Цифровую подстанцию называют стержневым компонентом создания интеллектуальной сети – а эта тема в последнее время приобретает все большую популярность. Это прорывный, признанный на международном уровне метод автоматизации, решающий задачи эффективного управления энергетическими объектами, полностью переводящий его в цифровой формат. Интегрировав эту технологию в системы автоматизации подстанций, компании-производители объединили более чем десятилетний опыт производства «нетрадиционных» измерительных трансформаторов тока и напряжения с новейшими технологиями связи и сделали возможным подключение первичного высоковольтного оборудования к устройствам релейной защиты и автоматики (РЗА). Это обеспечивает повышение надежности и готовности системы, а также оптимизацию вторичных цепей на подстанции.

Ведущие компании в этой отрасли продолжают развивать данную технологию, причем, как отмечают эксперты, особую ценность представляет объединение усилий, учитывая значимость и масштабность поставленных задач. Силами одной компании этот стратегически значимый для отрасли проект осуществить невозможно, замечают специалисты. По их мнению, время, когда все эти технологии составляли коммерческую тайну, уже прошло и для внедрения цифровых подстанций появилось реальное сообщество, которое продвигает данную технологию по всем направлениям.

Подтверждение этих слов – соглашение между компаниями Alstom и Cisco, которые договорились вместе разрабатывать решения для безопасной автоматизации цифровых подстанций. В этих решениях будут использоваться маршрутизаторы и коммутаторы для подстанций Cisco Connected Grid в защищенном исполнении с расширенными коммуникационными возможностями и функциями информационной безопасности и система управления Alstom DS Agile для автоматизации подстанций.

Это позволит вывести производительность IP-коммуникаций на новый уровень и обеспечить интеграцию информационной безопасности, распределенного мониторинга и управления. На основе такого решения уже созданы центры передачи информации и распределения энергии в рамках современной архитектуры электросетей.

Решения позволяют управлять доступом пользователей к критически важным ресурсам, обнаруживать и устранять возможные электронные атаки по всей инфраструктуре сети. Архитектура цифровых подстанций содержит исчерпывающие функциональные возможности управления безопасностью с учетом рекомендаций NIST (Национальный институт стандартов и технологий США) и IEC (Международная электротехническая комиссия, МЭК).

Как отмечают в Cisco, применяемый многоуровневый архитектурный подход обеспечит оптимальное развертывание системы автоматизации подстанций и даст возможность эффективно выполнять проектирование для внедрения решений. Он позволяет легко проектировать коммуникационную инфраструктуру и интегрировать ее с критически важными функциями безопасности и контроля, мониторинга ресурсов и с оборудованием для управления электросетями. Интеллектуальные функции помогут тщательно контролировать допустимую нагрузку и эксплуатировать оборудование электросетей с максимальной эффективностью.

Многоуровневый архитектурный подход также позволит поддерживать проводные и беспроводные коммуникации в одной конвергированной сети, при этом на объектах смогут внедряться программы превентивного обслуживания, которые продлевают срок работы и снижают затраты на обслуживание оборудования. Сеть подстанций поддерживает существующие и новые стандарты связи (например, IEC 61850), а также приоретизацию передачи данных управления над прочим трафиком.

Основные преимущества цифровых подстанций лежат в области экономики: снижается стоимость создания и стоимость эксплуатации. Экономия достигается за счет сокращения площадей, необходимых для размещения объекта, снижения количества оборудования (например, за счет совмещения различных устройств) и, как следствие, стоимости монтажных работ.

В итоге стоимость автоматизации управления подстанцией составит не более 15 процентов от стоимости ее строительства и оснащения первичным оборудованием. С точки зрения надежности цифровая подстанция выигрывает за счет меньшего количества элементов и использования средств мониторинга и диагностики.

Как эксперты оценивают перспективы внедрения данной технологии в России? Компаний, утверждающих, что они имеют необходимое оборудование, освоили технологии и обладают должными компетенциями, достаточно, но практических шагов, как обычно, меньше. Другой вопрос – выбор между отечественными и зарубежными предложениями. По словам специалистов ФСК ЕЭС, необходим компромисс, когда «можно принять решения бренда и – как резервный вариант – предлагаемые рынку отечественные разработки». Причем без элементов административного регулирования со стороны ФСК этот процесс успешным не будет.

И все‑таки в России процесс внедрения цифровых подстанций однозначно пошел, свидетельством чего служит совещание руководства Alstom и ОАО «Российские сети», посвященное обсуждению текущих и перспективных проектов цифровых подстанций. Со стороны «Россетей» в совещании принял участие генеральный директор Олег Бударгин, что говорит о важности данного направления для компании.

Что касается Alstom, то он активно участвует во внедрении технологий интеллектуальной электрической системы с активно-адаптивной сетью. В настоящее время компания участвует в реализации проекта первой в России цифровой подстанции на базе ПС 220 кВ «Надежда» – филиала ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Урала. Alstom поставляет оборудование и устанавливает контроллеры присоединений с поддержкой МЭК 61850‑9‑2 LE, системы РЗА и АСУ ТП, а также осуществит их наладку.

В настоящее время в России реализуется сразу несколько проектов цифровых подстанций, такие, как опытный полигон «Цифровая подстанция» на базе «НТЦ ФСК ЕЭС», подстанция 500 кВ «Надежда» на базе Магистральных электрических сетей Урала, а также кластер «Эльгауголь».

Однако, как отмечают эксперты, пока в этом вопросе отсутствует самый важный компонент – методология проектирования в полном объеме. Необходимо решать вопрос автоматизации этого процесса, пока не подготовлены кадры. В противном случае это будет значительно тормозить процесс развития цифровых подстанций в России, что крайне нежелательно.

Новые технологии производства современных систем управления перешли из стадии научных исследований и экспериментов в стадию практического использования. Разработаны и внедряются современные коммуникационные стандарты обмена информацией. Широко применяются цифровые устройства защиты и автоматики. Произошло существенное развитие аппаратных и программных средств систем управления. Появление новых международных стандартов и развитие современных информационных технологий открывает возможности инновационных подходов к решению задач автоматизации и управления энергообъектами, позволяя создать подстанцию нового типа - цифровую подстанцию (ЦПС). Отличительными характеристиками ЦПС являются: наличие встроенных в первичное оборудование интеллектуальных микропроцессорных устройств, применение локальных вычислительных сетей для коммуникаций, цифровой способ доступа к информации, её передаче и обработке, автоматизация работы подстанции и процессов управления ею. В перспективе цифровая подстанция будет являться ключевым компонентом интеллектуальной сети (Smart Grid).

