Релейная защита следующего десятилетия

На заседании ИК В5 были рассмотрены следующие темы:
• системы защиты, управления и мониторинга следующего десятилетия;
• влияние возобновляемых источников электроэнергии на системы защиты и автоматики подстанций;
• опыт применения в электроэнергетических системах (ЭЭС) стандарта МЭК 61850.

При подготовке настоящего материала особое внимание уделено нескольким докладам, представленным на сессии СИГРЭ [1—3].

Вопросы развития релейной защиты тесно связаны с направлением развития автоматизации подстанций (станций) и развитием Smart grid.

Важной темой на заседании секции В5 стало также намечающееся бурное развитие высоковольтных вставок постоянного тока (HVDC) и продолжение внедрения специальных устройств переменного тока (FACTS). Широкое внедрение силовой электроники в ЭЭС в будущем станет основной движущей силой для разработки защит, основанных на новых, нестандартных принципах. Применение силовой электроники в ЭЭС не только повысит пропускную способность и обеспечит статическую и динамическую устойчивость, но и решит вопрос интеграции распределенного производства электроэнергии в ЭЭС.

ВЗГЛЯД НА КОНЦЕПЦИЮ
РАЗВИТИЯ SMART GRID В РОССИИ

До настоящего времени отсутствует однозначная интерпретация понятия Smart grid. При этом государственные структуры многих зарубежных стран чаще всего рассматривают его как идеологию национальных программ развития электроэнергетики. Принимается положение о том, что Smart grid — это концепция инновационного преобразования электроэнергетики, предполагающего создание для его реализации необходимого базиса, ориентированного на новые технологии и оборудование.

Ведущая идеологическая, ресурсная и организационная роль в развитии Smart grid в передовых зарубежных странах принадлежит государству. Важным положением, характеризующим существующий за рубежом подход, является его ориентированность на клиента: требования других участвующих в процессе сторон достигаются за счет компромисса.

Smart grid — это концепция преобразования электроэнергетики в целом, а не отдельных её сегментов. Концепция предполагает комплексное преобразование энергосистемы, затрагивающее все основные её составляющие: генерацию, передачу и распределение электроэнергии. Представляется, что с учётом этого русский эквивалент термина Smart grid должен быть «Интеллектуальная электроэнергетическая система» («Интеллектуальная ЭЭС»).

Россия также должна обеспечить развитие технологий «Интеллектуальной ЭЭС». Изучая зарубежный опыт, мы должны приложить все усилия по созданию принципиально новых отечественных технологий и оборудования.

«Интеллектуальная ЭЭС» предполагает «умное» управление — управление генерацией, самой сетью в целом, в том числе управление аварийными режимами и потреблением. Факторы, обусловившие возникновение новой концепции:
• существенный прогнозируемый рост потребления электрической энергии;
• нарастающая степень физического износа электрооборудования;
• высокий уровень потерь при передаче и распределении электроэнергии в существующих сетях;
• переход к системе с распределённой генерацией;
• интенсивное развитие информационных технологий.

Для решения задач, связанных с реализацией «Интеллектуальной ЭЭС», и обеспечения обозначенных ключевых свойств новой электроэнергетики России следует определить проблемы, в числе важнейших из которых должна стать подготовка специалистов новой формации, владеющих знаниями в области «Интеллектуальной ЭЭС», из числа профессорско-преподавательского состава вузов и создание материальной базы кафедр для обеспечения возможности преподавания основ новой энергетики.

АВТОМАТИЗАЦИЯ ПОДСТАНЦИЙ.
ОЖИДАЕМЫЕ ШАГИ И ВИДИМЫЕ ПЕРСПЕКТИВЫ

Чтобы понять, как автоматизация подстанций (АП) будет развиваться в следующем десятилетии, нужно рассмотреть, как будет развиваться энергосистема, каковы тенденции и итоговые требования к энергетическим компаниям [3].

Другой важный фактор — технологическое развитие как распредустройств, так и системы подстанционной автоматики.

