Оборудование для цифровой подстанции с протоколом 16850. Цифровые подстанции в России: процесс пошел. Проектирование и наладка

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.

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.

Несмотря на то, что тенденция перехода на цифровые технологии в системах сбора и обработки информации, управления и автоматизации подстанций наметилась ещё более 15 лет назад, первая в мире цифровая подстанция запущена лишь в 2006 году. Сегодня в данном направлении активно работают ведущие компании-производители электроэнергетической отрасли по всему миру. Россия – не исключение.

Развитие электроэнергетики в последние годы обусловлено фактором объединения электросетевой и информационной инфраструктуры. Цифровая подстанция – это элемент активно-адаптивной (интеллектуальной) электросети с системой контроля, защиты и управления, основанной на передаче информации в цифровом формате.

Несмотря на то, что эта тема является относительно новой, в настоящее время на планете насчитывается уже более 100 ЦПС в Китае, США, Канаде и других странах. В частности, при содействии Министерства энергетики России в лице Российского энергетического агентства на прошедшей в Париже международной выставке CIGRE-2014 демонстрировалось совместное техническое решение отечественных компаний, предназначенное для автоматизации подстанций по технологии «Цифровая подстанция».

Предпосылки
Независимо от своего назначения все сети на планете становятся более мощными и более сложными. В том числе в геометрической прогрессии растут объёмы информационных потоков, обеспечивающих управление электросетевыми объектами, мониторинг их технического состояния, контроль качества электроэнергии, а также её коммерческий учёт. Это, в свою очередь, влечёт всё большее применение дорогих интеллектуальных электронных устройств, которых с каждым днем на объекте становится всё больше, а цена их всё выше. Зачастую такие устройства применяют различные стандарты передачи данных, что затрудняет их совместную работу и, более того, начинает тормозить развитие электроэнергетики, а значит, и промышленности в целом. Это касается не только России, но и любых промышленно развитых стран. В общем, как в своё время и в области ИКТ, в электроэнергетике настал момент, когда необходимо пересмотреть сами принципы построения энергетической инфраструктуры, а не совершенствовать оборудование в старой парадигме.

Предпосылкой к появлению отечественного решения стало активное развитие технологии «Цифровая подстанция» – появление стандартов, описывающих информационную модель подстанции и протоколы обмена между её элементами, а также оборудования, поддерживающего эти протоколы. Суть нового подхода – изменение архитектуры построения систем защиты и управления подстанциями, основанное на цифровой обработке данных.

Применение протокола IEC61850, описанного в технологии «Цифровая подстанция», позволяет получить единый цифровой поток данных, характеризующий состояние управляемого объекта. Это позволяет абстрагироваться от существующей парадигмы построения системы защиты и управления подстанцией, при которой каждая функция автоматизации выполняется отдельным устройством, и перейти к программной платформе, размещаемой на универсальных аппаратных устройствах и имеющей свободное распределение функций. Так появляется возможность получать решения, имеющие как полностью распределённую, так и централизованную архитектуру. Кроме того, применение единой программной платформы, обеспечивающей реализацию и взаимодействие функций на основе международного стандарта, позволит в дальнейшем видоизменить рынок аппаратных устройств для построения систем защиты и управления подстанцией и перейти к рынку функциональных алгоритмов. Таким образом, появляется возможность уйти от сложившихся стереотипов построения инфраструктуры управления энергообъекта и создать по-настоящему инновационное прорывное решение, представляющее из себя программную среду, подобную ОС Apple или Android, для построения систем автоматизации электрических подстанций.

Основные элементы, которые позволили спроектировать подобное решение, базируются на собственных разработках двух компаний: цифровые оптические измерительные трансформаторы компании «Профотек» и цифровая система защиты и управления компании «ЛИСИС». Это уникальный альянс российских компаний, которые предлагают эффективное решение, не имеющее сегодня аналогов в мире.

Как это работает
По сути, разработанное решение состоит из устройств, выполняющих первичные основные измерения параметров электросети и формирующих цифровой поток информации, передаваемой по оптическим кабелям в систему защиты и управления, которая функционирует на стандартных промышленных серверах. В качестве источника информации для системы используются цифровые оптические измерительные трансформаторы.

Что касается цифровых оптических измерительных трансформаторов, то они являются альтернативой традиционным. Их назначение – высокоточное измерение мгновенных значений тока, напряжения и их фазовых характеристик, а также выдача измеренных значений по цифровому интерфейсу для использования вторичным оборудованием – счётчиками коммерческого учёта, приборами телеметрии, контроля качества электроэнергии, релейной защиты и автоматики. Разработанные цифровые оптические измерительные трансформаторы являются инновационными и обеспечивают полностью цифровые измерения с минимально достижимым на сегодняшний день уровнем погрешности. При интеграции в структуру подстанции подобные трансформаторы позволяют оптимизировать архитектуру систем измерения, защиты, управления и контроля качества электроэнергии. Собственно, цифровые оптические измерительные трансформаторы – это и есть тот базис, на котором строится «Цифровая подстанция».

В свою очередь, iSAS – программно-технический комплекс автоматизации электрических подстанций на базе унифицированной технологической платформы с унификацией всех функций защиты, управления, измерений и контроля в пределах подстанции на основе программных модулей, легко переносимых на любые аппаратные платформы, функционирующих под управлением ОС Linux. В целом iSAS обеспечивает полный жизненный цикл создания центра системы управления подстанцией, включая проектирование, испытания, наладку, сопровождение и эксплуатацию.

На сегодня ПТК iSAS реализует полный спектр функций автоматизации подстанций 35-220кВ на единой платформе в соответствии с концепцией «Цифровая подстанция» с полной поддержкой стандарта IEC 61850 («шина процесса»), включая:

Измерения;
управление;
релейную защиту и автоматику;
регистрацию аварийных событий и процессов;
автоматическое регулирование;
технический и коммерческий учёт энергоресурсов;
контроль качества электроэнергии.

Данный ПТК позволяет также реализовать функционал защиты и управления подстанцией с произвольно компонуемой архитектурой и функциональной структурой – от набора комплексов уровня присоединений до единого интегрированного комплекса подстанции.

Что это даёт
Предложенное решение является принципиально новым для электроэнергетики. Оно позволяет создать полностью цифровое надёжное комплексное решение для автоматизации, контроля, коммерческого учёта и релейной защиты подстанции. Разумеется, всё это позволяет получить широкий спектр преимуществ. Основным преимуществом является экономический эффект на всех стадиях жизненного цикла электрической подстанции, начиная с проектирования и заканчивая эксплуатацией.

Снижение затрат на этапе строительства происходит за счёт уменьшения количества применяемого оборудования и отказа от большого количества медных проводников (иногда измеряемого тоннами), а также снижения трудоёмкости проектирования, монтажа и наладки оборудования.

При эксплуатации применение цифровых интеллектуальных устройств и необслуживаемых цифровых измерительных трансформаторов на высоковольтной части позволяет значительно сократить количество обслуживающего персонала на подстанции и расходы на самообслуживание.

Дополнительная экономия достигается также снижением расходов на поверку за счёт увеличения межповерочного интервала и упрощения поверки трансформаторов, а также сокращением потерь электроэнергии, увеличения точности измерений и ухода от необходимости нормирования нагрузки вторичных цепей.

Применение же устройств с высокой степенью резервирования функций и взаимозаменяемостью уменьшает сроки замены оборудования в случае ремонтных работ или регламентного обслуживания, что позволяет эксплуатировать объект практически без остановок.

Не менее важна простота внедрения, потому что сотни шкафов с находящимся в них вторичным оборудованием заменяются всего лишь одним сервером. При этом измерительная часть является полностью цифровой и имеет существенно меньшие массогабаритные характеристики по отношению к традиционным измерительным трансформаторам, что позволяет проводить модернизацию объекта без длительного вывода из работы комплекса электрораспределительного оборудования.

Предложенное решение имеет повышенный уровень безопасности. Во-первых, высоковольтная часть не требует обслуживания, имеет высокую степень пожаробезопасности и обеспечивает взрывобезопасность, так как по сравнению с традиционными трансформаторами не содержит компонентов, способных гореть или создать опасность взрыва. Во-вторых, для соединения первичной высоковольтной части с вторичными устройствами используются только волоконно-оптические кабели, не содержащие токопроводящих материалов и обеспечивающие полную гальваническую развязку и электрическую изоляцию персонала и дорогостоящего вторичного оборудования от воздействия высокого напряжения.

За счёт применения полностью цифрового первичного измерительного оборудования и цифровых методов обработки и управления на совершенно новый уровень поднимаются методы самодиагностики всей системы, а применение оптических кабелей для передачи информации полностью исключает искажения и помехи в передаваемых и обрабатываемых данных. При этом цифровые методы передачи и обработки данных позволяют обеспечить надёжное и многоуровневое резервирование всех систем. И даже установка ещё двух серверов для организации двойного резервирования на случай аварии или ЧС не приводит к сколько-нибудь существенному удорожанию ЦПС.

В данной статье рассматриваются преимущества при применении цифровых систем управления с использованием IEC 61850-8-1. Защита и контроль могут быть расширены применением IЕС 61850 на обеих станциях/подстанциях с взаимосвязью через шину обмена. Применение шины обмена позволяет заменить традиционное подключение к первичному оборудованию на Ethernet, а также преобразовать первичный ток и напряжение для реле защиты и других электронных устройств (ИЭУ) получаемые через оптоволокно. Цифровая реализация помогает уменьшить физический размер подстанции и даже перемещать работы по конфигурированию и тестированию при приемо-сдаточных испытаниях на энергопредприятие, а также устраняет проблему совместимости (синхронизации) первичного и вторичного оборудования.

Цифровая подстанция.
Если задать вопрос: "Что такое цифровая подстанция?", то на этот вопрос можно дать множество разнообразных ответов, так как не существует стандартного определения. Очевидно, большинство подстанций сегодня коммутирует и передает переменный ток высокого / сверхвысокого напряжения, и этот первичный поток не является цифровым. Это означает, что мы говорим о вторичных системах, о всех функциях защиты, управления, измерения, мониторинга состояния, записи и контроля за системами, которые лишь связанны с первичным "процессом".
В общих чертах, полной цифровой подстанцией является та, в которой как можно больше данных, связанных с первичным процессом оцифровывается сразу же, в точке измерения. После этого, обмен данными, между устройствами, может происходить с помощью Ethernet, в отличие от многих километров медного провода, существующих на обычной подстанции.
Цифровые подстанции подразумевают решение и архитектуру, в которой функциональность подстанции теперь, преимущественно, достигается программным обеспечением, с меньшей зависимостью от аппаратных реализаций, таких как установленные проводные связи.

Преимущества цифровых подстанций

• Повышенная надежность и доступность: Способность глубокой самодиагностики цифровых устройств обеспечивает максимальную жизнеспособность подстанции. Любое ухудшение работоспособности фиксируются в режиме реального времени. Имеющаяся избыточность данных в системе могут быть использована для исправления неполадок, что и позволяет выполнять поиск неисправностей без необходимости каких-либо отключений системы в первичной сети.
• Оптимизация работы: анализ, производимый цифровыми схемами подстанций позволяет проводить тщательный мониторинг объема данных поступающих со станционного оборудования, относительно его проектных уровней.
• Сокращение расходов на обслуживание: цифровая подстанция детально мониторит все процессы происходящие в оборудовании. Интеллектуальные системы анализа данных предоставляют рекомендации по техническому обслуживанию и ремонту. Это позволяет переходить на прогностическое или надежностно-ориентированное обслуживания, избегая незапланированных простоев и чрезвычайных расходов на ремонт.
• Улучшенные коммуникационные возможности: обмен данными между интеллектуальными устройствами, как внутри, так и между межрегиональными подстанциями, оптимизирован через Ethernet. Качественные локальные и глобальные блоки контроля позволяют производить обмен данными на подстанции, а также между подстанциями. Прямые связи между подстанциями, без необходимости транзита через центр управления, уменьшают время реагирования.

Архитектура цифровых подстанций
А. Уровень процесса
Работа цифровой подстанции основана на архитектуре, которая позволяет проводить эксплуатационные измерения в реальном времени по данным от первичной системы. Эти данные получаются с помощью датчиков, встроенных в первичную систему. Обмен между устройствами, происходит по результатам измерений базирующихся на "шине процесса". Самое главное в том, что интеллектуальные устройства и системы могут сразу обработать эти оперативные данные в пределах подстанции.
Прописавшись как клиенты потока данных по шине процесса Ethernet, информация от "глаз и ушей" энергетической системы доводятся гораздо более эффективно, до уровня центральных терминалов, чем в обычных проводных схемах.

Обмен данными происходит по результатам измерений (давление или температура в распределительном устройстве ГИС, измерения тока и напряжения, полученные из оптического или трансформаторов на эффекте Роговского, цифровых приборов, или информации о состоянии выключателей) с помощью "шины процесса".
Самое главное в том, что интеллектуальные устройства совместно с устройствами подстанции, (реле защиты, регистраторы, блоки измерения векторов (фаз), контроллеры терминалов, многофункциональные контроллеры или управляющие устройства), могут сразу обработать оперативные данные. Прописанным как клиенты этого потока данных по шине процесса Ethernet, информация от "глаз и ушей" энергетической системы распределяется и поступает на уровень терминалов гораздо более эффективно, чем в обычных проводных схемах.
Шина процесса также осуществляет связь, через которую информация от первичного, уличного оборудования идет назад в ОПУ (к аппаратуре контроля станции) - она ​​обеспечивает обратную связь на подстанцию.
В полностью цифровой архитектуре, управляющие команды (команды оператора, срабатывание защиты) также направляются на первичные устройства через шину процесса, в противоположном направлении.
Шина процесса, таким образом, поддерживает срочное обслуживание.

B. Защита и контроль.

Устройства между шиной процесса и станционной шиной исторически определены как "вторичное оборудование". В цифровой подстанции, эти устройства являются интеллектуальными электронными устройствами, которые взаимодействуют с потоками через шину процесса, и также с равноуровневыми устройствами в стойках терминалов, с другими терминалами, и цифровой системой управления через шину станции (Рисунок 1).

C. Объекты контроля станции
Цифровая шина подстанции, станции гораздо больше, чем традиционная SCADA шина, так как позволяет нескольким клиентам обмениваться данными, поддерживает равноправное взаимодействие устройств, а также обмен между подстанциями. ГУЗ (GOOSE) чаще всего используются для высокоскоростного обмена бинарной информацией о состоянии / командах.
ИЭУ выполняет свои критичные по времени функции, такие как отключение от защиты, переключение дежурным подстанции или другие задачи с помощью прямого взаимодействия с шиной процесса.
Однако некоторые объекты на подстанции могут требовать обмена всеми или частью этих предварительно обработанных данных. Например, схемы защиты и управления могут быть распределены между несколькими терминалами, и как правило, в случае автоматического повторного включения (АПВ), УРОВ, блокировка и динамическое изменение схемы ("быстрая передача команды") зачастую происходит по конкретному адресу. Часто это осуществляется на протоколе IEC 61850 GOOSE-based.
Дополненительно к необходимости распределения интеллекта между терминалами на уровне станции есть необходимость передачи информации, как местным, так и удаленно размещенным операторам, контролирующим визуально рабочее состояние подстанции. Это требует наличия на подстанции ЧМИ (человек-машинных интерфейсов) и прокси-сервера соединенного с удаленным ЧМИ сервером контроля и управления, в режиме реального времени. Одна или несколько рабочих станций руководствуясь инструкциями (указаниями), региональных диспетчеров может использоваться в качестве инженерной для конфигурирования терминалов, или для локальной концентрации и архивации данных энергосистемы. Для он-лайн мониторинга состояния могут использоватся спецализированные станции предупреждения (сигналов аварии), учитывающих историю по базе данных каждого основного устройства.
Цифровые трансформаторы
За годы интенсивных исследований был изобретен, изготовлен и испытан нетрадиционный измерительный трансформатор, который является точным, цифровым, безопасным, экономически эффективным и - главное – без сердечника.

Корень зла многих недостатков традиционных измерительных трансформаторов является железный сердечник.
Сердечник является источником погрешности, из-за необходимости, его намагничивания, одновременно не перегружая его. При использовании обычных трансформаторов тока большой проблемой является достижение необходимого динамического диапазона и точности измерения при низких уровнях тока одновременно. Вместо железного сердечника для трансформации первичной величины измерений можно использовать оптические трансформаторы, трансформатор Роговского или по емкостной технологии с воздушной или газовой изоляцией цифрового устройства соответствующего размера, которое в свою очередь позволяет оптимизировать размер распределительного устройства.
Далее рассмотрены некоторые примеры трансформаторов тока:
Оптические датчики тока используют эффект Фарадея. Оптоволоконная петля, проводящая поляризованный луч света, наматывается вокруг проводника с током. Этот свет будет испытывать угловое отклонение за счет магнитного поля, генерируемого первичным током. Возможности датчика позвляют точно определить первичный ток на основе оптических измерений в реальном времени.
Датчики Роговского позволяют обойтись без традиционного сердечника ТТ. Тороидальная катушка, располагается вокруг первичного провода точно так, как вторичная обмотка в обычном трансформаторе тока, но только без ферромагнитного сердечника. Напряжение на выходе датчика является напряжением, с низким уровнем, которое точно коррелирует с первичным током.
Емкостные датчики при системах с воздушной изоляцией (AIS) являются емкостными делителями согласованными с тонкопленочными конструктивными трансформаторами напряжения. Для элегазовой изоляции датчик GVT (газом изолировонного ТН) укладывают на внутренней поверхности шины в канале, таким образом, что гибкая печатная плата (РСВ) свертывается в полную окружность. Электроды на печатной плате имеют точную(эталонную) (емкость,пф) емкостную пару с проводником тока

