Цифровую подстанцию называют стержневым компонентом создания интеллектуальной сети – а эта тема в последнее время приобретает все большую популярность. Это прорывный, признанный на международном уровне метод автоматизации, решающий задачи эффективного управления энергетическими объектами, полностью переводящий его в цифровой формат. Интегрировав эту технологию в системы автоматизации подстанций, компании-производители объединили более чем десятилетний опыт производства «нетрадиционных» измерительных трансформаторов тока и напряжения с новейшими технологиями связи и сделали возможным подключение первичного высоковольтного оборудования к устройствам релейной защиты и автоматики (РЗА). Это обеспечивает повышение надежности и готовности системы, а также оптимизацию вторичных цепей на подстанции.
Ведущие компании в этой отрасли продолжают развивать данную технологию, причем, как отмечают эксперты, особую ценность представляет объединение усилий, учитывая значимость и масштабность поставленных задач. Силами одной компании этот стратегически значимый для отрасли проект осуществить невозможно, замечают специалисты. По их мнению, время, когда все эти технологии составляли коммерческую тайну, уже прошло и для внедрения цифровых подстанций появилось реальное сообщество, которое продвигает данную технологию по всем направлениям.
Подтверждение этих слов – соглашение между компаниями Alstom и Cisco, которые договорились вместе разрабатывать решения для безопасной автоматизации цифровых подстанций. В этих решениях будут использоваться маршрутизаторы и коммутаторы для подстанций Cisco Connected Grid в защищенном исполнении с расширенными коммуникационными возможностями и функциями информационной безопасности и система управления Alstom DS Agile для автоматизации подстанций.
Это позволит вывести производительность IP-коммуникаций на новый уровень и обеспечить интеграцию информационной безопасности, распределенного мониторинга и управления. На основе такого решения уже созданы центры передачи информации и распределения энергии в рамках современной архитектуры электросетей.
Решения позволяют управлять доступом пользователей к критически важным ресурсам, обнаруживать и устранять возможные электронные атаки по всей инфраструктуре сети. Архитектура цифровых подстанций содержит исчерпывающие функциональные возможности управления безопасностью с учетом рекомендаций NIST (Национальный институт стандартов и технологий США) и IEC (Международная электротехническая комиссия, МЭК).
Как отмечают в Cisco, применяемый многоуровневый архитектурный подход обеспечит оптимальное развертывание системы автоматизации подстанций и даст возможность эффективно выполнять проектирование для внедрения решений. Он позволяет легко проектировать коммуникационную инфраструктуру и интегрировать ее с критически важными функциями безопасности и контроля, мониторинга ресурсов и с оборудованием для управления электросетями. Интеллектуальные функции помогут тщательно контролировать допустимую нагрузку и эксплуатировать оборудование электросетей с максимальной эффективностью.
Многоуровневый архитектурный подход также позволит поддерживать проводные и беспроводные коммуникации в одной конвергированной сети, при этом на объектах смогут внедряться программы превентивного обслуживания, которые продлевают срок работы и снижают затраты на обслуживание оборудования. Сеть подстанций поддерживает существующие и новые стандарты связи (например, IEC 61850), а также приоретизацию передачи данных управления над прочим трафиком.
Основные преимущества цифровых подстанций лежат в области экономики: снижается стоимость создания и стоимость эксплуатации. Экономия достигается за счет сокращения площадей, необходимых для размещения объекта, снижения количества оборудования (например, за счет совмещения различных устройств) и, как следствие, стоимости монтажных работ.
В итоге стоимость автоматизации управления подстанцией составит не более 15 процентов от стоимости ее строительства и оснащения первичным оборудованием. С точки зрения надежности цифровая подстанция выигрывает за счет меньшего количества элементов и использования средств мониторинга и диагностики.
Как эксперты оценивают перспективы внедрения данной технологии в России? Компаний, утверждающих, что они имеют необходимое оборудование, освоили технологии и обладают должными компетенциями, достаточно, но практических шагов, как обычно, меньше. Другой вопрос – выбор между отечественными и зарубежными предложениями. По словам специалистов ФСК ЕЭС, необходим компромисс, когда «можно принять решения бренда и – как резервный вариант – предлагаемые рынку отечественные разработки». Причем без элементов административного регулирования со стороны ФСК этот процесс успешным не будет.
И все‑таки в России процесс внедрения цифровых подстанций однозначно пошел, свидетельством чего служит совещание руководства Alstom и ОАО «Российские сети», посвященное обсуждению текущих и перспективных проектов цифровых подстанций. Со стороны «Россетей» в совещании принял участие генеральный директор Олег Бударгин, что говорит о важности данного направления для компании.
Что касается Alstom, то он активно участвует во внедрении технологий интеллектуальной электрической системы с активно-адаптивной сетью. В настоящее время компания участвует в реализации проекта первой в России цифровой подстанции на базе ПС 220 кВ «Надежда» – филиала ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Урала. Alstom поставляет оборудование и устанавливает контроллеры присоединений с поддержкой МЭК 61850‑9‑2 LE, системы РЗА и АСУ ТП, а также осуществит их наладку.
