергетическая стратегия России формирует новые ориентиры развития энергетическогосектора страны в рамках перехода российской экономики на инновационный путь развития.

ГЛАВНЫМИ ВЕКТОРАМИ ПЕРСПЕКТИВНОГО РАЗВИТИЯ ОТРАСЛЕЙ ТЭК:

■ переход на путь инновационного и энергоэффективного развития;

■ изменение структуры и масштабов производства энергоресурсов;

■ создание конкурентной рыночной среды;

■ интеграция в мировую энергетическую систему.

ПО НАПРАВЛЕНИЮ «ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКА» ПРЕДУСМАТРИВАЕТСЯ:

■ создание высокоинтегрированных интеллектуальных системообразующих и распределительных

33

■ создание высокоинтегрированных интеллектуальных системообразующих и распределительныхэлектрических сетей нового поколения в Единой энергетической системе России (интеллектуальные сети -Smart Grids);

■ создание электрического транзита ультравысокого напряжения постоянного и переменного тока Сибирь -Урал - Европейская часть России;

■ использование низкотемпературных сверхпроводниковых индукционных накопителей электрическойэнергии для электрических сетей и гарантированного электроснабжения ответственных потребителей;

■ широкое развитие распределенной генерации;

■ развитие силовой электроники и устройств на их основе, прежде всего различного рода сетевыхуправляемых устройств (гибкие системы передачи переменного тока - FACTS);

■ создание высокоинтегрированного информационно-управляющего комплекса оперативно-диспетчерскогоуправления в режиме реального времени с экспертно-расчетными системами принятия решений;

■ создание высоконадежных магистральных каналов связи между различными уровнями диспетчерскогоуправления и дублированных цифровых каналов обмена информацией между объектами и центрамиуправления;

■ создание и широкое внедрение централизованных систем противоаварийного управления, охватывающихвсе уровни Единой энергетической системы России и т.д.

44

Прогноз потребления электроэнергии по Генеральной Схеме размещения объектов электроэнергетики

• Постановление Правительства РФ от 17.10.2009 №823 «О схемахи программах перспективного развития электроэнергетики»;

• Постановление Правительства РФ от 01.12.2009 №977 «Обинвестиционных программах субъектов электроэнергетики»;

• Постановление Правительства РФ от 27.12.2004 №861 «Обутверждении Правил технологического присоединенияэнергопринимающих устройств потребителей электрическойэнергии, объектов по производству электрической энергии, атакже объектов электросетевого хозяйства, принадлежащихсетевым организациям и иным лицам, к электрическим сетям»;

• «Энергетическая стратегия России на период до 2030

908,5947,2

1161,2

1387,2

1663,0

953,0

1088,2

1242,7 1368,9

1498,7

961,7

1110,0

1337,7

1559,6

1791,0

400,0

600,0

800,0

1000,0

1200,0

1400,0

1600,0

1800,0

2000,0млрд.кВт.ч

Распоряжение 215-р (баз. вар.)

Проект ГенСхемы до 2030 года

Планы перспективного развития ЕЭС России

• «Энергетическая стратегия России на период до 2030года», утвержденная распоряжением Правительства РоссийскойФедерации от 13 ноября 2009 г.№ 1715-р;

• Методические рекомендации по проектированию развитияэнергосистем, утвержденные приказом Минэнерго РФ от30.06.2003№281.

0,0

200,0

400,0

2005 2006 2010 2015 2020 2025 2030

Проект ГенСхемы до 2030 года

Проект ГенСхемы до 2030 года (max. вар.)

Прогноз ввода новых мощностей по централизованной территории России, ГВт

2011-2015 2016-2020 2021-2025 2026-2030 итого

Проект ГенСхемы до 2030 года 41,3 38,6 43,1 50,4 173,4

АЭС 7,55 9,26 12,77 13,85 43,4

ГЭС 5,00 1,86 3,44 1,48 11,8

ТЭС 28,72 27,18 26,26 29,94 112,1

ВИЭ 0,06 0,27 0,64 5,08 6,1

Проект ГенСхемы до 2030 года (max. вар.) 41,3 50,4 67,0 69,8 228,5

АЭС 7,55 11,58 16,20 15,00 50,3

ГЭС 5,00 1,93 5,80 3,05 15,8

ТЭС 28,72 36,54 40,21 42,62 148,1

ВИЭ 0,06 0,37 4,74 9,11 14,3

427,2 447,2 467,9 487,2524,0 524,0 529,8 543,0

166,8 172,5 179,0 186,1 190,4 196,7 202,3 207,4

0,0

50,0

100,0

150,0

200,0

250,0

300,0

0,0

100,0

200,0

300,0

400,0

500,0

600,0

700,0

факт 2013 г. 2014 г. 2015 г. 2016 г. 2017 г. 2018 г. 2019 г.