В настоящее время электроэнергия производится главным образом крупными тепловыми электростанциями, работающими на угле или мазуте, атомными и гидроэлектростанциями, расположенными в ограниченном числе централизованных районов. Ожидаемая нехватка энергоресурсов и возросшие требования к более экологической продукции («зелёный», «экологически чистый», «низкоуглеродистый», «без углерода») и к соответствующим техническим возможностям явились стартовой площадкой для глобального изменения отношения к энергетической политике [1] и обусловили рост применения небольших распределённых электростанций (ГТУ, термальные, фотоэлектрические, ветряные и т.д.). Электрическая энергия превращается в определяющий энергоресурс для пользователя. В следующем десятилетии всё больше потребителей будут время от времени реальными или виртуальными поставщиками электроэнергии (от солнечных батарей, микро-ТЭЦ, электромобилей и т.д.) и поддержат тенденцию децентрализованной генерации электроэнергии [4].

Сегодня, так же как и прежде, электроэнергия передаётся от источников к потребителям через системы передачи и распределения. При наличии множества небольших децентрализованных объектов генерации в распределительной сети электроэнергия передаётся и в обратном направлении, по крайней мере в определенные моменты времени. Поэтому не только количество выработанной электроэнергии является переменным, но также и направление её передачи. Кроме того, дерегулирование рынка электроэнергии позволяет потребителям индивидуально принимать решение о приемлемой цене и, следовательно, о непостоянной величине своего потребления в любое время [3].

ЭЭС имеет крупномасштабную структуру с перекрывающимися уровнями напряжения. Основу составляет сеть линий электропередачи, которая усилена сегодня в некоторых странах высоковольтными линиями (ВЛ) сверхвысокого напряжения (СВН) переменного тока (≥ 1000 кВ) и/или длинными ВЛ постоянного тока, именуемыми в зарубежной литературе как HVDC. Работы по строительству и вводу в эксплуатацию ВЛ 1150 кВ переменного тока и ВЛ ±750 кВ постоянного тока (Экибастуз — Центр) проводились в Советском Союзе, но не были завершены. Ограничения линий передачи и распределённая выработка электроэнергии привели к созданию концепции локальных энергосистем, стремящихся сбалансировать выработку и потребление, но имеющих возможность при необходимости импортировать или экспортировать электроэнергию. Поток электроэнергии в линиях и кабелях ограничен их сопротивлениями. Активные элементы под названием FACTS (гибкие системы передачи переменного тока) и DGFACTS (маломощные FACTS) позволяют управлять импедансом, а следовательно, и потоком электроэнергии в достаточно широком диапазоне.

Вышеупомянутые изменения в энергосистеме — большая проблема для ее работы. Наиболее важный вопрос — это обеспечение хорошего запаса устойчивости энергосистемы и предотвращение системных отключений. Для этого необходимо иметь не только намного больше информации от всех узлов энергосистемы, но также обеспечить скоординированные действия значительно большего числа центров управления энергосистемой. Все эти задачи требуют быстрой, адаптивной и селективной реакции, для того чтобы справиться с любой ситуацией посредством соответствующих автоматических воздействий. Таким образом, хотя термин «интеллектуальная сеть» был введён с акцентом на уровень «распределительные сети», подобная интеллектуальность необходима на всех уровнях и может рассматриваться как совокупное свойство энергосистемы. Важный побочный эффект заключается в том, что это приведёт к размытию границ между передачей и распределением.

ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ РАЗВИТИЯ
ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНЫХ ЭЛЕКТРОННЫХ УСТРОЙСТВ (IED)
И ФУНКЦИИ АВТОМАТИЗАЦИИ ПОДСТАНЦИЙ

Системы АП как взаимодействующие по цифровым каналам различные продукты существуют около 20 лет. В течение длительного времени протоколы были закрытыми, подключение по ним устройств защиты осуществлялось в основном для наблюдения, а инжиниринг был ручным. Сегодня системы АП все чаще используют протоколы IEC 61850, применяя соединение точка—точка для выполнения быстрой автоматизации между устройствами и обмена конфигурационными файлами между инжиниринговыми инструментариями [1].

IED имеют приемлемую мощность вычислений с производительностью процессоров на частотах порядка 1 ГГц. В будущем архитектуры чипов CPU станут многопроцессорными и многоядерными, что найдёт применение также для встроенных устройств, таких как IED. Это означает, что более высокая производительность вычислений будет в будущем доступна в устройствах IED.

Общее использование шины процесса обеспечит разделение между промышленными IED для обработки прикладных функций и электроникой датчиков и приводов на подстанции (MU, B/S-IED) как специализированными устройствами ввода-вывода. Поэтому будет проще поддерживать промышленные инновационные циклы.

Оптоволоконные кабели уже сегодня используются для коммуникации на подстанциях (шина подстанции). Есть тенденция к замене всех сигнальных проводов оптоволоконным интерфейсом. В следующем десятилетии будет всё больше таких замен, начиная главным образом с оптоволоконного интерфейса измерительных трансформаторов (U, I) и заканчивая полностью оптоволоконным интерфейсом работы распредустройства (срабатывания, команды) [3]. Существенны также и другие положения.

Сегодня параметры (уставки) защиты могут быть изменены дистанционно в ответ на изменения в энергосистеме. В будущем функции защиты будут приспосабливать себя, используя локальную и удалённую информацию.

Оценка замыканий централизованными экспертными системами будет заменена или, по крайней мере, дополнена оценкой, встроенной в IED защиты, обеспечивая краткий отчёт в режиме on-line, например, для того, чтобы позволить оператору вовремя отреагировать соответствующим образом. Использование нетрадиционных трансформаторов тока (NCIT) с высокой линейностью и без насыщения позволит применять передовые алгоритмы. Функция измерения векторов станет ценным свойством защитных IED.

В настоящее время датчики и алгоритмы ограничивают мониторинг, особенно энергосистемы и её оборудования. В будущем будет доступно больше данных мониторинга, что потребует расширения модели данных МЭК 61850 и более совершенных средств оценивания.

За исключением случаев, связанных с замыканиями, коммутационная аппаратура работает, главным образом, по действию операторов. В будущем функции автоматики для нормального и аварийного режимов будут поддерживать или частично заменять действия оператора. Эти функции автоматики представляют особый случай распределения задач между АП и управлением электрической сетью.

Инструменты инжиниринга, базирующиеся на SCL (Substation Con? guration Language — Язык конфигурирования подстанции), определённом в МЭК 61850, уже сегодня имеют все основные характеристики системной интеграции. В следующем десятилетии их усовершенствование позволит оптимизировать системы, учитывая свободное распределение функций и использование ресурсов для автоматического обеспечения требуемого функционирования системы АП.

Индивидуальное обслуживание будет де-факто согласовано путём ссылки на индексы версий и использования SCD-файла (в качестве созданной конфигурации) согласно МЭК 61850 для инструментов проверки и обслуживания.

Функции защиты, управления и мониторинга сегодня содержатся в большом числе специализированных IED. Технология позволяет интегрировать много функций в одном IED, — например, комбинация защиты и управления не только на уровне распределения, но и на уровне передачи. Тем не менее следует рассмотреть минимально возможное число IED для требований резервирования или защиты от отказов. В следующем десятилетии будут обсуждаться и приниматься другие комбинации, такие как размещение функций защиты также в IED уровня процесса, поддерживаемые МЭК 61850 (свободное распределение функций).

НОВАЯ РОЛЬ АП В ЭЭС

Сегодня задачи систем АП ограничены пределами каждой подстанции независимо от других подстанций. Каждый диспетчерский центр, управляя конкретной сетью, имеет свои собственные задачи. Поскольку МЭК 61850 поддерживает неразрывную коммуникацию в энергосистеме и растут требования по взаимодействию между АП различных подстанций и между АП и системами управления сетью, может возникнуть необходимость интеллектуального распределения задач для интеллектуальной ЭЭС. Примером такой задачи является координированное управление реактивной мощностью. Взяв в качестве основы стандарт МЭК 61850 с его семантикой высокого уровня и полагая, что он будет использоваться от уровня процесса до самого верхнего центра в иерархии управления, можно выявить преобразование сегодняшнего восходящего потока данных к потоку информации, управляемому задачами для центров управления, делающему возможными, например, оценку динамического состояния в качестве простого приложения для WAMPACS. При этом лучше происходит выявление возникших качаний мощности и обнаружение асинхронного режима в ЭЭС, а также обеспечение более экономичных режимов отдельных энергосистем.