В настоящее время в России реализуется сразу несколько проектов цифровых подстанций, такие, как опытный полигон «Цифровая подстанция» на базе «НТЦ ФСК ЕЭС», подстанция 500 кВ «Надежда» на базе Магистральных электрических сетей Урала, а также кластер «Эльгауголь».
Однако, как отмечают эксперты, пока в этом вопросе отсутствует самый важный компонент – методология проектирования в полном объеме. Необходимо решать вопрос автоматизации этого процесса, пока не подготовлены кадры. В противном случае это будет значительно тормозить процесс развития цифровых подстанций в России, что крайне нежелательно.
Новые технологии производства современных систем управления перешли из стадии научных исследований и экспериментов в стадию практического использования. Разработаны и внедряются современные коммуникационные стандарты обмена информацией. Широко применяются цифровые устройства защиты и автоматики. Произошло существенное развитие аппаратных и программных средств систем управления. Появление новых международных стандартов и развитие современных информационных технологий открывает возможности инновационных подходов к решению задач автоматизации и управления энергообъектами, позволяя создать подстанцию нового типа - цифровую подстанцию (ЦПС). Отличительными характеристиками ЦПС являются: наличие встроенных в первичное оборудование интеллектуальных микропроцессорных устройств, применение локальных вычислительных сетей для коммуникаций, цифровой способ доступа к информации, её передаче и обработке, автоматизация работы подстанции и процессов управления ею. В перспективе цифровая подстанция будет являться ключевым компонентом интеллектуальной сети (Smart Grid).
Термин «Цифровая подстанция» до сих пор трактуется по-разному разными специалистами в области систем автоматизации и управления. Для того чтобы разобраться, какие технологии и стандарты относятся к цифровой подстанции, проследим историю развития систем АСУ ТП и РЗА. Внедрение систем автоматизации началось с появления систем телемеханики. Устройства телемеханики позволяли собирать аналоговые и дискретные сигналы с использованием модулей УСО и измерительных преобразователей. На базе систем телемеханики развивались первые АСУ ТП электрических подстанций и электростанций. АСУ ТП позволяли не только собирать информацию, но и производить её обработку, а также представлять информацию в удобном для пользователя интерфейсе. С появлением первых микропроцессорных релейных защит информация от этих устройства также стала интегрироваться в системы АСУ ТП. Постепенно количество устройств с цифровыми интерфейсами увеличивалось (противоаварийная автоматика, системы мониторинга силового оборудования, системы мониторинга щита постоянного тока и собственных нужд и т.д.). Вся эта информация от устройств нижнего уровня интегрировалась в АСУ ТП по цифровым интерфейсам. Несмотря на повсеместное использование цифровых технологий для построения систем автоматизации, такие подстанции не являются в полной мере цифровыми, так как вся исходная информация, включая состояния блок-контактов, напряжения и токи, передаётся в виде аналоговых сигналов от распределительного устройства в оперативный пункт управления, где оцифровывается отдельно каждым устройством нижнего уровня. Например, одно и то же напряжение параллельно подаётся на все устройства нижнего уровня, которые преобразовывают его в цифровой вид и передают в АСУ ТП. На традиционных подстанциях различные подсистемы используют различные коммуникационные стандарты (протоколы) и информационные модели. Для функций защиты, измерения, учёта, контроля качества выполняются индивидуальные системы измерений и информационного взаимодействия, что значительно увеличивает как сложность реализации системы автоматизации на подстанции, так и её стоимость.
Переход к качественно новым системам автоматизации и управления возможен при использовании стандартов и технологий цифровой подстанции, к которым относятся:
1. стандарт МЭК 61850:
модель данных устройств;
унифицированное описание подстанции;
протоколы вертикального (MMS) и горизонтального (GOOSE) обмена;
протоколы передачи мгновенных значений токов и напряжений (SV);
2. цифровые (оптические и электронные) трансформаторы тока и напряжения;
3. аналоговые мультиплексоры (Merging Units);
4. выносные модули УСО (Micro RTU);
5. интеллектуальные электронные устройства (IED).
Основной особенностью и отличием стандарта МЭК 61850 от других стандартов является то, что в нём регламентируются не только вопросы передачи информации между отдельными устройствами, но и вопросы формализации описания схем - подстанции, защиты, автоматики и измерений, конфигурации устройств. В стандарте предусматриваются возможности использования новых цифровых измерительных устройств вместо традиционных аналоговых измерителей (трансформаторов тока и напряжения). Информационные технологии позволяют перейти к автоматизированному проектированию цифровых подстанций, управляемых цифровыми интегрированными системами. Все информационные связи на таких подстанциях выполняются цифровыми, образующими единую шину процесса. Это открывает возможности быстрого прямого обмена информацией между устройствами, что в конечном счёте даёт возможность сокращения числа медных кабельных связей, и числа устройств, а также более компактного их расположения.
СТРУКТУРА ЦИФРОВОЙ ПОДСТАНЦИИ
Рассмотрим подробнее структуру цифровой подстанции, выполненную в соответствии со стандартом МЭК 61850 (рис.). Система автоматизации энергообъекта, построенного по технологии «Цифровая подстанция», делится на три уровня:
полевой уровень (уровень процесса);
уровень присоединения;
станционный уровень.
Полевой уровень состоит из:
первичных датчиков для сбора дискретной информации и передачи команд управления на коммутационные аппараты (micro RTU);
первичных датчиков для сбора аналоговой информации (цифровые трансформаторы тока и напряжения).