тыс.кмтыс.МВА

Протяженность и трансформаторная мощность сетей ЕНЭС напряжением 220 кВ и выше

Вводы мощности с высокой вероятностью реализации по ЕЭС России 33,1 ГВт за период 2013-2019 годы

Вводы мощности с высокой вероятностью реализации по ЕЭС России 33,1 ГВт за период 2013-2019 годы

55

ВВОДЫ МОЩНОСТИ ЗА ПЕРИОД 2013-2019 ГГ., ГВТ

Всего 33,1

АЭС 11,3

ГЭС+ГАЭС 3,4

ТЭС 18,4

0,01 ВИЭ 0,02

46,0 ГЭС+

ГАЭС

49,8

151,8 ТЭС 159,7

25,3 АЭС 28,3

223,1

ГВт237,8

ГВт

2012 г. 2019 г.Установленная мощность

ЭНЕРГОБЛОКИ АЭС

Балтийская АЭС (ВВЭР-1200, 2×1150 МВт) 2017, 2018

Ленинградская АЭС-2 (ВВЭР-1200, 2×1170

МВт) 2015, 2016

Нововоронежская АЭС-2 (ВВЭР-1200,

2×1198,8 МВт) 2014, 2015

Нижегородская АЭС (ВВЭР-1200, 1150 МВт) 2019

Ростовская АЭС (ВВЭР-1000, 2×1100 МВт) 2014, 2017

Белоярская АЭС (БН-880, 880 МВт) 2014

Состояние комплексов РЗА ЛЭП и оборудования 110-750 кВ ЕЭС РоссииСостояние комплексов РЗА ЛЭП и оборудования 110-750 кВ ЕЭС России

66

ВИД ИСПОЛНЕНИЯна 01.01.2009 г. на 01.01.2013 г.

110-220 330-750 110-220 330-750

Эл.мех.РЗ и СА 86% 74% 70% 56%

ПА 46% 53% 49% 45%

МЭРЗ и СА 8% 11% 7% 11%

ПА 36% 23% 23% 15%

МПРЗ и СА 6% 15% 23% 33%

ПА 18% 24% 28% 41%

ОРГАНИЗАЦИОННЫЕ ПРИЧИНЫ НЕПРАВИЛЬНОЙ РАБОТЫ

УСТРОЙСТВ РЗАВНЕДРЯЕМЫЕ В ЕЭС РОССИИ МП РЗА

Процент ПРАВИЛЬНОЙ работы устройств РЗА ЛЭП и оборудования ПС и ЭС в 2012 году составил 97%:

• МП РЗА - 98 %; • Эл.мех. и МЭ - 96 %

77

ААС представляет собой совокупность подключенных к генерирующимисточникам и потребителям энергии элементов электрических сетей и системуправления:

� ЛЭП с управляемым изменением характеристик (R и X), а также систем контроля ихсостояния (стрел провеса, гололедообразования, систем защиты от разрядов иперенапряжений и др);

� устройства преобразования электроэнергии с широкими возможностямирегулирования параметров (U по модулю и по фазе, P и Q, преобразования

Характеристика активно-адаптивной сети (ААС)

регулирования параметров (U по модулю и по фазе, P и Q, преобразованияпеременного и постоянного тока и др., а также средства накопления и аккумулированияэнергии;

� коммутационные аппараты с высокой отключающей способностью и большимкоммутационным ресурсом;

� интеллектуальные электронные устройства защиты и управления элементами сети,обеспечивающие адаптивное изменение их параметров;

� иерархические системы координированного управления нормальным и аварийнымрежимом работы энергосистемы, учитывающими в режиме реального времениизменения параметров элементов ААС.

Пилотные проекты активно-адаптивной сети ЕНЭСПилотные проекты активно-адаптивной сети ЕНЭС

88

НАИМЕНОВАНИЕ ПРОЕКТА МЕСТО ВНЕДРЕНИЯ ОЖИДАЕМЫЙ ЭФФЕКТ

1Устройство регулирования реактивноймощности СТАТКОМ, 50 Мвар

Выборгскийвыпрямительно-инверторный комплекс400/330 кВ

Увеличение пропускнойспособности, снижение потерь,быстродействующеерегулирование Q.8-10 объектов ЕНЭС

2

Забайкальский преобразовательныйкомплекс несинхронной связи ОЭС Сибирии ОЭС Востока (вставка) на базе устройствСТАТКОМ, 220 МВт (ВПТН -200)

ПС 220 кВ Могоча

Нормирование уровня U,повышение устойчивостипараллельной работы, надежноеэлектроснабжении потребителейСТАТКОМ, 220 МВт (ВПТН -200) электроснабжении потребителей

3Амурский преобразовательный комплекснесинхронной связи ОЭС Сибири и ОЭСВостока. Вставка постоянного тока.

ПС 220 кВ ХаниНормирование уровня U,повышение устойчивостипараллельной работы, надежноеэлектроснабжении потребителей

4Управляемое устройство продольнойкомпенсации (УПК)

ВЛ 500 кВ Саяно-ШушенскаяГЭС - Новокузнецкая

Увеличение пропускнойспособности.Более 5-6 объектов ЕНЭС

5Фазоповоротное устройство (ФПУ) длясвязи ОЭС Урала и ОЭС Сибири

ВЛ 220 кВ Советско-Соснинская-Володино

Увеличение пропускнойспособности, повышениеустойчивости, снижение ТКЗДо 10 объектов ЕНЭС

6Асинхронизированные компенсаторыреактивной мощности АСК 2×100Мвар

ПС 500 кВ Бескудниково

Снижение потерь, нормированиеуровня U, регулирование перетокамощности, повышениеустойчивостиБолее 5-7 объектов ЕНЭС

Анализ влияния элементов ААС на режим работы ЭЭС Анализ влияния элементов ААС на режим работы ЭЭС

РАССМАТРИВАЕМЫЕ ЭЛЕМЕНТЫ ААС - устройства поперечной (статический поперечный

99

Схема моделирования с блоком SVC (ССКРМ)

РАССМАТРИВАЕМЫЕ ЭЛЕМЕНТЫ ААС - устройства поперечной (статический поперечныйкомпенсатор SVC, статический синхронный компенсатор STATCOM) и комбинированнойкомпенсации (унифицированный регулятор потокораспределения мощности UPFC) .

ВИДЫ ВОЗМУЩЕНИЙ – однофазное КЗ, двухфазное КЗ, трехфазное КЗ.

ПРОВЕДЕННЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ПОКАЗАЛИ:

■ Действующее значение тока на поврежденном участке линии в фазе А увеличивается на10-15%, а на прилегающих участках уменьшается. В фазах В и С ток увеличивается на 5 %;

■ На поврежденном участке ток прямой последовательности уменьшается на 10-15%, аобратной и нулевой последовательности увеличивается;

■ На прилегающих к КЗ участках сопротивление в фазе А увеличивается на 80-90%;

■ Меняется характер переходных процессов.

Концепция РЗА в условиях функционирования ЕНЭС с ААСКонцепция РЗА в условиях функционирования ЕНЭС с ААС

«Концепция развития и применения систем релейной защиты и автоматики дляинтеллектуальной электроэнергетической системы с активно-адаптивной сетью» (далее –

Концепция) рассматривает вопросы совершенствования, развития и применения систем РЗА в

условиях функционирования в ЕНЭС с ААС:

■ Совершенствование РЗА, связанное с развитием информационных технологий (обеспечениеустройств высокоскоростными интерфейсами связи, поддержка современныхкоммуникационных протоколов, поддержка функций обеспечения информационной

1010

коммуникационных протоколов, поддержка функций обеспечения информационнойбезопасности и др.)

■ Совершенствование алгоритмов функционирования РЗА для учета работы управляемыхтехнических средств ААС (увеличение объема анализируемых сигналов, совершенствованиеспособов их обработки и др.)

■ Создание систем координации функционирования устройств РЗА, обеспечивающихадаптацию настройки параметров функционирования РЗА к текущим изменениямпараметров энергосистемы в режиме реального времени

Основные положения Концепции Основные положения Концепции

1. Преемственность основных принципов построение отечественной системы РЗА.

2. Сохранение децентрализованного принципа построения системы РЗА.

3. Развитие и модернизация комплексов РЗА на базе внедрения цифровых технологий (ИЭУ РЗА,высокоскоростные цифровые каналы связи, оптические измерительные ТТ и ТН и т.д.).

4. Развитие информационных комплексов системы РЗА:

� создание адаптивных алгоритмов функционирование устройств РЗ;

� разработка централизованных защит объектов электроэнергетики;

� координированное управление настройками устройств РЗ в режиме реального времени по схемно-режимным условиям работы энергосистемы.

1111

режимным условиям работы энергосистемы.

5. Разработка современного ПО, в том числе обеспечивающего автоматическую проверку в режимереального времени чувствительности и селективности функционирования устройств РЗ приизменяющихся схемно-режимных условиях работы энергосистемы:

� автоматическая актуализация параметров ЛЭП и оборудования при регулировании элементов ААС;

� расчет и выбор параметров настройки устройств РЗ;

� удаленное параметрирование устройств РЗ и управление отдельными функциями устройств РЗ из ДЦили ЦУС .

6. Учет мировых тенденций развития систем РЗА, ориентация на передовые технические решения иидеологию.

7. Перечень первоочередных НИОКР, необходимых для решения задач развития РЗА при внедрении вЕНЭС элементов ААС.