Термин «Цифровая подстанция» до сих пор трактуется по-разному разными специалистами в области систем автоматизации и управления. Для того чтобы разобраться, какие технологии и стандарты относятся к цифровой подстанции, проследим историю развития систем АСУ ТП и РЗА. Внедрение систем автоматизации началось с появления систем телемеханики. Устройства телемеханики позволяли собирать аналоговые и дискретные сигналы с использованием модулей УСО и измерительных преобразователей. На базе систем телемеханики развивались первые АСУ ТП электрических подстанций и электростанций. АСУ ТП позволяли не только собирать информацию, но и производить её обработку, а также представлять информацию в удобном для пользователя интерфейсе. С появлением первых микропроцессорных релейных защит информация от этих устройства также стала интегрироваться в системы АСУ ТП. Постепенно количество устройств с цифровыми интерфейсами увеличивалось (противоаварийная автоматика, системы мониторинга силового оборудования, системы мониторинга щита постоянного тока и собственных нужд и т.д.). Вся эта информация от устройств нижнего уровня интегрировалась в АСУ ТП по цифровым интерфейсам. Несмотря на повсеместное использование цифровых технологий для построения систем автоматизации, такие подстанции не являются в полной мере цифровыми, так как вся исходная информация, включая состояния блок-контактов, напряжения и токи, передаётся в виде аналоговых сигналов от распределительного устройства в оперативный пункт управления, где оцифровывается отдельно каждым устройством нижнего уровня. Например, одно и то же напряжение параллельно подаётся на все устройства нижнего уровня, которые преобразовывают его в цифровой вид и передают в АСУ ТП. На традиционных подстанциях различные подсистемы используют различные коммуникационные стандарты (протоколы) и информационные модели. Для функций защиты, измерения, учёта, контроля качества выполняются индивидуальные системы измерений и информационного взаимодействия, что значительно увеличивает как сложность реализации системы автоматизации на подстанции, так и её стоимость.

Переход к качественно новым системам автоматизации и управления возможен при использовании стандартов и технологий цифровой подстанции, к которым относятся:

1. стандарт МЭК 61850:
модель данных устройств;
унифицированное описание подстанции;
протоколы вертикального (MMS) и горизонтального (GOOSE) обмена;
протоколы передачи мгновенных значений токов и напряжений (SV);

2. цифровые (оптические и электронные) трансформаторы тока и напряжения;
3. аналоговые мультиплексоры (Merging Units);
4. выносные модули УСО (Micro RTU);
5. интеллектуальные электронные устройства (IED).

Основной особенностью и отличием стандарта МЭК 61850 от других стандартов является то, что в нём регламентируются не только вопросы передачи информации между отдельными устройствами, но и вопросы формализации описания схем - подстанции, защиты, автоматики и измерений, конфигурации устройств. В стандарте предусматриваются возможности использования новых цифровых измерительных устройств вместо традиционных аналоговых измерителей (трансформаторов тока и напряжения). Информационные технологии позволяют перейти к автоматизированному проектированию цифровых подстанций, управляемых цифровыми интегрированными системами. Все информационные связи на таких подстанциях выполняются цифровыми, образующими единую шину процесса. Это открывает возможности быстрого прямого обмена информацией между устройствами, что в конечном счёте даёт возможность сокращения числа медных кабельных связей, и числа устройств, а также более компактного их расположения.
СТРУКТУРА ЦИФРОВОЙ ПОДСТАНЦИИ

Рассмотрим подробнее структуру цифровой подстанции, выполненную в соответствии со стандартом МЭК 61850 (рис.). Система автоматизации энергообъекта, построенного по технологии «Цифровая подстанция», делится на три уровня:
полевой уровень (уровень процесса);
уровень присоединения;
станционный уровень.

Полевой уровень состоит из:
первичных датчиков для сбора дискретной информации и передачи команд управления на коммутационные аппараты (micro RTU);
первичных датчиков для сбора аналоговой информации (цифровые трансформаторы тока и напряжения).

Уровень присоединения состоит из интеллектуальных электронных устройств:
устройств управления и мониторинга (контроллеры присоединения, многофункциональные измерительные приборы, счётчики АСКУЭ, системы мониторинга трансформаторного оборудования и т.д.);
терминалов релейной защиты и локальной противоаварийной автоматики.

Станционный уровень состоит из:
серверов верхнего уровня (сервер базы данных, сервер SCADA, сервер телемеханики, сервер сбора и передачи технологической информации и т.д., концентратор данных);
АРМ персонала подстанции.

Из основных особенностей построения системы в первую очередь необходимо выделить новый «полевой» уровень, который включает в себя инновационные устройства первичного сбора информации: выносные УСО, цифровые измерительные трансформаторы, встроенные микропроцессорные системы диагностики силового оборудования и т.д.

Цифровые измерительные трансформаторы передают мгновенные значения напряжения и токов по протоколу МЭК 61850-9-2 устройствам уровня присоединения. Существует два вида цифровых измерительных трансформаторов: оптические и электронные. Оптические измерительные трансформаторы являются наиболее предпочтительными при создании систем управления и автоматизации цифровой подстанции, так как используют инновационный принцип измерений, исключающий влияние электромагнитных помех. Электронные измерительные трансформаторы базируются на базе традиционных трансформаторов и используют специализированные аналогово-цифровые преобразователи.

Данные от цифровых измерительных трансформаторов, как оптических, так и электронных, преобразуются в широковещательные Ethernet-пакеты с использованием мультиплексоров (Merging Units), предусмотренных стандартом МЭК 61850-9. Сформированные мультиплексорами пакеты передаются по сети Ethernet (шине процесса) в устройства уровня присоединения (контроллеры АСУ ТП, РЗА, ПА и др.) Частота дискретизации передаваемы данных не хуже 80 точек на период для устройств РЗА и ПА и 256 точек на период для АСУ ТП, АИИС КУЭ и др.