Уровень присоединения состоит из интеллектуальных электронных устройств:
устройств управления и мониторинга (контроллеры присоединения, многофункциональные измерительные приборы, счётчики АСКУЭ, системы мониторинга трансформаторного оборудования и т.д.);
терминалов релейной защиты и локальной противоаварийной автоматики.
Станционный уровень состоит из:
серверов верхнего уровня (сервер базы данных, сервер SCADA, сервер телемеханики, сервер сбора и передачи технологической информации и т.д., концентратор данных);
АРМ персонала подстанции.
Из основных особенностей построения системы в первую очередь необходимо выделить новый «полевой» уровень, который включает в себя инновационные устройства первичного сбора информации: выносные УСО, цифровые измерительные трансформаторы, встроенные микропроцессорные системы диагностики силового оборудования и т.д.
Цифровые измерительные трансформаторы передают мгновенные значения напряжения и токов по протоколу МЭК 61850-9-2 устройствам уровня присоединения. Существует два вида цифровых измерительных трансформаторов: оптические и электронные. Оптические измерительные трансформаторы являются наиболее предпочтительными при создании систем управления и автоматизации цифровой подстанции, так как используют инновационный принцип измерений, исключающий влияние электромагнитных помех. Электронные измерительные трансформаторы базируются на базе традиционных трансформаторов и используют специализированные аналогово-цифровые преобразователи.
Данные от цифровых измерительных трансформаторов, как оптических, так и электронных, преобразуются в широковещательные Ethernet-пакеты с использованием мультиплексоров (Merging Units), предусмотренных стандартом МЭК 61850-9. Сформированные мультиплексорами пакеты передаются по сети Ethernet (шине процесса) в устройства уровня присоединения (контроллеры АСУ ТП, РЗА, ПА и др.) Частота дискретизации передаваемы данных не хуже 80 точек на период для устройств РЗА и ПА и 256 точек на период для АСУ ТП, АИИС КУЭ и др.
Данные о положении коммутационных аппаратов и другая дискретная информация (положение ключей режима управления, состояние цепей обогрева приводов и др.) собираются с использованием выносных модулей УСО, установленных в непосредственной близости от коммутационных аппаратов. Выносные модули УСО имеют релейные выходы для управления коммутационными аппаратами и синхронизируются с точностью не ниже 1 мс. Передача данных от выносных модулей УСО осуществляется по оптоволоконной связи, являющейся частью шины процесса по протоколу МЭК 61850-8-1 (GOOSE). Передача команд управления на коммутационные аппараты также осуществляется через выносные модули УСО с использованием протокола МЭК 61850-8-1 (GOOSE).
Силовое оборудование оснащается набором цифровых датчиков. Существуют специализированные системы для мониторинга трансформаторного и элегазового оборудования, которые имеют цифровой интерфейс для интеграции в АСУ ТП без использования дискретных входов и датчиков 4-20 мА. Современные КРУЭ оснащаются встраиваемыми цифровыми трансформаторами тока и напряжения, а шкафы управления в КРУЭ позволяют устанавливать выносные УСО для сбора дискретных сигналов. Установка цифровых датчиков в КРУЭ производится на заводе-изготовителе, что позволяет упростить процесс проектирования, а также монтажные и наладочные работы на объекте.
Другим отличием является объединение среднего (концентраторов данных) и верхнего (сервера и АРМ) уровня в один станционный уровень. Это связано с единством протоколов передачи данных (стандарт МЭК 61850-8-1), при котором средний уровень, ранее выполнявший работу по преобразованию информации из различных форматов в единый формат для интегрированной АСУ ТП, постепенно теряет своё назначение. Уровень присоединения включает в себя интеллектуальные электронные устройства, которые получают информацию от устройств полевого уровня, выполняют логическую обработку информации, передают управляющие воздействия через устройства полевого уровня на первичное оборудование, а также осуществляют передачу информации на станционный уровень. К этим устройствам относятся контроллеры присоединения, терминалы МПРЗА и другие многофункциональные микропроцессорные устройства.
Следующим отличием в структуре является её гибкость. Устройства для цифровой подстанции могут быть выполнены по модульному принципу и позволяют совмещать в себе функции множества устройств. Гибкость построения цифровых подстанций позволяет предложить различные решения с учётом особенностей энергообъекта. В случае модернизации существующей подстанции без замены силового оборудования для сбора и оцифровки первичной информации можно устанавливать шкафы выносных УСО. При этом выносные УСО помимо плат дискретного ввода/вывода будут содержать платы прямого аналогового ввода (1/5 А), которые позволяют собрать, оцифровать и выдать в протоколе МЭК 61850-9-2 данные от традиционных трансформаторов тока и напряжения. В дальнейшем полная или частичная замена первичного оборудования, в том числе замена электромагнитных трансформаторов на оптические, не приведёт к изменению уровней присоединения и подстанционного. В случае использования КРУЭ имеется возможность совмещения функций выносного УСО, Merging Unit и контроллера присоединения. Такое устройство устанавливается в шкаф управления КРУЭ и позволяет оцифровать всю исходную информацию (аналоговую или дискретную), а также выполнить функции контроллера присоединения и функции резервного местного управления.