1212

Основные направления развития систем РЗА ЕЭС РоссииОсновные направления развития систем РЗА ЕЭС России

ЗАДАЧА: ОБЕСПЕЧЕНИЕ ЕДИНОЙ ТЕХНИЧЕСКОЙ ПОЛИТИКИ В ЕЭС РОССИИ В ОБЛАСТИ РЗА

■ Разработка концептуальных вопросов развития систем РЗА, учитывающих перспективы внедрения в ЕЭСРоссии современного силового оборудования и элементов ААС;

■ Развитие систем релейной защиты, противоаварийной и режимной автоматики в соответствии сразработанными концепциями их развития;

■ Повышение технического совершенства комплексов РЗА путем разработки и внедрения интеллектуальныхэлектронных устройств (ИЭУ), базирующихся на достижениях современной цифровой техники икоммуникаций:

- разработка и внедрение устройств РЗА элементов ААС;

- применение технологии векторных измерений для задач РЗА (WAMS, WAPS и WACS);

- разработка адаптивных алгоритмов функционирования РЗА;

- повышение точности моделирования процессов в защищаемом объекте управления;

- использование современной архитектуры построения систем РЗА;

- использование информационной теории РЗА для создания систем и устройств нового поколения.

■ Решение задачи обеспечения кибербезопасности систем РЗА;

■ Повышение уровня эксплуатации устройств и комплексов РЗА;

■ Дальнейшее развитие процедур аттестации и сертификации устройств РЗА;

■ Дальнейшее развитие системы мониторинга и анализа функционирования устройств и комплексов РЗА;

■ Разработка нормативно-технической базы развития систем РЗА;

■ Развитие программных комплексов расчетов и выбора параметров настройки устройств РЗА.

Классификация релейной защиты и автоматикиКлассификация релейной защиты и автоматики

1313

1414

Развитие противоаварийного управления в ЕЭС РоссииРазвитие противоаварийного управления в ЕЭС России

ЦЕЛИ:� Выявление, предотвращение развития и ликвидация аварийного режима

энергосистемы;� Повышение эффективности ПА путем внедрения адаптивных алгоритмов управления и

обеспечения минимизации управляющих воздействий;� Повышение пропускной способности системообразующей сети ЕЭС России.

ТЕКУЩЕЕ СОСТОЯНИЕ ТЕХНИЧЕСКИХ КОМПЛЕКСОВ ПА В ЕЭС РОССИИ:

� В ЕЭС России создана и эффективно функционирует эшелонированная система ПА, � В ЕЭС России создана и эффективно функционирует эшелонированная система ПА, обеспечивающая:

• Действие ПА на всех этапах развития аварийного процесса;• Взаиморезервирование отдельных подсистем ПА;• Координацию действия ПА с функционированием РА;• Повышение надежности работы энергосистемы и минимизацию ущерба при

возникновении аварийных ситуаций.� Необходима модернизация существующих комплексов ПА с внедрением современных

микропроцессорных устройств ПА;� Современные цифровые средства обработки и доставки информации требуют

совершенствования технологических алгоритмов противоаварийного управления;� Необходима типизация проектных решений по ПА, требований к алгоритмам и

устройствам ПА

Разработка и внедрение комплексов ЦСПАРазработка и внедрение комплексов ЦСПА

ЦСПА II – второе поколение ЦСПАЦСПА III – третье поколение ЦСПА

ЦСПА II

ОЭС Сибириввод – 2012 г.

ЦСПА II

ОЭС Уралаввод – 2005 г.

ЦСПА II

ОЭС Средней

Волгиввод – 2010 г.

ЦСПА II

ОЭС Югаввод – 2010 г.

Создание ЦСПА III

ОЭС Северо-Западаввод – 2016 г.

Опытная эксплуатация ЦСПА III

ОЭС Востокапром. эксплуатация – 2014 г.

ЦСПА II

Тюменской

энергосистемыввод – 2007 г.

1515

Перспективы развития ЦСПА� Развитие технологических алгоритмов ЦСПА в части:

• снижение времени расчетного цикла;• оптимизации выбираемых управляющих воздействий по условиям динамической устойчивости;

• автоматического формирования расчетного вектора изменения режима для заданного пускового органа.

� Разработка пусковых органов ПА на базе устройств векторного измерения параметровэлектрического режима.

� Доработка и ввод ЦСПА третьего поколения ОЭС Востока в промышленную эксплуатацию(2014 г.).

� Создание ЦСПА третьего поколения ОЭС Северо-Запада (2016 г.).

� Перевод ЦСПА второго поколения ОЭС Урала, Средней Волги, Юга на платформу ЦСПАтретьего поколения (2016 г.).

� Разработка координирующей системы противоаварийной автоматики (КСПА) – до 2020 г.

ввод – 2010 г.