РАЗВИТИЕ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ,
УПРАВЛЕНИЯ И МОНИТОРИНГА

Как уже отмечалось, на будущее релейной защиты, управления и мониторинга влияют такие внешние факторы, как изменения в инфраструктуре энергосистем, разработки в области децентрализованных энергоресурсов (DER), вставок постоянного тока высокого напряжения, интеграции шин процесса непосредственно в распредустройство, сверхпроводящие ограничители тока короткого замыкания. Все эти вопросы продвигаются производителями и требуют разработки дополнительных функций РЗА и мониторинга, а также новых концептуальных решений. Мировые производители сталкиваются с разнородными условиями эксплуатации, которые одновременно требуют как децентрализованных, так и централизованных решений для электрических сетей.

БУДУЩЕЕ ЗА ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНЫМИ
И МНОГОФУНКЦИОНАЛЬНЫМИ УСТРОЙСТВАМИ РЗА

Микропроцессорная технология в будущем останется определяющей технологией на уровне присоединения. Бесспорно, что дальнейшее развитие технологии обеспечит дальнейшее увеличение характеристик работы процессора (несколько сотен МГц), больший размер и более высокую плотность памяти, высокую разрешающую способность и быстрое аналогово-цифровое преобразование (например, 24-битовое разрешение), а также использование новой технологии — FPGA [2].

Другой движущей силой для совершенствования устройств РЗА станет быстро развивающаяся технология коммуникации. В новых устройствах РЗА будут реализовываться преимущества новых технологий, а особенно применение каналов связи от присоединения до уровня подстанции.

Разнообразие требований диктует изготовителям устройств необходимость разработки гибкой архитектуры программной и аппаратной частей, оптимально отвечающей на изменяющиеся условия. С введением стандарта связи на подстанции IEC61850 начался объектно-ориентированный подход для выбора системы РЗА.

Вследствие такого развития, а также создания новых структур ЭЭС станет более разнородной, поэтому все еще будет потребность в классических интерфейсах, таких как дискретные сигналы и традиционные измерительные трансформаторы.

Дополнительные функции, реализуемые в новых устройствах РЗА, должны быть обеспечены увеличением гибкости программного обеспечения. Дальнейшее развитие получат практические аспекты внедрения информационной теории РЗА [5] и новых результатов в цифровой обработке электрических сигналов. Наконец, схема защиты и управления увеличит частоту использования электронных устройств (таких как FACTS, HVDC), создавая нелинейный процесс.

Необходимые функциональные возможности отбираются в зависимости от требований и назначаются на соответствующее устройство. Это приводит к дальнейшей функциональной интеграции, которая не означает, что все функции должны содержаться в одном устройстве. В зависимости от условий и требований функциональные возможности могут быть объединены по-разному. При выборе устройства применяется классический критерий при проектировании, такой как принцип «n-1». Релейная защита высоковольтных линий электропередачи требует применения двух основных защит, имеющих различные принципы функционирования.

На практике функциональная интеграция означает, что в отдельных терминалах защиты распределены дополнительные функции, такие как мониторинг, повышенная точность измерения, ОМП и др.

Потребности обработки «в реальном времени», так же как тяжелые условия эксплуатации (например, EMC), будут в будущем приводить к использованию различных встраиваемых устройств.

Современным техническим решением должна стать эффективная связь с системой управления, между устройствами или с PDC (phasor data concentrator). В случае использования шины процесса выборки значений (для функций РЗА и для определения показателей качества электроэнергии) будут доступны через устройство измерения (Measurement Unit — MU) по связи Ethernet.