С появлением стандарта МЭК 61850 ряд производителей выпустили продукты для цифровой подстанции. В настоящее время во всём мире выполнено уже достаточно много проектов, связанных с применением стандарта МЭК 61850, показавших преимущества данной технологии. К сожалению, уже сейчас, анализируя современные решения для цифровой подстанции, можно заметить достаточно свободную трактовку требований стандарта, что может привести в будущем к несогласованности и проблемам в интеграции уже современных решений в области автоматизации.
Сегодня в России активно ведётся работа по развитию технологии «Цифровая подстанция». Запущен ряд пилотных проектов, ведущие российские фирмы приступили к разработке отечественных продуктов и решений для цифровой подстанции. На наш взгляд, при создании новых технологий, ориентированных на цифровую подстанцию, необходимо строго следовать стандарту МЭК 61850, не только в части протоколов передачи данных, но и в идеологии построения системы. Соответствие требованиям стандарта позволит в будущем упростить модернизацию и обслуживание объектов на базе новых технологий.
В 2011 году ведущими российскими компаниями (ООО НПП «ЭКРА», ООО «ЭнергопромАвтоматизация», ЗАО «Профотек» и ОАО «НИИПТ») было подписало генеральное соглашение об организации стратегического сотрудничества с целью объединения научно-технических, инженерных и коммерческих усилий для создания цифровой подстанции на территории РФ.
В соответствии с МЭК 61850, разработанная система состоит из трёх уровней. Шина процесса представлена оптическими трансформаторами (ЗАО «Профотек») и выносным УСО (microRTU) NPT Expert (ООО «ЭнергопромАвтоматизация»). Уровень присоединения - микропроцессорные защиты ООО НПП «ЭКРА» и контроллер присоединения NPT BAY-9-2 ООО «ЭнергопромАвтоматизация». Оба устройства принимают аналоговую информацию по МЭК 61850-9-2 и дискретную информацию по МЭК 61850-8-1(GOOSE). Станционный уровень реализован на базе SCADA NPT Expert с поддержкой МЭК 61850-8-1(MMS).
В рамках совместного проекта была разработана также система автоматизированного проектирования ЦПС - SCADA Studio, проработана структура сети Ethernet для различных вариантов построения, собран макет цифровой подстанции и проведены совместные испытания, в том числе на испытательном стенде в ОАО «НИИПТ».
Действующий прототип цифровой подстанции был представлен на выставке «Электрические сети России-2011». Внедрение пилотного проекта и выход на полномасштабное производство оборудования цифровой подстанции запланирован на 2012 год. Российское оборудование для «Цифровой подстанции» прошло полномасштабное тестирование, подтверждена также его совместимость по стандарту МЭК 61850 с оборудованием различных зарубежных (Omicron, SEL, GE, Siemens и др.) и отечественных (ООО «Прософт-Системы», НПП «Динамика» и др.) компаний.
Разработка собственного российского решения по цифровой подстанции позволит не только развивать отечественное производство и науку, но и повысить энергобезопасность нашей страны. Проведённые исследования технико-экономических показателей позволяют сделать вывод, что стоимость нового решения при переходе на серийный выпуск продукции не будет превышать стоимости традиционных решений построения систем автоматизации и позволит получить ряд технических преимуществ, таких как:
значительное сокращение кабельных связей;
повышение точности измерений;
простота проектирования, эксплуатации и обслуживания;
унифицированная платформа обмена данными (МЭК 61850);
высокая помехозащищённость;
высокая пожаро-взрывобезопасность и экологичность;
снижение количества модулей ввода/вывода на устройства АСУ ТП и РЗА, обеспечивающее снижение стоимости устройств.
Ещё ряд вопросов требует дополнительных проверок и решений. Это относится к надёжности цифровых систем, к вопросам конфигурирования устройств на уровне подстанции и энергообъединения, к созданию общедоступных инструментальных средств проектирования, ориентированных на разных производителей микропроцессорного и основного оборудования. Для обеспечения требуемого уровня надёжности в рамках пилотных проектов должны быть решены следующие задачи.
1. Определение оптимальной структуры цифровой подстанции в целом и её отдельных систем.
2. Гармонизация международных стандартов и разработка отечественной нормативной документации.
3. Метрологическая аттестация систем автоматизации, в том числе и системы АИИСКУЭ, с поддержкой МЭК 61850-9-2.
4. Накопление статистики по надёжности оборудования цифровой подстанции.
5. Накопление опыта внедрения и эксплуатации, обучение персонала, создание центров компетенции.
В настоящее время в мире началось массовое внедрение решений класса «цифровая подстанция», основанных на стандартах серии МЭК 61850, реализуются технологии управления Smart Grid, вводятся в эксплуатацию приложения автоматизированных систем технологического управления. Применение технологии «Цифровой подстанции» должно позволить в будущем существенно сократить расходы на проектирование, пуско-наладку, эксплуатацию и обслуживание энергетических объектов.
Алексей Данилин, директор по АСДУ ОАО «СО ЕЭС»,Татьяна Горелик, заведующая отделом АСУ ТП, к.т.н., Олег Кириенко, инженер, ОАО «НИИПТ» Николай Дони, заведующий отделом перспективных разработок НПП «ЭКРА»
Рассматриваются вопросы реализации совместного проекта ЗАО «ГК «Электрощит»-ТМ Самара» и ЗАО «Инженерный центр «Энергосервис» по созданию цифровых ячеек на базе КРУ СЭЩ‑70. Циф ровая подстанция .