Развитие локальной ПА в региональных энергосистемахРазвитие локальной ПА в региональных энергосистемах

– 28 ТЭО выполнено

– 6 ТЭО на этапе разработки (2013 – 2014 г.)

Перспективы развития устройств локальной ПА:

� Разработка алгоритмов функционирования и основных технических решений по

1616

Разработка ТЭО реконструкциилокальной ПА ЕЭС:

� Разработка алгоритмов функционирования и основных технических решений посозданию новых устройств ПА:

• делительной автоматики по напряжению для обеспечения живучестиэлектростанций при недопустимом снижении напряжения в энергосистеме;• автоматики разгрузки электропередачи по мощности с использованием данныхвекторных измерений;

� Расширение номенклатуры отечественных устройств локальной ПА намикропроцессорной базе.

� Типизация алгоритмов локальной ПА, проектных решений и сертификация устройств ПА.

� Реконструкция комплексов локальной ПА (ТЭО) и проекты вводов энергообъектовразными собственниками.

� Разработка ТЭО реконструкции локальной ПА в отдельных энергосистемах: Саратовская(2013 г.), Удмуртская (2013 г.), Свердловская (2013 г.), Курская (2013 г.), Свердловская (2013 г.),Балтийская (2014г.).

Развитие систем АРЧМ в ЕЭС РоссииРазвитие систем АРЧМ в ЕЭС России

ЦЕЛИ:� Повышение качества регулирования частоты и перетоков активной мощности в ЕЭС России и, какследствие, возможность увеличения передаваемой мощности по межсистемным сечениям присохранении надежности параллельной работы энергосистем.

ТЕКУЩЕЕ СОСТОЯНИЕ:

� Создана единая техническая платформа для развития системы АРЧМ и функционирования Рынкасистемных услуг (РСУ).� Управляющие комплексы ЦС/ЦКС АРЧМ функционируют на одинаковой с ОИК программно-аппаратной базе, обеспечена возможность их связи с устройствами АРЧМ энергообъектов поцифровым каналам с использованием стандартных протоколов, обеспечена возможностьзначительного увеличения объектов управления.

1717

значительного увеличения объектов управления.� Организовано иерархическое взаимодействие ЦКС АРЧМ ЕЭС с ЦС АРЧМ ОЭС Урала, ЦС АРЧМОЭСЮга и ЦС АРЧМ центральной части ОЭС Северо-Запада.� Для участия в НПРЧ и АВРЧМ на 16-ти ТЭС сертифицировано 65 энергоблоков суммарнойустановленной мощностью 20928 МВт.� С 2011 года функционирует РСУ по АВРЧМ с привлечением энергоблоков ТЭС.� Выполняются мероприятия по модернизации устройств АРЧМ на энергообъектах, подключениюновых ГЭС и энергоблоков ТЭС к управлению ЦС/ЦКС АРЧМ.� К 2013 году:

• Обеспечена готовность к управлению от ЦС/ЦКС АРЧМ 22-х ГЭС мощностью более 100 МВт;• В рамках функционирования РСУ для участия в НПРЧ отобраны 54 энергоблока (на 15-ти ТЭС)суммарной установленной мощностью 19183 МВт с размещаемым на них первичным резервом±±±±959 МВт.• Для участия в АВРЧМ отобраны 26 энергоблоков (на 6-ти ТЭС) суммарной установленноймощностью 8143 МВт с размещаемым на них вторичным резервом ±±±±407 МВт. Подключениеэнергоблоков к управлению от ЦКС АРЧМ ЕЭС позволило вывести из под АВРЧМ ЖигулевскуюГЭС на период паводка.

Развитие систем АРЧМ в ЕЭС РоссииРазвитие систем АРЧМ в ЕЭС России

Перспективы развития систем АРЧМ:� Увеличение количества регулирующих объектов (ГЭС, энергоблоков ТЭС, ПГУ) дляобеспечения достаточных регулировочных возможностей АВРЧМ.� Разработка алгоритмов автоматического управления генерацией (AGC) для повышениякачества регулирования частоты и перетоков мощности в рамках рынка системных услуг.� Проведение работ по исследованию возможности привлечения элементов силовойэлектроники (ВПТ, ППТ), устройств активно-адаптивной сети для управленияэлектроэнергетическими режимами ЕЭС.� Проведение работ по развитию систем АРЧМ в условиях широкого применениявозобновляемых источников электроэнергии.

1818

возобновляемых источников электроэнергии.� Развитие алгоритмов управления и технических комплексов систем АРЧМ длянаиболее оптимального управления электростанциями, с учетом их маневренности,месторасположения и наличия резервов регулирования, включая:

• Разработку алгоритмов учета суточной выработки ГЭС при их управлении отЦС/ЦКС АРЧМ с их интеграцией в алгоритмы УПО АРЧМ;

• Автоматизацию процесса формирования в ЦС/ЦКС АРЧМ новых АОП дляоперативной организации функции ограничений перетоков активной мощности посечениям, не входящим в состав заранее сформированных АОП;

• Автоматизацию процесса формирования КДУ регулирующих объектов ЦС/ЦКСАРЧМ с использованием результатов программ оценки состояния,функционирующих на базе ОИК (SCADA), с целью достижения максимальнойэффективности функций регулирования и ограничения перетоков мощности посечениям.

