1 ВЗАИМОДЕЙСТВИЕ СЛУЖБ РЗА Начальник службы РЗА ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» А.Н. Владимиров Екатеринбург 28 февраля 2013 г. XV научно-техническая конференция «Обмен опытом проектирования, наладки и эксплуатации устройств РЗА и ПА в энергосистемах Урала»

2 Рассматриваемые вопросы 1.Изменения в структуре электроэнергетики и новое в структуре взаимоотношений служб РЗА 2.Стандарт взаимоотношений служб РЗА ЕЭС России 3.Новое в структуре нормативно–технической документации (регламент, стандарт) 4.Соглашение о взаимодействии при создании систем противоаварийной автоматики 5.Регламент взаимоотношений при новом строительстве и реконструкции 6.Общие технические требования 7.Работа устройств РЗА в 2006 году

3 Проекция реформы в электроэнергетике на взаимодействие служб РЗА

4 Изменение структуры электроэнергетики Разделение бизнес–процессов в электроэнергетике на: –Производство электроэнергии: ОГК, ТГК, ГидроОГК, концерн «Росэнергоатом» –Транспорт электроэнергии: ФСК ЕЭС, МРСК, РСК, –Диспетчеризация: СО–ЦДУ ЕЭС, ОДУ, РДУ, ЦУС Вместо 69 АО–энерго на конец 3–го квартала 2006 года создано 258 новых компаний Результат: –Изменение форм и способов управления энергетикой; –Усложнение хозяйственных взаимоотношений при новом строительстве и реконструкции между субъектами электроэнергетики; –Появление новых служб (подразделений) РЗА; –Усложнение взаимоотношений служб РЗА.

5 Хроника изменений в структуре электроэнергетики Построение системы оперативно–диспетчерского управления: –Образован Системный оператор и его филиальная сеть – ОДУ. –Выделение РДУ из состава АО–энерго. Образование ФСК–ЕЭС: –Создание филиальной сети – МЭС Реформирование АО–энерго: –Создание генерирующих компаний на территории АО–энерго –Создание сетевых компаний на территории АО–энерго Формирование ЕНЭС (220 кВ и выше) Выделение активов сетевых компаний и передача их в РСК (110 кВ) и МРСК (220 кВ) Выделение активов генерирующих компаний и передача их в ТГК и ОГК Разделение процессов эксплуатации и ремонта в ФСК: –Закрепление за ПМЭС эксплуатирующих функций –Создание специализированной структуры по обслуживанию и ремонту Создание центров управления сетями 110 и 220 кВ, 330–750 кВ

6 Cхема взаимодействия служб РЗА при централизованном управлении

7 Cхема взаимодействия служб РЗА в современных условиях

8 Необходимость регламентирования взаимоотношений служб РЗА Отсутствие признаваемого всеми субъектами электроэнергетики регламента взаимодействия при организации эксплуатации систем релейной защиты и автоматики (РЗА и ПА); Большое количество организаций Холдинга РАО «ЕЭС России», занимающихся вопросами организации эксплуатации систем РЗА и ПА; Технологические особенности систем РЗА и ПА, при эксплуатации энергосистем; Различные технические требования к устройствам РЗА у различных собственников; Положительный опыт использования «Типового положения о службах релейной защиты и электроавтоматики (РАО «ЕЭС России», РД )»

9 Структура вертикали ЕЭС и соответствующая ей структура РЗА Существующая структура энергосистемы России может быть представлена в виде аналогичной структуры систем релейной защиты и автоматики

10 Основные условия обеспечения безотказной работы систем и устройств РЗА Реформирование электроэнергетики привело к необходимости ввода дополнительных новых терминов, регламентирующих круг функциональных обязанностей и решаемых задач в части РЗА Были предложены два новых термина: –Выполнение функций по централизованному управлению системами РЗА; –Выполнение функций по не централизованному управлению системами РЗА и по эксплуатации технических средств РЗА

11 Централизованное управление системами РЗА Осуществляется через функции: –влияющие на надежность региональной энергосистемы, ОЭС и ЕЭС России –и, которые должны выполняться с учетом реальной, текущей схемы и режима работы РЭС, ОЭС, ЕЭС России. При выполнении этих функций требуется: – координация действий служб РЗА, которая, как правило, осуществляется «СО-ЦДУ ЕЭС» и его филиалами (ОДУ и РДУ).

12 Не централизованное управление системами РЗА и эксплуатацией технических средств РЗА Осуществляется через функции: –Которые также влияют на надежность региональной энергосистемы, ОЭС, ЕЭС России, –но не требуют координации действий со стороны «СО-ЦДУ ЕЭС» и его филиалов. К этим функциям, в первую очередь, относятся работы по техническому обслуживанию устройств РЗА непосредственно на электростанциях и подстанциях.