ЗАО «Инженерный центр «Энергосервис», г. Архангельск,
ЗАО «ГК «Электрощит»-ТМ Самара», г. Самара
Основные преимущества цифровой подстанции связаны с повышением уровня ее автоматизации за счет применения более скоростных коммуникаций на основе промышленного Ethernet с поддержкой технологий резервирования и безопасности, использования единых протоколов обмена при интеграции с АСУ ТП подстанции различных интеллектуальных электронных устройств (ИЭУ), возможности реализации так называемых горизонтальных связей между ИЭУ для обмена дискретной (МЭК 61850-8-1, GOOSE-сообщения) и аналоговой информацией (МЭК 61850-90-5) . Организация горизонтальных связей между интеллектуальными электронными устройствами позволяет построить надежную систему оперативных блокировок на подстанции, обеспечить реализацию более эффективных алгоритмов устройств защиты и автоматики, систем регулирования напряжения на подстанции и т. д.
Другое важнейшее преимущество цифровой подстанции связано с существенным сокращением количества медных проводов во вторичных и оперативных цепях или их отсутствием при полной реализации стандартов цифровой подстанции. Переход на цифровые технологии связи на подстанциях позволит осуществить полноценный мониторинг и диагностику работы как отдельных интеллектуальных электронных устройств, промышленных сетей, высоковольтных ячеек, так и подстанции в целом.
На подстанциях используются распределительные устройства (РУ) разных уровней напряжений. Наибольшее количество присоединений чаще всего приходится на РУ 6–20 кВ. Поэтому актуальной задачей является внедрение эффективных и доступных по стоимости решений на основе стандартов МЭК 61850 для распределительных устройств 6–20 кВ.
Главное отличие решений для РУ 6–20 кВ от решений для открытых РУ 110 кВ и выше связано с тем, что основные компоненты цифровой подстанции находятся внутри высоковольтных ячеек 6–20 кВ, что позволяет упростить реализацию резервирования промышленных сетей, требований по обеспечению ЭМС, вводу/выводу аналоговой и дискретной информации. Основным компонентом РУ 6–20 кВ нового поколения является цифровая ячейка.
Наиболее важная задача совместного проекта ЗАО «Инженерный центр «Энергосервис» и ЗАО «ГК «Электрощит»-ТМ Самара» связана с разработкой цифровой ячейки на базе комплектного распределительного устройства (КРУ) СЭЩ‑70 (рис. 1), сопоставимой по стоимости с СЭЩ‑70 при использовании традиционных микропроцессорных устройств и промышленных сетей на основе RS‑485. При этом подстанции, оснащенные цифровыми ячейками СЭЩ‑70, должны иметь более высокий уровень надежности, обладать возможностью тестирования ячеек сразу после их сборки, обеспечивать возможность мониторинга и диагностики как отдельных компонентов ячеек, так и ячейки, и подстанции в целом.
Рис. 1. Комплектное распределительное устройство СЭЩ-70
В процессе реализации совместного проекта прорабатывается 4 основных варианта цифровой ячейки на базе КРУ СЭЩ‑70.
Вариант 1
Первый из рассматриваемых вариантов имеет максимальную степень готовности к серийному производству. Его структурная схема приведена на рис. 2.
Рис. 2. Структурная схема 1‑го варианта цифровой ячейки
Центральным компонентом цифровой ячейки является многофункциональный измерительный преобразователь ЭНИП‑2, который обеспечивает измерение параметров режима энергосистем на основе среднеквадратических значений, а также на основе токов и напряжений главной гармоники, выполнение функций телесигнализации и телеуправления, технического учета электроэнергии, замещения щитовых приборов при использовании модулей индикации, технического учета электроэнергии, мониторинга качества электроэнергии.
Устройства ЭНИП‑2 содержат один или два порта Ethernet (витая пара 2 × 100BASE-TX или оптика 2 × 100BASE-FX MM LC) с поддержкой МЭК 61850-8-1. Возможна как независимая работа портов, так и работа через встроенный сетевой коммутатор. В ЭНИП‑2 встроен сервер MMS-сообщений, публикатор и подписчик GOOSE-сообщений для реализации оперативных блокировок и управления.
С целью расширения функциональных возможностей ЭНИП‑2 дополняются модулями дискретного ввода/вывода, блоками телеуправления со встроенными реле, модулями кабельных сетей 6–35 кВ, модулями ввода/вывода с различных датчиков по шине 1‑Wire (температурные датчики, датчики влажности, датчики охранных систем и т. д.), модулями индикации на основе светодиодных индикаторов, черно-белых и цветных сенсорных ЖКИ .
Для замещения щитовых приборов и индикаторов состояния ячейки предлагается два основных конструктивных решения (рис. 3): раздельное размещение ЭНИП‑2 и одного или нескольких модулей индикации и совмещение ЭНИП‑2 и модуля индикации в единое устройство с установкой на место щитового прибора.