Перспективная схема развития систем АРЧМПерспективная схема развития систем АРЧМ

1919

Современный уровень развития технологии векторных измерений

для задач управления ЕЭС России2020

Развитие аппаратных средств:

- в настоящее время разработано 5 отечественных регистраторов (МИП-02 (ЗАО «РТСофт»), РП 4.11

(ООО «ПАРМА»), УСВИ ЗАО «ИТЦ Континуум», РЭС-3 (ООО «Прософт-Системы»), ЭНИП-3 (ЗАО

«Инженерный центр «Энергосервис»);

- проведение испытаний регистраторов СМПР на электродинамической модели ЕЭС России в ОАО «НТЦ

ЕЭС» (5 раз) на цифровом симуляторе RTDS (в 2013 году);

- создание и внедрение концентраторов векторных данных (PDC) в диспетчерских центрах и

энергообъектах.

Развитие иерархической системы сбора синхронизированных векторных измерений:Развитие иерархической системы сбора синхронизированных векторных измерений:

- создание и внедрение Автоматической системы сбора информации с регистраторов СМПР (АС СИ

СМПР) в режиме on-line, off-line

Разработка ПО применения технологии векторных измерений для задач оперативно-диспетчерского и автоматического управления:

- система мониторинга запасов устойчивости в северных районах Тюменской области;

- система мониторинга системных регуляторов для обеспечения контроля функционирования систем

. возбуждения и автоматических регуляторов возбуждения генераторов электростанций;

- ПО мониторинга низкочастотных колебаний с идентификацией источника колебаний;

- ПО оценивание состояния;

- ПО визуализации динамики изменения режимных параметров в масштабах ЕЭС России;

- ПО мониторинга относительного движения синхронных групп генераторов;

- верификация расчетных динамических моделей ОЭС.

33

Развитие СМПР ЕЭС/ОЭС

2013 год - ПТК СМПР развернуты на 44 объектах электроэнергетики (207 PMU)(ФСК, РЭА, РусГидро, ИнтерРАО, ОГК, ТГК и т.д. )

- on-line, off-line- on-line, off-line

- off-line- off-line

- PMU, 2013/14 гг- PMU, 2013/14 гг

Перспективы развития СМПР ЕЭС:2015 год – до 60 энергообъектов (более 350 PMU),

2020 год - до 200 энергообъектов (более 1000 PMU)ОЭС Северо-Запада – 20 объектов; ОЭС Центра – 20 объектов; ОЭС Средней Волги - 10 объектов; ОЭС Юга – 30 объектов; ОЭС

Урала – 60 объектов; ОЭС Сибири – 40 объектов; ОЭС Востока – 10 объектов.

2222

Применение WAMS -технологий для развития

систем управления ЕЭС

20 .. 100 мсек ≤ 1 сек < 5 сек.

локальные устройства ПА

WAPS WAСS WAMS

локальные устройства РА

циклическое оценивание состояния для расчетных задач САУ и АСДУ

Система мониторинга запасов устойчивости (СМЗУ)

автоматика управления по углу

Советчик технолога:- ПО мониторинг н/ч колебаний;- Система мониторинга системных - Система мониторинга системных регуляторов (СМСР);- ПО мониторинга разделения ЭС на части;- ПО мониторинга относительного движения групп генераторов;- ПО объемного представления динамики изменения параметров режима.

2323

Структурная схема системы сбора информации СМПР ЕЭС/ОЭССтруктурная схема системы сбора информации СМПР ЕЭС/ОЭС

2424

Система мониторинга системных регуляторов (СМСР)

Основная функция СМСР - своевременное выявление

источника незатухающих н/ч синхронных колебаний в

нормальных и аварийных режимах работы

энергосистемы: корректировка настроек АРВ,

устранение неполадок в системе возбуждения

синхронных генераторов и т.д. Макет системы

мониторинга создан на базе цифро-аналого-физического

комплекса ОАО «НТЦ ЕЭС» .

Цель - повышение устойчивости параллельной работы

генерирующего оборудования в энергосистеме.

Контроль корректности функционирования АРВ и СВ и

выполнения следующих функций:

- корректная работа функции релейной форсировки

возбуждения при аварийных возмущениях в ЭС;

- демпфирование колебаний роторов СГ в нормальных,

ремонтных и послеаварийных режимах ЭС, исключающее

самораскачивание или возникновение незатухающих

колебаний в ЭС;

- обеспечение устойчивой работы генераторов в режиме

недовозбуждения при работе ограничителя минимального

возбуждения и перевозбуждения при работе ограничителя

максимального (двукратного) тока ротора.