Современные устройства должны будут не только контролировать величины переходного процесса, чтобы гарантировать селективность, но и обеспечивать связь между устройствами. Новая концепция автоматизированной системы управления переходными режимами в ЭЭС разрабатывается в России [6]. Она может быть применена при создании «Интеллектуальной ЭЭС» и является новой формой интеллектуализации.

Следует обратить внимание на два следующих обстоятельства:
• международные стандарты, такие как IEC 61850, будут поддерживаться в большем количестве продуктов;
• в контексте стандартизации устройства и системы становятся все более и более схожими в части функциональных возможностей, удовлетворяя таким образом ожидания клиента относительно способности к взаимодействию с устройствами других производителей. Только интеллектуальный интерфейс «человек—машина» отличает различных поставщиков.

ГИБКАЯ СВЯЗЬ — ГЛАВНАЯ ОСОБЕННОСТЬ
БУДУЩИХ ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ

В перспективе большинство устройств будут обеспечивать быстрые интерфейсы связи Ethernet. Это относится также и к менее дорогим устройствам, которые используются в распределительной сети.

Существующая последовательная связь с устройством «Мастер» заменится на связь, основанную на IP, поэтому уже через несколько лет последовательная связь будет использоваться только для обслуживания, ремонта и восстановления установленных в эксплуатацию устройств.

В IP-инфраструктуре устройство действует как сервер, который передает свои данные одному или более клиентам. Через быстрые интерфейсы Ethernet многие протоколы и сервисы могут быть переданы параллельно. В такой же манере сервер выполняет различные задачи в сети в соответствии со своими функциональными возможностями как поставщик данных. Это позволяет автономно выполнять следующие функции защиты и мониторинга и затем предоставить результаты различным системам:
• IEC 61850 является больше чем протоколом управления на подстанции. Он всесторонне определяет функции, данные и системы для связи в сетях электроэнергетики;
• там, где сегодня все еще общепринята передача данных через фиксированные коммуникационные связи, в будущем она будет заменена динамическими процессами. Это способствует очевидному увеличению гибкости во время работы, поскольку будут прочитаны только немедленно требуемые данные;
• уставки функций также могут быть изменены через протокол. В переключении между фиксированными уставками больше нет необходимости, так как их значение в устройстве может быть просто изменено во время работы. Величины уставок могут быть проверены и приспособлены к условиям в Smart grid;
• GOOSE-сообщения в IEC 61850 определяют взаимодействие между серверами в сети. Таким образом, провода между устройствами могут быть заменены на коммуникационные связи;
• обеспечивается возможность обмена не только дискретными сигналами, могут быть переданы также цифровые значения измеренных величин;
• GOOSE-сообщения используются также для обмена информацией между подстанциями;
• преобладать будут новые схемы защиты, для которых требуется связь по типу «точка-в-точку». GOOSE-сообщения заменят уникальную для каждого производителя связь «точка-в-точку» для сравнения сигналов (направления) и облегчат обмен данными между устройствами различных производителей, а также между подстанциями.

Отдельного внимания заслуживают вопросы развития сетевых технологий; кибербезопасность как основа надежной работы сетей; синхронизм и соответствие реальному времени в сети.

НЕОБХОДИМОСТЬ ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЦЕЛОСТНОГО
ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА И УНИВЕРСАЛЬНОСТИ РЕШЕНИЙ

Обращая внимание на глобальные тенденции в ЭЭС, следует сделать вывод — системы передачи и распределения энергии становятся развитыми и в то же время все более и более связанными.

Очевидным является четкое разделение релейной защиты и коммуникационных схем. Новые стандарты, такие как вторая редакция IEC 61850, объединяют РЗА и коммуникационные сети, обеспечивая большие гибкость и комплексность.

Предполагаемые шаги развития АП (рис. 1) основаны главным образом на тенденциях, приведённых в стандарте МЭК 61850. Рассматриваемый период времени — первая половина следующего десятилетия. Грамотная реализация двойного резервирования портов приведет к новой коммуникационной архитектуре АП. Коммуникация между подстанциями, согласно МЭК 61850, позволит реализовать схемы защиты линии с устройствами различных производителей, а также улучшенные схемы резервных защит и автоматики, действующих за пределами подстанции.

Нетрадиционные цифровые преобразователи тока и напряжения, заменяющие электромагнитные измерительные трансформаторы тока и трансформаторы напряжения, и соответствующая шина процесса с MU, уже эксплуатируемые на некоторых пилотных объектах, станут привычными для новых и модернизируемых подстанций. Автономные подключаемые для АП модули (SAMU) будут преобразовывать сигналы, поступающие от традиционных трансформаторов в стандартные посылки. Поэтому гибридные подстанции с произвольной комбинацией новых преобразователей и традиционных трансформаторов при наличии и отсутствии шины процесса будут нормально работать.

Синхронизация отсчётов временных сигналов с точностью 1 мкс через Ethernet станет обычным решением.

Передача сигналов срабатывания и команд выключателям будет постепенно меняться от параллельного интерфейса по медным проводам к последовательному оптическому интерфейсу. Интерфейсы, интегрированные в коммутационное оборудование, в результате приведут к появлению первых интеллектуальных (поддерживающих МЭК 61850) выключателей и разъединителей.

Функциональность устройств измерения векторов (PMU), которая важна для широкого мониторинга, защиты и управления ЭЭС, будет интегрирована в IED защиты с использованием стандарта синхронного измерения векторов, согласованного с IEEE и IEC. Это подразумевает использование IEEE 1588 для синхронизации и возможность послать результат измерения в центр оценивания, где будут размещены огромные накопители векторных данных.

Средства мониторинга состояния оборудования будут всё более и более доступными в распредустройствах, поддерживаемые моделями данных из 2-й редакции стандарта МЭК 61850. Эта тенденция должна быть поддержана системой АП, а сам процесс продолжится всё следующее десятилетие.

Архитектура систем АП будет приспособлена ко всем этим новым свойствам. То же самое действительно для инструментов инжиниринга и обслуживания АП. Функциональность инструмента будет расширена, по крайней мере, за счёт управления ресурсами. Уже начата разработка концепции тестирования и обслуживания.

ПЕРСПЕКТИВЫ

Соображения, изложенные ниже, сформулированы в предположении, что указанные выше шаги развития АП будут реализованы учитывая растущие требования к ЭЭС и положения проводимой вне рамок 2-й редакции работы по МЭК 61850 (рис. 2).

Все сигнальные провода между IED в пределах подстанции будут заменены последовательным оптоволоконным интерфейсом. NCIT и шина процесса полностью будут приняты и апробированы.

Опыт с развитой оптоволоконной коммуникацией на всей подстанции, включая шину процесса, вызовет дискуссии и о свободном размещении функций в IED, и о физическом размещении IED на подстанциях. На рынке появятся семейства IED следующего поколения, разработанные изначально для шины процесса и свободного распределения функций. IED станут модулями обработки с аппаратными средствами ввода/вывода, отделёнными от уровня процесса. Комбинированные устройства защиты/управления для вводов 1 и 2 на уровне передачи обеспечат управление с резервированием. Некоторые функции управления и автоматики могут быть перенесены на станционный уровень, некоторые функции защиты — на уровень процесса в MU или интеллектуальные выключатели/ разъединители — BIED/SIED.

Видимая перспектива гибкого распределения функций требует не только соответствующих IED и средств коммуникации, но также и технических инструментов, позволяющих соотносить имеющиеся ресурсы с требуемым функционированием. Начиная со стадии проектирования, гибкое распределение функций должно быть фактически обосновано для потребителя и физически — в FAT и/или SAT. Поэтому в результате особое внимание будет уделяться инструментам системной интеграции.

Другой момент этой перспективы — намного более управляемая возможность модернизации IED (обеспечивающая при этом требуемую высокую надежность устройств) путём загрузки программного обеспечения и расширения систем, требующих только разного рода инжиниринга и тестирования.

Мониторинг состояния всего электрооборудования будет расширен, в том числе добавлением контроля кабелей, линий и опор.

Неразрывная коммуникация в энергосистеме, основанная на МЭК 61850, облегчит задачу распределения функций по разным уровням, особенно между АП и системами управления электрической сетью, с учётом оценки состояния, управления реактивной мощностью, баланса электроэнергии, мониторинга системы и многого другого. Неразрывная коммуникация будет сопровождаться соответствующими мерами для кибербезопасности, такими как селективный доступ. Эти меры, с одной стороны, могут оказать существенное влияние на технологию автоматизации энергосистемы, а с другой — требуют обеспечить эффективные процедуры обслуживания. Одна из целей — более простое обслуживание (начиная с более простых он-лайн тестов) с меньшим вмешательством человека, где вероятны ошибки, что тоже является важной сферой исследования.

ВЫВОДЫ

1. Настоящий обзор не претендует на всеобъемлющее отражение направлений и тенденций развития РЗА и АП, наблюдаемых в разных странах, а касается только основных из них.
2. Преобразованием ЭЭС и внедрением новых технологий будут обусловлены радикальные изменения идеологии построения систем РЗА и АП.
3. Реализация этих изменений возможна только при условии обеспечения высокой надежности систем РЗА и АП и, в частности, путем выработки нового подхода к решению проблем резервирования.
4. Увеличение производительности и пропускной способности канала связи будет способствовать появлению новых свойств систем РЗА и АП.
5. Стандарт МЭК 61850 является на данный момент краеугольным камнем стандарта АП. В будущем будет необходима интеграция «добавочного» стандарта: новое составление схем на «нижнем уровне» (беспроводной Ethernet, OPC-UA) или на «уровне применения» (распределённая генерация), новая семантика (автоматизация или графические описания), кибербезопасность и т.д.
6. Система АП будет согласованно развиваться в двух противоположных направлениях: выходя за рамки подстанции, с одной стороны, и приближаясь к процессам внутри подстанции — с другой.
7. Развитие релейной защиты в России, учитывая имеющиеся реалии, когда процент внедрённых микропроцессорных устройств РЗА только приближается к 10%, будет происходить с определенным отставанием во времени, но обязательно по схожему с приведенным в обзоре сценарию.
8. Важнейшую роль в реализации программы развития РЗА должны сыграть исследовательские организации и высшие учебные заведения электроэнергетического профиля, обеспечивающие подготовку специалистов, готовых к решению новых задач, стоящих перед отраслью.

ЛИТЕРАТУРА

1. L. HOSSENLOPP (AREVA T&D France) Scenarios for Future Substation Automation Systems. Report В5_104_2010 CIGRE 2010.
2. N. SCHUSTER, H-J. HERRMANN, N. T. JACHMANN (Siemens AG Germany) Future developments in protection, control and monitoring from a manufacturer perspective. Report В5_105_2010 CIGRE 2010.
3. Jorge Miguel Ordacgi Filho1, Raul B Sollero (ONS CEPEL Brazil) Walter Baass, Klaus-Peter Brand2, Ivan De Mesmaeker, Thomas Werner (ABB Switzerland Ltd) Substation Automation in the next decade: Predictable steps and sound visions. Report В5_110_2010 CIGRE 2010.
4. L. Andersson, K.P.Brand, “Smart-Grid meets IEC 61850”, APAP 2009, Jeju, Paper P-277, 5 pages.
5. A.F. DYAKOV, Y.Y. LIAMETS, A.N. PODSHIVALIN, G.S. NUDELMAN, J. ZAKONJSEK, A.V. ZHUKOV Intelligent Relay Protection Development Concept (Research Centre Bresler, VNIIR, SO UPS Russia) Report В5_115_2010 CIGRE 2010.
6. А Ф. Дьяков, Н.И. Зеленохат. Новая концепция создания автоматизированной системы управления переходными режимами в объединенных энергосистемах: Известия Академии электротехнических наук РФ №3 (5), декабрь 2009 г., с. 1—11.