Рис. 3. ЭНИП‑2 и модуль индикации
При большом многообразии функций стоимость ЭНИП‑2 вместе с модулем индикации сопоставима со стоимостью многофункционального измерительного преобразователя телемеханики или многофункционального щитового прибора. В случае технического учета электроэнергии ЭНИП‑2 замещает счетчик электрической энергии. Таким образом, применение ЭНИП‑2 имеет и экономический эффект. В этом случае достигается редкое сочетание инноваций и финансовой выгоды.
Подключение УРЗА и счетчика электроэнергии к шине подстанции (рис. 2) производится через специальное устройство сопряжения – шлюз, так как в настоящее время отсутствуют приемлемые по стоимости устройства РЗА и счетчики с поддержкой МЭК 61850-8-1. Использование шлюза следует рассматривать как временное решение. В ближайшем будущем ожидается появление доступных по стоимости УРЗА и счетчиков с поддержкой шины подстанции. Так, специалистами ЗАО «Инженерный центр «Энергосервис» завершается разработка многофункционального измерительного устройства ESM, которое в отличие от ЭНИП‑2 выполняет функции счетчика коммерческого учета электроэнергии.
Выбор оборудования для локальной сети осуществляется заказчиком на этапе заказа цифровых ячеек. Наиболее рациональное решение для реализации шины подстанции связано с применением сетевых устройств, выполняющих функции специального коммуникационного адаптера для сетей с резервированием RedBox (Redundancy Box) и коммутатора. Указанные сетевые устройства обеспечивают поддержку протокола бесшовного сетевого резервирования HSR согласно МЭК 62439-3 для промышленных сетей Ethernet с кольцевой топологией или протокола резервирования PRP для промышленных сетей с произвольной топологией. Применение коммутаторов, совмещенных с RedBox, позволяет упростить реализацию интеллектуальных электронных устройств. В этом случае в используемых ИЭУ достаточно наличия одного сетевого интерфейса. Начало массового производства указанных коммутаторов с реализацией протоколов резервирования HSR и PRP на программируемых логических интегральных микросхемах (FPGA, Field-Programmable Gate Array) фирмами Moxa и Kyland запланировано на первую половину 2014 года.
В высоковольтных ячейках применяется множественное дублирование ввода/вывода дискретных сигналов, используется большое количество медных проводов, что приводит к снижению надежности. Для устройств РЗА, телемеханики, устройств индикации состояния ячейки, организации оперативных блокировок часто применяются отдельные концевые выключатели, блок-контакты выключателей и т. д.
В предлагаемом на рис. 2 варианте используется только двукратное дублирование ввода/вывода дискретных сигналов.
Вариант 2
Второй вариант цифровой ячейки (рис. 4) подразумевает отказ от дублирования ввода дискретных сигналов для выполнения функций релейной защиты и автоматики, телемеханики, оперативных блокировок и т. д. Это позволит значительно сократить количество контрольных проводов и обеспечит повышение надежности.
Рис. 4. Структурная схема 2‑го варианта цифровой ячейки (цифровая подстанция)
Структурная схема на рис. 4 построена для случая, когда требуется технический учет электроэнергии. При необходимости провести коммерческий учет электроэнергии планируется вместо ЭНИП‑2 использовать многофункциональное измерительное устройство ESM.
Принципиальное отличие от первого варианта связано с изменением способов ввода/вывода дискретных сигналов. В СЭЩ-70 имеется уникальная возможность полной замены концевых выключателей, блок-контактов на бесконтактные датчики и переходом на взаимодействия с блоком управления вакуумным выключателем с электромагнитной защелкой по цифровым интерфейсам.
Данный вариант предусматривает использование распределенной системы дискретного ввода/вывода, основанной на применении специальных модулей дискретного ввода/вывода ЭНМВ‑4‑ХХ. Можно рассматривать данную подсистему как простейший вариант шины процесса для дискретного ввода/вывода в цифровой ячейке.
Семейство модулей ЭНМВ‑4‑ХХ разрабатывается специально для дискретного ввода/вывода в ячейках СЭЩ‑70. В состав семейства входят следующие устройства: модуль ввода информации с бесконтактных датчиков положения, модуль ввода информации с «сухих» контактов, модуль ввода/вывода с актуаторов, модуль взаимодействия с блоком управления вакуумным выключателем с магнитной защелкой.
Использование в распределительных устройствах бесконтактных датчиков положения вместо концевых выключателей и блок-контактов имеет неоспоримые преимущества. Во‑первых, исчезают проблемы, связанные с «дребезгом» контактов, необходимостью пробоя оксидной пленки, большим количеством контрольных проводов. Во‑вторых, уменьшается потребление оперативного тока, повышается надежность, появляется возможность обеспечить диагностику подсистемы ввода/вывода дискретной информации.
Ввод информации с бесконтактных датчиков в модуле ЭНМВ‑4‑БК производится с использованием многоканального аналого-цифрового преобразователя (АЦП). Это позволяет контролировать остаточное напряжение датчика и по его значению диагностировать неисправность, а также обеспечивает гибкость при работе с различными моделями датчиков. В комплектных распределительных устройствах СЭЩ‑70 используются бесконтактные датчики серии E2A фирмы Omron для контроля положения элементов КРУ, в том числе положения выдвижного элемента, выключателя, заземляющих разъединителей, дверцы отсека, клапанов ЗДЗ и т. д.