Данные о положении коммутационных аппаратов и другая дискретная информация (положение ключей режима управления, состояние цепей обогрева приводов и др.) собираются с использованием выносных модулей УСО, установленных в непосредственной близости от коммутационных аппаратов. Выносные модули УСО имеют релейные выходы для управления коммутационными аппаратами и синхронизируются с точностью не ниже 1 мс. Передача данных от выносных модулей УСО осуществляется по оптоволоконной связи, являющейся частью шины процесса по протоколу МЭК 61850-8-1 (GOOSE). Передача команд управления на коммутационные аппараты также осуществляется через выносные модули УСО с использованием протокола МЭК 61850-8-1 (GOOSE).

Силовое оборудование оснащается набором цифровых датчиков. Существуют специализированные системы для мониторинга трансформаторного и элегазового оборудования, которые имеют цифровой интерфейс для интеграции в АСУ ТП без использования дискретных входов и датчиков 4-20 мА. Современные КРУЭ оснащаются встраиваемыми цифровыми трансформаторами тока и напряжения, а шкафы управления в КРУЭ позволяют устанавливать выносные УСО для сбора дискретных сигналов. Установка цифровых датчиков в КРУЭ производится на заводе-изготовителе, что позволяет упростить процесс проектирования, а также монтажные и наладочные работы на объекте.

Другим отличием является объединение среднего (концентраторов данных) и верхнего (сервера и АРМ) уровня в один станционный уровень. Это связано с единством протоколов передачи данных (стандарт МЭК 61850-8-1), при котором средний уровень, ранее выполнявший работу по преобразованию информации из различных форматов в единый формат для интегрированной АСУ ТП, постепенно теряет своё назначение. Уровень присоединения включает в себя интеллектуальные электронные устройства, которые получают информацию от устройств полевого уровня, выполняют логическую обработку информации, передают управляющие воздействия через устройства полевого уровня на первичное оборудование, а также осуществляют передачу информации на станционный уровень. К этим устройствам относятся контроллеры присоединения, терминалы МПРЗА и другие многофункциональные микропроцессорные устройства.

Следующим отличием в структуре является её гибкость. Устройства для цифровой подстанции могут быть выполнены по модульному принципу и позволяют совмещать в себе функции множества устройств. Гибкость построения цифровых подстанций позволяет предложить различные решения с учётом особенностей энергообъекта. В случае модернизации существующей подстанции без замены силового оборудования для сбора и оцифровки первичной информации можно устанавливать шкафы выносных УСО. При этом выносные УСО помимо плат дискретного ввода/вывода будут содержать платы прямого аналогового ввода (1/5 А), которые позволяют собрать, оцифровать и выдать в протоколе МЭК 61850-9-2 данные от традиционных трансформаторов тока и напряжения. В дальнейшем полная или частичная замена первичного оборудования, в том числе замена электромагнитных трансформаторов на оптические, не приведёт к изменению уровней присоединения и подстанционного. В случае использования КРУЭ имеется возможность совмещения функций выносного УСО, Merging Unit и контроллера присоединения. Такое устройство устанавливается в шкаф управления КРУЭ и позволяет оцифровать всю исходную информацию (аналоговую или дискретную), а также выполнить функции контроллера присоединения и функции резервного местного управления.

С появлением стандарта МЭК 61850 ряд производителей выпустили продукты для цифровой подстанции. В настоящее время во всём мире выполнено уже достаточно много проектов, связанных с применением стандарта МЭК 61850, показавших преимущества данной технологии. К сожалению, уже сейчас, анализируя современные решения для цифровой подстанции, можно заметить достаточно свободную трактовку требований стандарта, что может привести в будущем к несогласованности и проблемам в интеграции уже современных решений в области автоматизации.

Сегодня в России активно ведётся работа по развитию технологии «Цифровая подстанция». Запущен ряд пилотных проектов, ведущие российские фирмы приступили к разработке отечественных продуктов и решений для цифровой подстанции. На наш взгляд, при создании новых технологий, ориентированных на цифровую подстанцию, необходимо строго следовать стандарту МЭК 61850, не только в части протоколов передачи данных, но и в идеологии построения системы. Соответствие требованиям стандарта позволит в будущем упростить модернизацию и обслуживание объектов на базе новых технологий.

В 2011 году ведущими российскими компаниями (ООО НПП «ЭКРА», ООО «ЭнергопромАвтоматизация», ЗАО «Профотек» и ОАО «НИИПТ») было подписало генеральное соглашение об организации стратегического сотрудничества с целью объединения научно-технических, инженерных и коммерческих усилий для создания цифровой подстанции на территории РФ.

В соответствии с МЭК 61850, разработанная система состоит из трёх уровней. Шина процесса представлена оптическими трансформаторами (ЗАО «Профотек») и выносным УСО (microRTU) NPT Expert (ООО «ЭнергопромАвтоматизация»). Уровень присоединения - микропроцессорные защиты ООО НПП «ЭКРА» и контроллер присоединения NPT BAY-9-2 ООО «ЭнергопромАвтоматизация». Оба устройства принимают аналоговую информацию по МЭК 61850-9-2 и дискретную информацию по МЭК 61850-8-1(GOOSE). Станционный уровень реализован на базе SCADA NPT Expert с поддержкой МЭК 61850-8-1(MMS).

В рамках совместного проекта была разработана также система автоматизированного проектирования ЦПС - SCADA Studio, проработана структура сети Ethernet для различных вариантов построения, собран макет цифровой подстанции и проведены совместные испытания, в том числе на испытательном стенде в ОАО «НИИПТ».

Действующий прототип цифровой подстанции был представлен на выставке «Электрические сети России-2011». Внедрение пилотного проекта и выход на полномасштабное производство оборудования цифровой подстанции запланирован на 2012 год. Российское оборудование для «Цифровой подстанции» прошло полномасштабное тестирование, подтверждена также его совместимость по стандарту МЭК 61850 с оборудованием различных зарубежных (Omicron, SEL, GE, Siemens и др.) и отечественных (ООО «Прософт-Системы», НПП «Динамика» и др.) компаний.

Разработка собственного российского решения по цифровой подстанции позволит не только развивать отечественное производство и науку, но и повысить энергобезопасность нашей страны. Проведённые исследования технико-экономических показателей позволяют сделать вывод, что стоимость нового решения при переходе на серийный выпуск продукции не будет превышать стоимости традиционных решений построения систем автоматизации и позволит получить ряд технических преимуществ, таких как:
значительное сокращение кабельных связей;
повышение точности измерений;
простота проектирования, эксплуатации и обслуживания;
унифицированная платформа обмена данными (МЭК 61850);
высокая помехозащищённость;
высокая пожаро-взрывобезопасность и экологичность;
снижение количества модулей ввода/вывода на устройства АСУ ТП и РЗА, обеспечивающее снижение стоимости устройств.

Ещё ряд вопросов требует дополнительных проверок и решений. Это относится к надёжности цифровых систем, к вопросам конфигурирования устройств на уровне подстанции и энергообъединения, к созданию общедоступных инструментальных средств проектирования, ориентированных на разных производителей микропроцессорного и основного оборудования. Для обеспечения требуемого уровня надёжности в рамках пилотных проектов должны быть решены следующие задачи.

1. Определение оптимальной структуры цифровой подстанции в целом и её отдельных систем.
2. Гармонизация международных стандартов и разработка отечественной нормативной документации.
3. Метрологическая аттестация систем автоматизации, в том числе и системы АИИСКУЭ, с поддержкой МЭК 61850-9-2.
4. Накопление статистики по надёжности оборудования цифровой подстанции.
5. Накопление опыта внедрения и эксплуатации, обучение персонала, создание центров компетенции.

В настоящее время в мире началось массовое внедрение решений класса «цифровая подстанция», основанных на стандартах серии МЭК 61850, реализуются технологии управления Smart Grid, вводятся в эксплуатацию приложения автоматизированных систем технологического управления. Применение технологии «Цифровой подстанции» должно позволить в будущем существенно сократить расходы на проектирование, пуско-наладку, эксплуатацию и обслуживание энергетических объектов.

Алексей Данилин, директор по АСДУ ОАО «СО ЕЭС»,Татьяна Горелик, заведующая отделом АСУ ТП, к.т.н., Олег Кириенко, инженер, ОАО «НИИПТ» Николай Дони, заведующий отделом перспективных разработок НПП «ЭКРА»

ЦИФРОВАЯ

ПОДСТАНЦИЯ

ЦИФРОВАЯ

ПОДСТАНЦИЯ

ИНТЕРАКТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ СИСТЕМАМИ СОБСТВЕННЫХ НУЖД ПОДСТАНЦИИ ЧЕРЕЗ СЕНСОРНУЮ ПАНЕЛЬ ПРОМЫШЛЕННОГО КОНТРОЛЛЕРА

МИКРОПРОЦЕССОРНЫЕ ТЕРМИНАЛЫ ЗАЩИТЫ И АВТОМАТИКИ, СЧЕТЧИКИ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ, ПОДДЕРЖИВАЮЩИЕ ПРОТОКОЛЫ МЭК 61850

ТРАДИЦИОННЫЕ ТРАНСФОРМАТОРЫ ТОКА И ТРАНСФОРМАТОРЫ НАПРЯЖЕНИЯ СОВМЕСТНО С УСТРОЙСТВОМ СОПРЯЖЕНИЯ ШИН

ИЗМЕРЕНИЯ, УПРАВЛЕНИЕ И СИГНАЛИЗАЦИЯ РЕАЛИЗОВАНЫ В SCADA-СИСТЕМЕ С УПРАВЛЕНИЕМ ЧЕРЕЗ ПРОМЫШЛЕННЫЙ КОМПЬЮТЕР С СЕНСОРНОЙ HMIПАНЕЛЬЮ

Что такое цифровая подстанция?

Это подстанция, оснащенная комплексом цифровых устройств, обеспечивающих функционирование систем релейной защиты и автоматики, учета электроэнергии, АСУ ТП, регистрации аварийных событий по протоколу МЭК 61850.

Внедрение МЭК 61850 дает возможность связать всё технологическое оборудование подстанции единой информационной сетью, по которой передаются не только данные от измерительных устройств к терминалам РЗА, но и сигналы управления.

Эксклюзивное решение стало доступным

Стандарт МЭК 61850 очень хорошо известен на подстанциях с классом питающего напряжения 110кВ и выше, мы предлагаем решение по применению данного стандарта в классах 35кВ, 10кВ и 6кВ.

Зачем необходима цифровая подстанция?

Сокращение времени проектирования на 25%

Типизация схемных и функциональных решений. Сокращение числа функциональных цепей, клеммных рядов в релейных отсеках ячеек.

Сокращение объема монтажных и наладочных работ на 50%

Применяется решение высокой заводской готовности. На заводе производится монтаж оборудования КРУ по главным и вспомогательным цепям. Прокладываются межшкафные связи систем оперативного тока, монтируются системы АСУ ТП, АСКУЭ. Осуществляется параметрирование, конфигурирование и тестирование систем РЗиА.

Сокращение затрат на обслуживание на 15%

Переход от проведения планового технического обслуживания по времени к обслуживанию по состоянию оборудования за счет On-line диагностики состояния оборудования. Тем самым снижается количество выездов работников для проведения регламентых работ.

100% оперативных переключений производится дистанционно с видеоконтролем операций

Простая интеграция всех систем в единое цифровое пространство позволяет управлять подстанцией безопасно и оперативно, а также встраивать в систему АСУ ТП других уровней.

Как это работает?

ЦИФРОВАЯ ПОДСТАНЦИЯ МЭК 61850

Заказчику поставляются цифровые комплектные трансформаторные подстанции 100% заводской готовности, включая все основные подстанционные системы: АСУ ТП, АСКУЭ и СН.

КРУ «Классика» обладают современной архитектурой и по своим конструктивным и эксплуатационным параметрам в наивысшей степени отвечают всем современным требованиям. Благодаря широкой сетке схем главных цепей достигается высокая гибкость решений при проектировании и применении КРУ.