25

Перспективы развития технологий мониторинга и управления на базе синхронизированных векторных измерений

Перспективы развития технологий мониторинга и управления на базе синхронизированных векторных измерений

Развитие технических средств

- разработка PMU для задач противоаварийного и режимного управления (WACS, WAPS);

- проверка характеристик PMU на соответствие требованиям Стандарта С37.118 (испытания

регистраторов на цифровом симуляторе RTDS).

Развитие систем мониторинга и управления

- реализация пилотного проекта внедрения регистратора нового поколения (РЭС-3, ООО

«Прософт-системы») и модернизированной системы обработки и передачи данных (PDC) на

Рефтинской ГРЭС (2013 г.);

- разработка пилотного проекта по реализации автоматики разгрузки электропередачи

Рефтинская ГРЭС – Сургутские ГРЭС по относительному углу при аварийных набросах

мощности;

- разработка проекта системы мониторинга системных регуляторов на Краснодарской ТЭЦ в

части автоматических регуляторов возбуждения;

- разработка системных проектов создания СМПР в ОЭС Северо-

Запада, Центра, Юга, Средней Волги и Востока;

- разработка проектов внедрения СМПР на объектах электроэнергетики.

26

Разработка и совершенствование технологических алгоритмов

- разработка ПО мониторинга низкочастотных колебаний;

- разработка ПО мониторинга относительного движения групп синхронных генераторов;

- разработка ПО разделения энергосистемы на несинхронно работающие части;

- разработка методики и алгоритмов идентификации аварийных ситуаций в энергосистеме в

целях предотвращения и развития каскадных аварий;

- проведение НИОКР по применению технологии векторных измерений параметров

Перспективы развития технологий на базе синхронизированных векторных измерений

Перспективы развития технологий на базе синхронизированных векторных измерений

- проведение НИОКР по применению технологии векторных измерений параметров

электроэнергетического режима для задач управления ЕЭС России в условиях внедрения

элементов активно-адаптивных сетей.

Разработка НТД по развитию СМПР в ЕЭС России

- разработка Стандарта ОАО «СО ЕЭС» «Требования к системе синхронизированных векторных

измерений параметров электроэнергетического режима ЕЭС России»;

- разработка НТД по вопросам сертификации регистраторов СМПР с целью их применения в

системах противоаварийной и режимной автоматики.

ПО 3D-визуализации изменения параметров электроэнергетическогорежима

ПО 3D-визуализации изменения параметров электроэнергетическогорежима

27

0c 1c 2c

3c 4c 7c

ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

- глобальный мониторинг уровня частоты в ЕЭС России;

- идентификация технологического возмущения и выявление места возмущения;

- мониторинг разделения энергосистемы на части;

- мониторинг локальных и межзональных колебаний и процесса их демпфирования;

- мониторинг максимально-допустимых перетоков по контролируемым сечениям.

28

Синхронные качания энергоблоков на Сургутской ГРЭС-2(5 июня 2011 года)

Синхронные качания энергоблоков на Сургутской ГРЭС-2(5 июня 2011 года)

Разработка стандартов в части РЗАРазработка стандартов в части РЗА

• «Технические правила организации в ЕЭС России автоматического ограничения снижения частоты при

аварийном дефиците активной мощности (автоматическая частотная разгрузка)»

• «Автоматическое противоаварийное управление режимами энергосистем. Противоаварийная автоматика

энергосистем. Условия организации процесса. Условия создания объекта. Нормы и требования»

• «Нормы участия парогазовых установок в нормированном первичном регулировании частоты и автоматическом

вторичном регулировании частоты и перетоков активной мощности».

• «Требования к системам возбуждения и автоматическим регуляторам возбуждения сильного действия

синхронных генераторов»

• «Регулирование частоты и перетоков активной мощности в ЕЭС России. Нормы и требования»

• «Релейная защита и автоматика. Взаимодействие субъектов электроэнергетики, потребителей электрической

энергии при создании (модернизации) и организации эксплуатации»

• «Технический учет и оценка работы релейной защиты и автоматики. Условия организации процесса. Нормы и

требования» (2013 г.)

• «Нормы участия энергоблоков АЭС в нормированном первичном регулировании частоты». (2013 г.)

2929

Стандарты Стандарты ОАО ОАО «СО ЕЭС»«СО ЕЭС»

2010 2010 -- 2014 2014 гг.гг.• «Нормы участия энергоблоков АЭС в нормированном первичном регулировании частоты». (2013 г.)

• «Нормы участия гидроагрегатов ГЭС в нормированном первичном регулировании частоты и в автоматическомвторичном регулировании частоты и перетоков мощности». (2013 г.)