Применение модулей ЭНМВ‑4‑БК совместно с датчиками серии E2A позволяет значительно сократить количество контрольных кабелей в высоковольтной ячейке, повысить надежность КРУ, а также организовать эффективную систему блокировок.
Модули дискретного ввода/вывода максимально приближены к датчикам дискретных сигналов. Подключение модулей к головному устройству сопряжения с шиной процесса УСШ-Д производится с помощью промышленной сети CAN.
Предлагаемая система дискретного ввода/вывода, основанная на использовании промышленной сети CAN, обладает возможностью диагностики как самой сети, так и отдельных датчиков и блоков управления вакуумными выключателями. Для реализации оперативных блокировок в разрабатываемом устройстве сопряжения УСШ-Д предусматривается программируемая логика.
Идеальным вариантом подключения устройств РЗА к УСШ-Д является подключение по цифровому интерфейсу, что требует модернизации устройств РЗА. Промежуточный вариант связан с применением дополнительного модуля ЭНМВ‑4‑МС, управляемого от УСШ-Д, который преобразует цифровой код в дискретные сигналы для УРЗА.
Вариант 3
Третий вариант – полноценная реализация цифровой ячейки (рис. 5).
Рис. 5. Структурная схема 3‑го варианта цифровой ячейки
В качестве базовых компонентов цифровой ячейки в третьем варианте используются устройства сопряжения с шиной процесса УСШ-Т, УСШ-Н, УСШ‑Д. Все они разрабатываются на основе аналогового устройства сопряжения с шиной процесса ENMU и дискретного устройства сопряжения с шиной процесса ENCB . Разработка устройств сопряжения с шиной процесса ведется специалистами ЗАО «Инженерный центр «Энергосервис» с 2011 года. Устройства имеют модульную структуру. Основные модули: модуль тока для подключения к измерительной и релейной обмоткам трансформатора тока, модуль напряжения, процессорный модуль, модуль дискретного ввода/вывода, модуль питания. Каждый имеет несколько модификаций.
Необходимость в разработке различных модификаций модулей тока и модулей напряжения связана как с реализацией устройств сопряжения (MU, Merging Unit), например при использовании оптических датчиков тока или датчиков тока с применением тора Роговского, емкостных или резистивных датчиков напряжения, так и с реализацией специальной разновидности устройств сопряжения – SAMU (Stand-Alone Merging Unit), подключаемых к традиционным трансформаторам тока и напряжения.
Если ENMU используется в качестве SAMU, то при его конфигурировании задаются следующие возможные режимы работы: формирование раздельных или совмещенного потоков данных от релейной и измерительной обмоток трансформатора тока для выборок тока (sampled values) и для векторных измерений. В последних модификациях ENMU обеспечена одновременная передача трех потоков sampled values (sv256, sv80M, sv80P), реализован протокол резервирования PRP (IEC 62439-3).
Устройства сопряжения с шиной процесса ENMU были разработаны не только для применения их в распределительных устройствах 110 кВ и выше. Габаритные размеры и вес устройств ENMU позволяют устанавливать их в релейные отсеки высоковольтных ячеек 6–20 кВ. Для цифровых ячеек СЭЩ‑70 на основе готовых модулей разрабатываются специализированные аналоговые и дискретные устройства сопряжения с шиной процесса.
Следует отметить, что в цифровой ячейке возможно применение как совмещенного аналогового устройства сопряжения с шиной процесса (УСШ), так и токового устройства сопряжения с шиной процесса (УСШ-Т), а также устройства сопряжения напряжения с шиной процесса (УСШ-Н).
В третьем варианте предусмотрена внутренняя шина процесса по топологии «точка-точка» и внешняя шина процесса, данные для которой формируются контроллером присоединения путем консолидации потоков данных от УСШ-Т, УСШ-Н и устройства сопряжения шины процесса с дискретными датчиками УСШ-Д. Консолидация данных может производиться путем совмещения выборочных значений тока и напряжения либо с помощью совмещения выборочных значений (sampled values) тока и напряжения с GOOSE-сообщениями.
В случае необходимости расширения функциональных возможностей по локальной защите и автоматике дополнительное устройство РЗА может быть подключено также по схеме «точка-точка». Для реализации других устройств РЗА (централизованных устройств РЗА, дифференциальной защиты линий, шин, централизованных устройств режимной и противоаварийной автоматики) необходимо подключить контроллер присоединения к шине процесса РУ 6–20 КВ посредством коммутатора. Один из возможных вариантов – применение сетевых устройств, выполняющих функции специального коммуникационного адаптера для сетей с резервированием RedBox (Redundancy Box) и коммутатора с поддержкой протоколов резервирования HSR или PRP. Указанные сетевые устройства упоминались при описании первого варианта цифровой ячейки.
В рассматриваемом варианте предполагается использовать многофункциональное устройство ESM (рис. 6), которое в отличие от ЭНИП‑2 дополнительно выполняет функции счетчика коммерческого учета электроэнергии, прибора измерения показателей качества электроэнергии и устройства синхронизированных векторных измерений. Специалистами ЗАО «Инженерный центр «Энергосервис» разрабатываются две основные модификации ESM: с аналоговыми входами и цифровыми входами согласно МЭК 61850-9-2.