13 Функции по централизованному управлению системами РЗА: разработка или согласование технических требований к РЗА; разработка схем замещения (моделей) РЭС, ОЭС и ЕЭС России для расчета токов и напряжений при КЗ и других аварийных режимах; согласование ТЗ на проектирование РЗА и самих проектов по ним; выполнение расчетов уставок и характеристик для настройки устройств РЗА; координация вывода устройств РЗА из работы для технического обслуживания (согласование планов-графиков технического обслуживания устройств РЗА, рассмотрение оперативных заявок и разрешение работ в части устройств РЗА и т.п.); разработка методических указаний по составлению инструкций для оперативного персонала по обслуживанию систем и устройств РЗА, разработка самих инструкций; согласование программ испытаний электрооборудования и устройств РЗА при новом включении и специальных испытаниях, а также типовых программ по вводу в работу и выводу из работы линий электропередачи и электрооборудования; согласование пусковых схем при вводе в работу нового электрооборудования и линий электропередачи с необходимым объемом РЗА; контроль соответствия настройки устройств РЗА схемам первичных соединений и режимам работы линий электропередачи и электрооборудования; анализ функционирования систем РЗА в энергосистеме, ОЭС, ЕЭС России и разработка противоаварийных мероприятий по повышению надежности их работы.

14 Функций по не централизованному управлению системами РЗА и по эксплуатации технических средств РЗА: организация эксплуатации технических средств РЗА на электростанциях и подстанциях; анализ работы устройств РЗА непосредственно на электростанции, подстанции, обмен опытом работы с другими аналогичными предприятиями; техническое перевооружение систем РЗА; выполнение противоаварийных мероприятий по усовершенствованию РЗА, рекомендованных Системным оператором и его филиалами; разработка местных инструкций по оперативному обслуживанию устройств РЗА. и т.п.

15 Структура вертикали РЗА и соответствующая ей структура централизованного управления По аналогии существующей структурой систем релейной защиты и автоматики может быть построена структура вертикали служб РЗА Системного оператора

16 Структурная схема вертикали взаимодействия служб РЗА

17 Стандарт взаимоотношений служб РЗА –По заданию Технического директора РАО «ЕЭС России» специалистами ОАО «СО–ЦДУ ЕЭС» был разработан проект Стандарта ОАО РАО «ЕЭС России» «Релейная защита и автоматика, противоаварийная автоматика. Организация взаимодействия служб релейной защиты и автоматики в ЕЭС России» –Стандарт утвержден года Центральной комиссией по техническому регулированию ОАО РАО «ЕЭС России». В настоящее время идет его окончательное оформление.

18 Стандарт направлен на обеспечение –Безопасного функционирования электроэнергетики; –Научно-технического прогресса в совершенствовании систем и устройств релейной защиты и автоматики ЕЭС России, а также технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем; –Рационального использования ресурсов; –Технической и информационной совместимости в системах и устройствах релейной защиты и автоматики.

19 Область применения стандарта Стандарт регламентирует принципы организации взаимоотношений между службами (подразделениями) РЗА при выполнении ими: –функций по централизованному управлению системами и устройствами РЗА в иерархической структуре управления; –при выполнении ими функций по нецентрализованному управлению системами и устройствами РЗА в хозяйственной структуре управления и эксплуатации устройств РЗА, установленных на электростанциях и подстанциях субъектов электроэнергетики ЕЭС России, а также субъектов технологически изолированных региональных энергетических систем. Стандарт регламентирует разделение обязанностей между службами (подразделениями) РЗА при выполнении ими функций, отражающих системный характер РЗА. Стандарт регламентирует характер и объем информации, которой обмениваются службы РЗА для полноценного выполнения ими функций по обеспечению надежной работы систем и устройств РЗА. Стандарт определяет принципы организации взаимоотношений между службами (подразделениями) РЗА в общем виде и не учитывает некоторые особенности, которые могут иметь место в реальной ситуации. Поэтому, разрабатываемые на основе данного стандарта на местах положения о взаимоотношениях между реальными службами (подразделениями) РЗА должны учитывать эти особенности.