• «Требования к регистрации аварийных событий и процессов» (2014 г.)

• «Требования устройствам автоматической ликвидации асинхронного режима. Нормы и требования» (2014 г.)

• Утвержден «Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии (РОССТАНДАРТ)» вкачестве национального стандарта 15.10.2012 г.:

� «Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Оперативно-диспетчерское управление. Автоматическое противоаварийное управление режимами энергосистем.Противоаварийная автоматика энергосистем. Нормы и требования»

• Принято положительно решение «Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии(РОССТАНДАРТ)» по выпуску в качестве национальных стандартов:

� «Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Оперативно-диспетчерское управление. Релейная защита и автоматика. Взаимодействие субъектов электроэнергетикии потребителей электрической энергии при создании (модернизации) и эксплуатации»

� «Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Оперативно-диспетчерское управление. Регулирование частоты и перетоков активной мощности в ЕЭС России итехнологически изолированных территориальных электроэнергетических системах России. Нормы итребования»

Национальные Национальные стандартыстандарты

2010 2010 -- 2014 2014 гг.гг.

Сертификация и аттестация устройств РЗАСертификация и аттестация устройств РЗА

■ ОАО «СО ЕЭС»создана и функционирует Система добровольной

сертификации объектов электроэнергетики ЕЭС России (СДС

«СО ЕЭС»), приказ ОАО «СО ЕЭС» от 07.09.2005 № 178.

Система зарегистрирована Федеральным агентством по

техническому регулированию и метрологии в едином реестре

СДС 16.12.2005 за рег. № РОСС RU.3279.04ЕЭ00

Перерегистрирована в 2013 году для возможностисертификации устройств РЗА.

■ ОАО «ФСК ЕЭС»

3030

■ ОАО «ФСК ЕЭС»действует корпоративная система аттестации устройств РЗА (в

том числе устройств ПА) в соответствии с «Методикой

поведения аттестации оборудования, технологий, материалов

в ОАО «ФСК ЕЭС», и «Порядком проведения аттестации

оборудования, технологий и материалов в ОАО «ФСК ЕЭС»,

введённых Распоряжением ОАО «ФСК ЕЭС» от 12.10.2009 №

417р

Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установленыФедеральным законом от 27 декабря 2002 г. № 184-ФЗ «О техническомрегулировании», объекты стандартизации и общие положения приразработке и применении стандартов организаций Российской Федерации.

Система добровольной сертификации ОАО «СО ЕЭС»Система добровольной сертификации ОАО «СО ЕЭС»

3131

Органы добровольной сертификации

СДС ОАО «СО ЕЭС»Объект сертификации Стандарты ОАО «СО ЕЭС»

• ОАО «Фирма ОРГРЭС»

• ОАО «ВТИ»

• ООО «Энерготест»• ОАО «Электроцентроналадка»

• ОАО «Инженерный центр энергетики Урала»

Энергоблоки ПГУ на участие в НПРЧ и АВРЧМ

• «Нормы участия парогазовых установок внормированном первичном регулированиичастоты и автоматическом вторичномрегулировании частоты и перетоковактивной мощности»

• «Нормы участия энергоблоков ТЭС внормированном первичном регулированиичастоты и в автоматическом вторичном

энергетики Урала»

• ОАО «Южный инженерный центр энергетики».

частоты и в автоматическом вторичномрегулировании частоты и перетоковмощности»

Энергоблоки ТЭС на участие в НПРЧ и АВРЧМ

• ОАО «НТЦ ЕЭС»Автоматическое регулирование возбуждения синхронных генераторов

• «Требования к системам возбуждения иавтоматическим регуляторам возбуждениясильного действия синхронныхгенераторов».

Перспективы развития• Включение в СДС энергоблоков ГЭС на участие в НРПЧ и АВРЧМ;

• Включение в СДС энергоблоков АЭС на участке НРПЧ;

• Включение в СДС устройств локальной противоаварийной автоматики и средств мониторинга переходного режима (СМПР) с разработкой нормативно-технической документации, методик проведения сертификационных испытаний, аккредитацией органов по добровольной сертификации.

3232

ВыводыВыводы

Перспективы развития электроэнергетического комплекса

страны, учитывающие мировые тенденции и ориентированные на

внедрение инновационных технологий в электроэнергетике, требуют

от специалистов, работающих в области РЗА, принятия мер по

поддержанию высокого уровня эксплуатации существующих

комплексов РЗА, разработке идеологии и реализации современных

технических комплексов систем автоматического управления

электроэнергетическими системами, обеспечивающих решение

задач, поставленных «Энергетической стратегией России на период

до 2030 года».

Спасибо за вниманиеСпасибо за внимание

Жуков Андрей Васильевич

Контактная информация: zhukov@so-ups.ru, (495) 627-83-06