Все ячейки КРУ 10 кВ, устанавливаемые в подстанцию, оборудованы электроприводом заземляющего разъединителя и выдвижного кассетного элемента с выключателем.

Модуль SKP – специальный электротехнический контейнер с утеплением, оснащенный системами освещения, обогрева и вентиляции и встроенным в него электрооборудованием.

Данные модули обладают высокой заводской готовностью с малыми сроками монтажа и наладки, что наряду с высокой антикоррозионной стойкостью и возможностью эксплуатации в суровых климатических условиях делает их незаменимыми в построении комплектных трансформаторных подстанций.

■ Модульное здание не требует обслуживания в течение всего срока службы.

■ Завод-изготовитель дает гарантию на антикоррозийную защиту и покраску на весь срок службы.

■ Модульное здание имеет мощность тепловых потерь не более 4 кВт в режиме нормальной эксплуатации (температура снаружи -40 °С, температура внутри +18 °С) и 3 кВт в режиме энергосбережения (температура снаружи -40 °С, температура внутри +5 °С).

Модули SKP выполнены из металла с алюмоцинковым покрытием (Al-55%-Zn-45%), обеспечивающим гарантированную защиту от коррозии на весь срок службы модулей.

Как это работает?

Как это работает?

ЦИФРОВАЯ ПОДСТАНЦИЯ МЭК 61850

Шкафы КРУ оснащены микропроцессорными терминалами защиты и автоматики, а также аналого-цифровыми преобразователями. Преобразования аналоговых сигналов в цифровые не выходят за пределы одного шкафа КРУ.

Для работы защит УРОВ, ЗМН, АВР, ЛЗШ, дуговой защиты, ДЗТ, ОБР необходимо наличие межтерминальной связи. Благодаря применению протокола МЭК 61850 все сигналы между терминалами передаются по одному оптическому кабелю или одному кабелю Еthernet. Таким образом, обмен между шкафами осуществляется только по цифровому каналу, который исключает необходимость в традиционных цепях, соединяющих шкафы.

Использование оптического кабеля или кабеля Еthernet вместо обычных сигнальных кабелей снижает длительность и стоимость простоя подстанций в процессе реконструкции вторичного оборудования и создает возможность для легкой и быстрой переконфигурации системы РЗиА.

Большая часть дискретных сигналов, передаваемых между устройствами РЗиА, прямо влияет на скорость ликвидации аварийного режима, поэтому передача сигнала осуществляется при помощи прокола МЭК 61850-8.2. (GOOSE), который отличается высоким быстродействием.

Время передачи одного пакета данных GOOSE

сообщения не превышает 0,001 секунды.

Было Стало

Передача измерений и дискретных сигналов от устройств РЗиА в систему АСУ ТП проивзодится по протоколу MMS (с использованием сервисов буферизированных и небуферизированных отчетов). При работе систем телесигнализации и телеизмерения происходит передача большого объема данных. Для снижения нагрузки на информационную сеть используется протокол MMS, который характеризуется компактностью передаваемой информации.

Как это работает?

Протокол передачи данных МЭК 61850 обеспечивает возможность самодиагностики оборудования и всех систем, установленных на подстанции, в режиме реального времени. В случае выявления отклонений от нормального режима работы, системой автоматически задействуется резервная схема, а оперативному персоналу выдается соответствующее сообщение.

Система анализирует полученные данные и формирует рекомендации по техническому обслуживанию оборудования, что позволяет изменить принцип работы с регулярных плановых профилактических работ на работу по факту появления неисправностей. Данный принцип работы дает возможность снизить затраты на персонал по содержанию оборудования.

Благодаря протоколу МЭК 61850 со стандартизированным интерфейсом при проектировании подстанции возможно применение оборудования любых производителей, поддерживающих данный протокол. ЦПС имеет возможность легко интегрироваться в систему АСУ ТП верхнего уровня.

Как это работает?

ЦИФРОВАЯ ПОДСТАНЦИЯ МЭК 61850

В цифровой подстанции ЭТЗ Вектор реализовано полное телеуправление всеми коммутационными аппаратами присоединений: выключателем, выкатным элементом, заземлителем. Таким образом, полное управление подстанцией осуществляется удаленно, что существенно повышает безопасность персонала.

Сбор информации со всей подстанции и управление коммутационными аппаратами в режиме реального времени осуществляется при помощи Scada-системы, которая входит в базовую комплектацию всех цифровых подстанций ЭТЗ Вектора.

Предусматривается наличие автоматизированного рабочего места для оперативного персонала на подстанции и\или в диспетчерском пункте. Scada-система позволяет визуализировать сигналы и события, происходящие на подстанции, и предоставляет подробную информацию о сигнале тревоги или событии в графическом отображении.

Дополнительно одной из функцией Scada-системы является трансляция видеоизображения с камер, установленных в отсеках ячеек, что позволяет следить за состоянием коммутационных аппаратов.

Scada –система легко интегрируется с любыми программными системами верхнего уровня, поэтому не составит труда включить подстанцию в единое цифровое пространство энергорайона.

Релейная защита

Стандарт МЭК 61580 позволил создавать подстанции нового поколения - цифровые, которые должны стать элементами умной сети,
а точнее, «интеллектуальной электроэнергетической системы с активно-адаптивной сетью». Внедрение МЭК 61850 дало возможность связать всё технологическое оборудование подстанции единой информационной сетью, по которой передаются не только данные от измерительных устройств к терминалам РЗА, но и сигналы управления.
В данной публикации авторы рассматривают подсистемы релейной защиты, автоматики и коммерческого учета электроэнергии, построенные на базе цифровых систем передачи данных по протоколам, описанным МЭК 61580.

ЦИФРОВЫЕ ПОДСТАНЦИИ
Проблемы внедрения устройств РЗиА

МЭК 61850

МЭК 61850 - это глобальный коммуникационный стандарт, сфера действия которого, согласно планам Международной электротехнической комиссии , будет расширена за рамки электроэнергетики. Стандарт МЭК 61850 «Коммуникационные сети и системы для систем автоматизации в электроэнергетике» имеет целый ряд глав, в которых описываются 3 протокола передачи данных, а также требования к информационной модели, которая должна быть реализована в устройствах, к языку конфигурирования и процессу инжиниринга систем.
Четкое описание информационной модели устройств является одной из важных особенностей стандарта МЭК 61850, отличающей его от других стандартов информационного обмена в электроэнергетике. В соответствии с требованиями каждое физическое устройство должно содержать в себе логический сервер, в рамках которого заложена иерархическая модель, включающая одно или несколько логических устройств, в которых содержатся логические узлы. Каждый логический узел в свою очередь включает в себя элементы и атрибуты данных (рис. 1).

Рис. 1. Иерархическая информационная модель

Логические узлы - это стандартизованное описание коммуникационного интерфейса различных функций устройств. Например, функции МТЗ в релейной защите (РЗА) соответствует логический узел PTOC. В логическом узле содержатся различные элементы данных, например элемент str, обеспечивающий сигнализацию пуска защиты. Атрибутами элемента str будут являться такие поля, как general (общий пуск), phsA (пуск по фазе А) и другие.

Как уже было сказано, стандарт МЭК 61850 предлагает использование трех протоколов передачи данных (рис. 2):

• MMS (Manufacturing Message Specification - стандарт ISO/IEC 9506) - протокол передачи данных реального времени и команд диспетчерского управления между сетевыми устройствами и/или программными приложениями;
• GOOSE (Generic Object Oriented Substation Event - стандарт МЭК 61850-8-1) - протокол передачи данных о событиях на подстанции. Фактически данный протокол служит для замены медных кабельных связей, предназначенных для передачи дискретных сигналов между устройствами;
• SV (Sampled Values - стандарт МЭК 61850-9-2) - протокол передачи оцифрованных мгновенных значений от измерительных трансформаторов тока и напряжения (ТТ и ТН). Данный протокол позволяет заменить цепи переменного тока, соединяющие устройства РЗА с ТТ и ТН.

Рис. 2. Протоколы стандарта МЭК 61850

В первую очередь производители реализовали поддержку протоколов MMS и GOOSE. Только спустя 10 лет с момента опубликования первого релиза стандарта производители вплотную подошли к реализации поддержки протокола SV. Импульсом для развития этого протокола послужила подготовка руководящих указаний по реализации протокола МЭК 61850-9-2 (обычно именуемых МЭК 61850-9-2 LE от анг-лийского Light Edition - облегченная версия). Руководящие указания четко определили параметры реализации протокола, критически важные для обеспечения совместимости устройств, в частности, частоту дискретизации, состав информационного пакета и т.п.

Некоторые параметры, определенные спецификацией 9-2 LE, вызывали недовольство производителей. Например, выбранная частота дискретизации 80 выборок за период не совпадала с внутренней частотой обработки сигналов в устройствах РЗА российских и многих зарубежных (Япония, Франция) производителей. Это вызвало определенное запаздывание в разработке устройств релейной защиты с поддержкой протокола SV, однако сейчас можно говорить о том, что данная проблема решена, и опытные образцы устройств с поддержкой протокола МЭК 61850-9-2 представили почти все крупнейшие производители РЗА.

Таким образом, одна из главных задач на пути построения цифровых подстанций, а именно создание необходимого комплекса вторичного оборудования с поддержкой цифровых протоколов, на сегодняшний день решена. Тем не менее остается еще ряд организационных и технических вопросов, без решения которых переход на «цифру» во вторичных системах осуществлен быть не может. Перечислим их:

• функциональная совместимость устройств различного назначения и различных производителей;
• надежность передачи данных по цифровым сетям;
• необходимая скорость передачи данных;
• адекватная технологиям нормативная база, в первую очередь в области метрологии;
• решение вопросов проектирования цифровых подстанций.

Рассмотрим каждый из этих аспектов подробнее.

ОБЕСПЕЧЕНИЕ СОВМЕСТИМОСТИ

Совместимость устройств различных производителей по цифровым протоколам передачи данных - это один из базовых принципов МЭК 61850.

На ранней стадии развития стандарта реализуемость данного принципа ставилась под сомнение. Основой для этого стала относительно сырая реализация протоколов в первых версиях устройств: каждый производитель спешил декларировать, что имеет устройство с поддержкой МЭК 61850. Для испытания таких устройств был создан целый ряд лабораторий по исследованию функциональной совместимости, которые работают за рубежом и в России.

Результаты испытаний в лабораториях, а также самостоятельные испытания производителей показывают, что проблема обеспечения совместимости по протоколам GOOSE, MMS и SV (в редакции LE) на сегодняшний день уже не стоит .

Отдельной задачей здесь является обеспечение совместимости по языку конфигурирования в соответствии с МЭК 61850-6. Указанная глава стандарта описывает язык конфигурирования Substation Configuration Language (SCL), основанный на языке разметки XML и предназначенный для создания конфигурационных файлов устройств.

Различают следующие виды SCL-файлов:
ICD - файл описания возможностей устройства;
SSD - файл описания спецификации подстанции;
SCD - файл описания конфигурации подстанции;
CID - файл описания конфигурации устройства.

Процедура конфигурирования устройств, описанная стандартом, предполагает следующие шаги (рис. 3):

• создание файла спецификации SSD с использованием специализированного программного обеспечения для проектирования;
• при помощи программного обеспечения, поставляемого вместе с устройствами РЗА, из устройств извлекаются файлы описания возможностей - ICD;
• интеграция в файл SSD файлов описания возможностей устройств ICD и конфигурирование коммуникационных связей между устройствами. Данная операция также выполняется в специализированном ПО для проектирования. В результате будет получен файл описания конфигурации подстанции - SCD;
• импорт файла SCD в ПО для конфигурирования устройств и получение отдельных файлов конфигураций для каждого из устройств - CID - с последующей загрузкой этих файлов в устройства.

Рис. 3. Процедура конфигурирования по МЭК 61850

Во время наладки устройства может потребоваться частичное изменение конфигурации. В таких случаях используется еще один тип файла - IID. Этот файл предназначен для внесения изменений в файл описания конфигурации подстанции SCD. После изменения файла SCD все конфигурации в устройствах должны быть обновлены.

