По всем вопросам звоните:

+7 495 274-22-22

УДК: 621.3

Опыт замены оборудования иностранных АСУ ТП подстанций в электроэнергетике РФ (часть 2)1

Григорьев А. Г. заместитель директора департамента технического маркетинга систем релейной защиты и автоматизации энергосистем, НПП «ЭКРА», г. Чебоксары, моб. тел.: +7 (987) 760‑26‑82, E-mail: grigoriev_ag@ekra.ru
Прокопьев В.В. руководитель направления АСУ ТП центра инжиниринга АСУ, НПП «ЭКРА», г. Чебоксары, моб. тел.: +7 (917) 650‑10‑92, E-mail: prokopjev_vv@ekra.ru
Терентьев В.Н. директор департамента технического маркетинга систем РЗ и автоматизации энергосистем, НПП «ЭКРА», г. Чебоксары, моб. тел.: +7917077‑21‑53, E-mail: terentiev_vn@ekra.ru
Фадеев А.В. руководитель центра инжиниринга АСУ, НПП «ЭКРА», г. Чебоксары, тел.: +7 (8352) 220‑110 (доб. 9145), E-mail: fadeev_av@ekra.ru

АСУ ТП электрических подстанций/станций (ПС) являются неотъемлемой частью системы управления единой национальной электрической сетью России (ЕНЭС). Современная АСУ ТП ПС представляет собой программно-аппаратный комплекс (ПАК), состоящий из технических и программных средств, предназначенный для контроля и управления электрооборудованием, а также для организации диспетчерского управления. С начала внедрения современных АСУ ТП ПС в РФ использовался опыт и оборудование таких международных компаний, как ABB, Siemens, AREVA, General Electric, Schneider Electric, Sprecher Automation и других. В настоящее время их доля в электроэнергетике РФ составляет значительную величину. С 2022 года техническая поддержка иностранных АСУ ТП ПС в РФ была односторонне прекращена, и модернизация АСУ ТП ПС, построенных на зарубежных решениях, практически невозможна. Кроме того, для обеспечения энергетической безопасности РФ были введены новые дополнительные требования — переход до 01.01.2030 от существующих ПАК к так называемым доверенным ПАК (ДПАК). В случае неисполнения указанных предписаний перехода на ДПАК предусмотрена уголовная или административная ответственность. Ввиду того, что зарубежные организации покинули рынок АСУ ТП ПС в РФ и не планируют локализовывать производство для соответствия требованиям к доверенным ПАК, перед отечественными организациями открывается окно возможностей по модернизации и замене АСУ ТП зарубежного производства.

Литература:

1. Технологический суверенитет России РЗА и АСУ ТП в условиях санкционных ограничений. — Сборник докладов. — Чебоксары 23‑25 апреля 2024.

2. Федеральный закон «О безопасности критической информационной инфраструктуры Российской Федерации» №187‑ФЗ от 26.07.2017.

3. Указ Президента Российской Федерации от 30.03.2022 №166 «О мерах по обеспечению технологической независимости и безопасности критической информационной инфраструктуры Российской Федерации».

4. Постановление Правительства РФ от 14.11.2023 №1912 «О порядке перехода субъектов критической информационной инфраструктуры Российской Федерации на преимущественное применение доверенных программно-аппаратных комплексов на принадлежащих им значимых объектах критической информационной инфраструктуры Российской Федерации» (вместе с «Правилами перехода субъектов критической информационной инфраструктуры Российской Федерации на преимущественное применение доверенных программно-аппаратных комплексов на принадлежащих им значимых объектах критической информационной инфраструктуры Российской Федерации»).

5. СТО ФСК ЕЭС 56947007‑25.040.40.226‑2016. Общие технические требования к АСУ ТП ПС ЕНЭС. Основные требования к программно-техническим средствам и комплексам.

6. Системы автоматизации. ООО «НПП ЭКРА». 2‑е изд. от 2024 г. Электронный ресурс. — https://ekra.ru/ product/sa-asu/sso/she-208x/

7. СТО 56947007‑29.240.10.302‑2020. Типовые технические требования к организации и производительности технологических ЛВС в АСУ ТП ПС ЕНЭС.

8. IEC 62439‑3. Industrial communication networks — High availability automation networks.— Part 3: Parallel Redundancy Protocol (PRP) and High-availability Seamless Redundancy (HSR). Edition 3.0, 2016‑03.

9. Приказ Минэнерго России от 26.12.2023 № 1215 «Об утверждении дополнительных требований по обеспечению безопасности значимых объектов критической информационной инфраструктуры, функционирующих в сфере электроэнергетики, при организации и осуществлении дистанционного управления технологическими режимами работы и эксплуатационным состоянием объектов электроэнергетики из диспетчерских центров субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике».

10. Арсентьев А. П., Терентьев В. Н. Опыт замены иностранного оборудования РЗА в России // Электрооборудование: эксплуатация и ремонт. — 2024. — №10. — С. 30‑39.

В зависимости от нормативных сроков службы отдельных компонентов ПАК ПАО «Россети» [5] оборудование АСУ ТП ПС можно разделить на 3 уровня (рис. 1) и должно составлять:

• для устройств станционного уровня не менее 10 лет;

• для серверов телемеханики (ТМ) не менее 15 лет;

• для устройств уровня присоединения и полевого уровня не менее 20 лет.

Под понятием «срок службы» понимают время, в течение которого производитель гарантирует техническое сопровождение (ремонт, поставку запасных частей, обновление ПО) введенного в эксплуатацию оборудования. В случае снятия с производства электронных компонентов сторонних производителей, допускается заменять неисправные части оборудования ДПАК на другое, но аттестованное в ПАО «Россети» оборудование и ПО с обязательным сохранением внутренней логики, функциональных возможностей, а также привязки вторичных цепей.

Все производимые НПП «ЭКРА» компоненты для создания ПАК АСУ ТП ПС (рис. 2) соответствует требованиям ДПАК. Они внесены в реестры российской промышленной радиоэлектронной продукции/программам и разработаны по лицензиям ФСТЭК/ФСБ для их интеграции в систему обеспечения информационной безопасности (ИБ).

Более подробная техническая информация по продуктам АСУ ТП ПС НПП «ЭКРА» размещена в каталоге «Системы автоматизации» [6].

Кардинальным решением модернизации ПАК АСУ ТП ПС является полная замена существующего оборудования и ПО. Очевидно, что такое решение является наиболее затратным и экономически неэффективным, поэтому необходимо найти баланс между соблюдением требований и затратами на модернизацию.

В зависимости от оставшегося ресурса работы оборудования определяется как состав заменяемого оборудования, так и состав модернизируемого ПО. В большинстве случаев возникает ситуация, когда оборудование полевого уровня и уровня присоединения (срок службы — 20 лет) не выработало свой ресурс, а станционного/подстанционного (срок службы — 10 лет) — выработало ресурс. В этом случае производится замена только устройств и ПО станционного/подстанционного уровня.

Для Цитирования:
Григорьев А. Г., Прокопьев В.В., Терентьев В.Н., Фадеев А.В., Опыт замены оборудования иностранных АСУ ТП подстанций в электроэнергетике РФ (часть 2)1. Главный энергетик. 2025;8.
Полная версия статьи доступна подписчикам журнала
Язык статьи:
Действия с выбранными: