Вредоносное ПО (malware) - это назойливые или опасные программы,...
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.
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.
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.
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»