На сегодняшний день стыковка программного обеспечения производителей устройств и ПО для системного конфигурирования обеспечена не в полной мере. В лаборатории по исследованию функциональной совместимости устройств, работающих по протоколам стандарта МЭК 61850, удалось использовать ПО для проектирования Atlan для конфигурирования устройства MiCOM P141, SEL-451 и SIPROTEC 7SJ80. В ПО некоторых производителей невозможно импортировать готовый проект в формате SCD. Вместо этого приходится настраивать конфигурацию для каждого устройства по отдельности.

В целом этот недостаток не мешает организовать связь по протоколам GOOSE, MMS или SV между устройствами, в том числе и разных производителей устройств РЗА, однако усложняет процесс проектирования и наладки и повышает требования к квалификации персонала наладочных организаций.

НАДЕЖНОСТЬ СЕТЕЙ СВЯЗИ

Особенностью вторичных систем, построенных по стандарту МЭК 61850, является реализация большинства функций защиты и автоматики с использованием информационной сети. Соответственно надежность системы РЗА будет связана с надежностью подсистемы передачи данных.

Стандарт МЭК 61850 предлагает целый комплекс решений, направленных на повышение надежности передачи данных. Этот комплекс включает в себя как средства, описанные самим стандартом, так и стандартные средства коммуникационных протоколов Ethernet, к которым относится физическое резервирование информационной инфраструктуры в сочетании с использованием протоколов резервирования.

В настоящее время существует три основных протокола резервирования: RSTP, PRP, HSR.

Выбор протокола и его параметров будет определяться топологией информационной сети и требуемыми характеристиками в части допустимого времени перебоя передачи данных.

Методики обеспечения надежности, описанные стандартом МЭК 61850 для протоколов MMS, GOOSE, SV, будут различны по причине существенных различий между указанными протоколами.

Протокол MMS представляет собой стандартный клиент-серверный протокол поверх стека TCP/IP. Для обеспечения передачи данных в нем используется механизм запросов и ответов (рис. 4). Таким образом, при неудачной попытке передачи данных устройство сможет сформировать соответствующий отчет.

Рис. 4. Механизм передачи данных по протоколу MMS.

Протокол GOOSE осуществляет передачу данных по технологии «издатель-подписчик» без подтверждения приема данных. Обеспечение гарантированной доставки сообщений в данном протоколе осуществляется путем многократного по-вторения передаваемого сообщения с минимальной выдержкой времени (микросекунды).

С целью диагностики канала связи даже при отсутствии изменений передаваемых сигналов, устройство-издатель периодически отправляет посылку с этими данными. В случае повреждения канала связи устройство-подписчик не получит через заданный интервал посылку и сможет выдать оповещение о неполадках в канале связи.

На рис. 5 проиллюстрирован механизм передачи данных по протоколу GOOSE, где Т0 - интервал в нормальном режиме, (Т0) - интервал от передачи последнего сообщения до сообщения после изменения данных в пакете GOOSE-сообщения, Т1-Т4 - изменяющийся интервал между пакетами GOOSE-сообщений от минимального до номинального.

Рис. 5. Изменение интервала времени передачи пакетов GOOSE-сообщений

Протокол SV, так же как и GOOSE, является протоколом типа «издатель-подписчик». Данные по протоколу SV передаются постоянным потоком так, что устройство-подписчик может обнаружить повреждение канала связи по отсутствию данных.

Помимо диагностики канала связи, данные по протоколам GOOSE и SV снабжаются метками качества. Метка качества содержит несколько полей, каждое из которых предназначено для передачи данных о состоянии устройства, передающего данные, включая сведения о его работоспособности, точности и т.п.

Реализация описанных принципов в системах, построенных по стандарту МЭК 61850, позволяет мгновенно выявлять повреждения элементов сетевой инфраструктуры и устройств РЗА и обеспечивать быструю реакцию на них.

Тем не менее для сохранения работоспособного состояния системы и обеспечения бесперебойного выполнения критически важных функций требуется правильно выбрать структуру системы, предусмотреть, где это требуется, структурное резервирование элементов и наладить протоколы резервирования сетевых устройств. Эти вопросы лежат вне рамок стандарта МЭК 61850 и должны быть проработаны на национальном уровне. В силу комплексности рассматриваемого вопроса представляется целесообразной разработка руководящих указаний, дающих рекомендации по выбору топологии информационной сети и принципов резервирования применительно к типовым схемам распределительных устройств, принятым в России.

СКОРОСТЬ ПЕРЕДАЧИ ДАННЫХ

Скорость передачи данных по информационной сети цифровой подстанции, наряду с надежностью, является важнейшим параметром. Время доставки данных для важных сигналов (например, пуск или срабатывание защиты, команда отключения выключателя и т.п.) будет определять суммарное время ликвидации ненормальных режимов и должно быть минимизировано.

Действующая редакция МЭК 61850-5 нормирует допустимое время передачи сигналов (табл. 1).

Табл. 1. Нормированное время передачи сигналов

Из рассмотренных выше протоколов критично время передачи пакетов только для GOOSE и SV. Стандартом МЭК 61850 для указанных протоколов предусмотрен ряд механизмов, повышающих их приоритет по сравнению со всем остальным трафиком в информационной сети. Это означает, что загрузка аварийных осциллограмм с одного из устройств релейной защиты по протоколу MMS или FTP не помешает быстрому прохождению пакета с GOOSE-сообщением. В связи с этим при проектировании информационной сети системы автоматизации цифровой подстанции весь остальной трафик может быть оставлен за рамками рассмотрения.

GOOSE-сообщения, несмотря на сравнительно небольшой объем пакета, могут создавать достаточно большую нагрузку на сеть в момент изменения данных в передаваемом GOOSE-сообщении (когда с минимальной выдержкой времени повторно передается одно и то же сообщение). В российской практике построения подстанций с использованием протокола GOOSE был опыт проведения так называемых «штормовых» испытаний, когда серийно проверялось время доставки сообщения при одновременном срабатывании большого количества устройств РЗА.

Очевидно, что проведение таких испытаний при создании цифровых подстанций сложно реализовать. Однако вполне возможно проводить моделирование всех процессов в информационной сети проектируемой подстанции с использованием специализированного программного обеспечения.