Преимущества в использовании

• Повышенная безопасность: отсутствие опасности взрыва, нет проводов во вторичном контуре ТТ

• Точность измерений в сочетании с большим динамическим диапазоном измерений
• Нет насыщения, феррорезонанса или нежелательных переходных процессов.
• Продолжительная и устойчивая точность данных
• Сейсмическая устойчивость
• Повышенная надежность и полная самодиагностика
• Легкость, компактность и гибкость
• Минимум составляющих, практически не требует обслуживания

Energinet. Пример проекта в Дании

В этом проекте, защищаются сети гибридных линий 400 кВ, состоящие из воздушной части линии и из кабельной части, проложенной под землей. Кроме этого есть пара параллельных кабелей, каждый 5км длиной. Эксплуатационные требования таковы - АПВ требуется при повреждении на воздушных участках линии, но при повреждении кабельного участка АПВ не должно срабатывать. Для быстрого и точного обнаружения неисправностей в кабелях используется дифференциальная защита. Кабели часть из двух основных магистралей 400 кВ, работающих с юга на север Дании.
Поставляемое оборудование включает в себя 72 оптических элементов ТТ, 24 соединительных блоков и 24 линий с дифференциальными реле, для унификации обмена по шине процессов в схеме защиты.
Легкие сухого типа изоляторы, конструкция с окнами позволяют монтаж оптического ТТ и ТН на одной опоре, учитывая ограниченное пространство. Для Energinet, Дании, используется единая.структура и пофазная закладка линий передачи, при большой массе кабеля, а также установка ТТ на консольной раме, при его удалении на расстояние 2 м по горизонтали от опоры.
Уменьшенный размер и вес являются ощутимым преимуществом по сравнению с обычными сетями, позволят размещать компактные подстанции в местах с ограниченным пространством. Широкие динамические пределы ТТ делают их востребованными, на независимых станциях, где востребованы предельная точность при полной выходной мощности и необходимо станционное техническое обслуживания. Отсутствие проводных цепей в трансформаторе тока снижает риск летального травматизма из-за случайного размыкания токовой цепи персоналом и увеличивает степень электробезопасность в целом. Отсутствие масла в измерительных трансформаторах также уменьшает взрывоопасность (рисунок 3).
Все реле защиты и коммутационные устройства установлены в 19" стойку. Оптоволокно от кабельной коробки на улице к панели защиты стыкуются в стойке, внутри шкафа. Оптоволокно между блоками синхронизации устройств GPS и блоками преобразования устройство / ток дифференциального реле осуществляется непосредственно с помощью соединительных кабельных соединений на задней панели в 19 "стойки (рис 4 и 5).

Тестирование платформы

Набор для тестирования. Для подачи тока непосредственно через первичную обмотку COSI-ТТ использовался Омикрон. Для того чтобы ограничить величину тока через COSI-CT пропускали несколько витков. Это позволило подать ток для проверки в рабочем режиме и проверить работу дифференциальной защиты первичным током. Базовая характеристика была построена для проверки отсутствие влияния добавленных датчиков (устройств) на характеристики защиты. В дальнейшем подтверждено работу схемы защиты и соответствие времени срабатывания при внутренних КЗ результатам полученным при проведенных ранее проверках.
Вывод: реализация цифровой подстанции позволяет уменьшить совокупную стоимость подстанции. Уменьшенный размер и вес измерительных трансформаторов, цифровых приборов защиты и контроля обеспечивают привлекательные преимущества, позволяя строительство компактных подстанций, ограниченных размерами.
Проект Energinet свидетельствует о растущей уверенности в целесообразности применения цифровых подстанций в Европе. Это очень важно при имеющихся напряжениях сети, где экономия, здоровье и безопасность имеют первостепенное значение. Таким образом, этот проект позволяет использовать накопленный опыт и следовать ему, как для новых, так и для реконструируемых объектов.

Authors: Richards, S., Alstom Grid, UK, Pavaiya, N., Omicron Electronics, Boucherit, M. and Ferret, P., Alstom Grid, France, Diemer P., Energinet.dk, Denmark