20 Структура нормативно–технической документации В соответствии с законом о «Техническом регулировании» НТД в электроэнергетике могут быть нескольких видов: –Уровня государства – регламент. Утверждается государством (Минпромэнерго), обязателен для всех субъектов электроэнергетики –Уровня отрасли – отраслевой стандарт. Утверждается ОАО РАО «ЕЭС России» (не действует, например, для концерна «Росэнергоатом») –Уровня организации – стандарт организации. Действует только внутри организации. –Уровня организации – требования технической политики. Действует только внутри организации

21 Проблемы с НТД Стандарты и технические требования, разработанные в одной организацией не признаются другой Отраслевые стандарты ограничены временем существования ОАО РАО «ЕЭС России» Принятие и ввод в действие регламентов – процедура сложная и длительная Нормы и правила, удовлетворяющие критериям надежности, противоречат экономическим интересам субъектов электроэнергетики Проблемы возникают и проявляются при: –Реализации проектов нового строительства и реконструкции –Согласовании технических заданий на проектирование –При необходимости выполнения работ на смежных объектах

22 Проблема взаимодействия при новом строительстве и реконструкции Возникает необходимость производства затрат на реконструкцию РЗА у собственника, у которого не производится реконструкция в первичной схеме. В рыночных условиях это вызывает большие трудности, так как любой собственник не заинтересован нести дополнительные затраты, в том числе затраты, направленные на повышение надежности энергосистемы или ее узла, не получая при этом прямую, сиюминутную выгоду для себя. Нет нормативной базы, регламентирующей взаимодействие

23 Оснащенность ЕЭС России устройствами РЗА и работа устройств РЗА

24 Распределение аппаратного исполнения устройств РЗА и ПА по сетям и оборудованию напряжением 110–750 кВ 330–750 кВ 110–220 кВ

25 Оснащенность МП устройствами РЗА. Распределение по ОЭС (220–750 кВ)

26 Динамика повреждаемости ЛЭП 330–750 кВ за 2002–2006 гг.

27 Динамика повреждаемости оборудования подстанций и электростанций за 2005–2006 гг.

28 Виновность в неправильной работе РЗА в 2000–2006 гг. Персонал РЗА, в среднем 45,6% Оперативный персонал, в среднем 8,7%

29 Распределение случаев неправильной работы ПА по ОЭС для напряжения кВ за гг.

30 Неправильная работа устройств ПА и ЛА в 2004–2006 гг. по вине персонала эксплуатации по сетям и оборудованию по напряжением кВ

31 Распределение объемов отключенной нагрузки вследствие действия устройств ПА в годах по ОЭС

32 Итоги работы противоаварийной и режимной автоматики в 2006 году –В течение 2006 года действием противоаварийной автоматики (328 срабатываний) было сформировано 55 управляющих воздействий, вызвавших отключение нагрузки (САОН) в объеме 5923 МВт. –Управляющие воздействия были сформированы в 45 случаях локальными комплексами ПА и в 10 случаях – централизованными комплексами ПА (ЦКПА) на базе вычислительной техники: –Из 10 случаев работы ЦКПА в 6 случаях они работали неправильно, что привело к ложному отключению 430 МВт нагрузки. –Локальные комплексы ПА работали правильно. –Условия для срабатывания АЧР возникали 67 раз. Было отключено 1921,4 МВт нагрузки потребителей.

33 Персонал и неправильная работа РЗА в 2000–2006 гг. Примечание: * - для выравнивания масштабов значения уменьшены в 4 раза

34 Устройства РЗА, наиболее часто срабатывавшие неправильно в 2006 году по сетям и оборудованию напряжением кВ Основной причиной неправильной работы устройств РЗА является неудовлетворительное состояние оборудования РЗА, на втором месте стоят непосредственные ошибки при работах, на третьем месте – дефекты, оставленные после работ. Наибольшее количество случаев неправильной работы среди электромеханических устройств РЗА приходится на ДФЗ разных типов –11 случаев (в 2005 году – 13). На втором месте стоят выходные цепи и цепи управления – 10 случаев (в 2005 году –11), на третьем месте – дифференциальные защиты трансформаторов и автотрансформаторов – 8 случаев. В выборке отражены устройства РЗ и А, ПА сработавшие в 2006 неправильно году более четырех раз.

35 Ссылки на документы Стандарт ОАО РАО «ЕЭС России» «Релейная защита и автоматика, противоаварийная автоматика. Организация взаимодействия служб релейной защиты и автоматики в ЕЭС России»: – Проект «Регламента взаимодействия дочерних зависимых обществ ОАО РАО «ЕЭС России» при новом строительстве, техническом перевооружении или реконструкции объектов электроэнергетики, а также при создании или модернизации систем технологического управления в ЕЭС России»: – Проект «Общих технических требований » –

36 СПАСИБО ЗА ВНИМАНИЕ