При этом целесообразно разделить эту работу на следующие этапы:

1. Разработка принципиальной схемы передачи данных между логическими узлами и физическими устройствами при выполнении различных функций.
2. Моделирование логических функций в различных режимах работы ПС с регистрацией одновременно передающихся сигналов.
3. Моделирование информационной нагрузки в сети при выполнении различных функций по результатам предыдущего этапа.

Моделирование информационной нагрузки, создаваемой протоколом МЭК 61850-9-2, является более простой задачей в силу того, что данные по указанному протоколу передаются по детерминированному закону.

Тем не менее при проектировании здесь следует учитывать различные режимы работы самой сети, например случаи выхода из строя одного из сегментов.

По своей структуре информационные сети подстанций являются не самыми сложными, и их моделирование может быть произведено достаточно точно. Стандарт МЭК 61850 при этом предоставляет большой набор инструментов, предназначенных для повышения приоритета отдельных сообщений над другими, что обеспечивает сокращение времени их доставки.

Разработка руководящих указаний в данной области на сегодняшний день нецелесообразна. Это в первую очередь обусловлено отсутствием полноценной практики внедрения шины процесса по протоколу МЭК 61850-9-2, а также серьезными различиями в характеристиках работы оборудования.

Следует отметить важность серьезной проработки проектов цифровых подстанций в этой части, поскольку проведение лишь поверхностного анализа может привести либо к неудовлетворительным результатам в части производительности системы, либо к серьезному завышению стоимости оборудования, что сделает цифровые подстанции неконкурентоспособными.

МЕТРОЛОГИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ

Реализация системы коммерческого учета на базе шины процесса по протоколу МЭК 61850-9-2 - нетривиальная задача с метрологической точки зрения. Прибор учета с цифровым интерфейсом при этом становится лишь компьютером, выполняющим функции умножения и сложения. Однако требования по точности должны предъявляться к аналого-цифровому преобразователю, причем вне зависимости от того, является ли этот преобразователь первичным (цифровой или оптический трансформатор тока) или вторичным (устройство сопряжения - merging unit).

Работа в данной области должна включать в себя создание методики метрологической поверки измерительных преобразователей с интерфейсом МЭК 61580-9-2 и создание эталонных измерительных преобразователей с цифровым интерфейсом. На следующем этапе должен быть проработан вопрос защиты шины процесса от несанкционированного доступа. Эти задачи являются важнейшими на пути создания легитимной системы коммерческого учета на базе шины процесса по МЭК 61850-9-2.

ПРОЕКТИРОВАНИЕ И НАЛАДКА

Внедрение цифровых протоколов существенно изменяет процедуру наладки. Если ранее основная работа здесь заключалась в прокладке кабелей и их стыковке, то сейчас часть этой работы выполняется еще на этапе проектирования при конфигурировании системы по МЭК 61850 в соответствии с процедурой, описанной выше. При этом в случае выявления каких-то ошибок на этапе наладки персонал наладочной организации должен обладать достаточной компетенцией для внесения изменений в файлы конфигурации МЭК 61850. В связи с этим фактически работа проектировщика и наладчика совмещаются.

Проектная документация на цифровую подстанцию будет состоять из двух частей: проектной документации в классическом представлении и файлов конфигурации в формате файлов SCL.

Проектная документация (бумажная версия) будет включать в себя:

• проект строительной части;
• электрические схемы первичного оборудования;
• электрические схемы вторичных цепей;
• кабельные журналы;
• уставки РЗА и другие разделы.

Конфигурация протоколов передачи данных по МЭК 61850 должна включать в себя только файл описания подстанции - SCD.

На практике для небольшого проекта подстанции с 20 присоединениями файл SCD представляет собой текстовый документ объемом более 1500 листов. Чтение и редактирование этого документа крайне затруднены (рис. 6), в связи с чем провести проверку и выявить источник возможной ошибки практически невозможно. Поэтому при разработке проектов цифровых подстанций в части передачи данных по МЭК 61580 должны быть использованы специализированные САПР с возможностью полного документирования всех коммуникаций по МЭК 61850 в графическом виде с указанием на чертеже идентификаторов логических узлов, наборов данных, GOOSE-сообщений и т.п.

Рис. 6. Пример SCD-файла

ВЫВОДЫ

В настоящее время уже решен большой комплекс вопросов, стоявших на пути внедрения цифровых подстанций. К таким вопросам можно отнести:

1. Создание полного комплекса вторичного оборудования с поддержкой всех протоколов, описанных стандартом МЭК 61850.
2. Обеспечение совместимости оборудования по протоколам стандарта, подтвержденное большим количеством успешных испытаний.

Такие результаты уже сегодня позволяют реализовывать пилотные проекты цифровых подстанций и накапливать опыт проектирования, монтажа, наладки и эксплуатации.

Для серийной реализации проектов цифровых подстанций должна быть создана нормативная база, обеспечивающая легитимность принимаемых в рамках проектов решений, а также приняты руководящие указания по проектированию и наладке таких объектов.

Состав первоочередных работ в этой области должен включать разработку:

• руководящих указаний по обеспечению надежности передачи данных в рамках цифровых подстанций;
• методик моделирования информационной сети цифровых подстанций для оценки информационной нагрузки по протоколам МЭК 61850;
• нормативной базы, создание эталонов и методик поверки в части метрологических характеристик аналого-цифровых преобразователей с цифровым интерфейсом по протоколу МЭК 61850;
• требований к составу и содержанию проектной документации на цифровые подстанции в части передачи данных по протоколам стандарта МЭК 61850.

Реализация вышеуказанных шагов позволит создать не только создать нормативную базу для принимаемых в рамках решений проектов, но и крепкую основу для повышения экономической эффективности проектов цифровых подстанций.

ЛИТЕРАТУРА

1. IEC Smart Grid Standardization Roadmap. Ed. 1.0 - 2009-12.
2. Реестр совместимых устройств. http://мэк61850.рф/совместимость
3. Тазин В.О., Головин А.В., Аношин А.О. Инжиниринг систем автоматизации цифровых подстанций // Релейщик. 2012. № 1.