Сегодня идет много разговоров про технологию “Цифровая подстанция”. Когда-то это тема в России развивалась под эгидой ФСК ЕЭС для больших подстанций на сверхвысокие классы напряжения (220 кВ и выше), но сейчас ее можно найти и на более скромных объектах. Более того, самыми передовыми, в части применения цифровых технологий, являются несколько опытных подстанций 110 кВ, такие как ПС “Олимпийская” в Тюменьэнерго. Отчасти это связано с попыткой снизить затраты на опытные полигоны, отчасти попыткой снизить ущерб от возможной неправильной работы нового оборудования в реальной энергосистеме.
Вместе с тем не всегда понятно какую именно подстанцию можно считать полностью цифровой? Само внедрение цифровых технологий в энергетике началось более 20 лет назад с приходом первых микропроцессорных блоков РЗА, которые имели возможность интеграции в системы АСУ по цифровым каналам связи.
Но сегодня под цифровой подстанцией обычно понимается несколько другой объект.
С выходом в этом году измененных Норм технологического проектирования ПС 35-750 кВ ФСК (от 25.08.2017) можно разобраться с этим вопросом более подробно. Думаю, статья будет полезна не только интересующимся коммуникационными технологиями, но и простым релейщикам, многим из которых придется столкнуться с подобными объектами в будущем.
Начнем с определений НТП ФСК 2017 (здесь и дальше вырезки из документа с пояснениями)
Как мы видим, согласно позиции ФСК, цифровыми являются только те подстанции, где применено оборудование, поддерживающее стандарты МЭК-61850.
Стоит отметить, что стандарты МЭК-61850 изначально разрабатывались для работы внутри отдельно взятой подстанции, поэтому выдача информации на диспетчерский пункт производится другими протоколами (обычно МЭК-60870-5-104), что по всей видимости не противоречит термину “цифровая подстанция”
Самое важное на мой взгляд определение потому, что оно содержит требование применения оптических ТТ и электронных ТН, как самых передовых технологий из набора МЭК-61850 (SV). Получается, если подстанция не содержит этих элементов, то она не может считаться цифровой. Таким образом, в России пока нет ни одной цифровой подстанции потому, как ко всем существующим ОТТ и ЭТН подключена релейная защита, работающая только на сигнал (например, цифровой полигон Русгидро на Нижегородской ГЭС).
Таким образом, Цифровая подстанция – технология будущего.
Туда же. Все устройства должны поддерживать обмен по стандартам МЭК-61850-8-1 (MMS, GOOSE). Технология MMS предназначена для обмена с устройствами верхнего уровня (до сервера АСУ конкретной подстанции), а GOOSE – для горизонтального обмена между терминалами РЗА и контроллерами присоединений. Таким образом, дискретных входы и реле микропроцессорных устройств должны остаться в прошлом. Хорошая новость для тех, кто устал протягивать клеммы
А вот это очень интересная новость для проектировщиков – теперь не только строить, но и проектировать цифровые подстанции нужно согласно стандартам МЭК-61850.
По-сути, это означает, что вы должны проектировать не на бумаге или в Автокаде, с последующим переносом на бумагу, а сразу в цифровом виде. Т.е. на выходе у проектировщика должно получаться готовое задание на наладку РЗА и АСУ в цифровом виде (файл в формат языка описания SCL). Это позволит существенно сократить время на наладку, но возможно увеличит время на проектирование. Для того, чтобы время на разработку проекта не увеличилось нужно создать типовые проекты на каждое присоединение подстанции. Этим сейчас и занимается ФСК ЕЭС в рамках разработки национального профиля МЭК-61850.
Еще один момент – теперь для того, чтобы обеспечить работоспособность системы РЗА, нужно рассчитывать параметры локально-вычислительной сети (ЛВС). Т.е. РЗА избавиться от дискретных цепей, но будет зависеть от коммуникационной сети подстанции.
Все функции РЗА и АСУ на подстанции будут жестко стандартизированы и реализованы на совокупности логических узлов (logical node). Прочите еще раз абзац выше – думаю, в энергетике скоро начнет расти спрос на программистов и спецов по информационным технологиям) Как у вас дела с английским языком и абстрактным мышлением?
Теперь нужно будет внимательно следить за информационной безопасностью подстанции. Стандартизация имеет обратную сторону потому, как вирусы и другое вредоносное ПО пишется под наиболее популярные операционные системы.
“Устаревшие” протоколы передачи данных применять будет можно, но только при серьезном обосновании.
Какие можно сделать выводы из данного документа?
Пожалуй, я в этот раз не буду делать никаких выводов потому, что не являюсь экспертом в этих технологиях.
А что думаете вы? Пойдет Цифровая подстанция “в массы”?
Цифровая подстанция - важный элемент интеллектуальной энергосистемы ОАО «НТЦ Электроэнергетики» ОАО «Институт «ЭНЕРГОСЕТЬПРОЕКТ» ЗАО «ИТЦ «Континуум ПЛЮС» Докладчик: Моржин Юрий Иванович, Директор по информационно – управляющим системам и системному моделированию д.т.н. ОАО «НТЦ электроэнергетики»
Цифровая подстанция 3 В настоящее время в отрасли существует большое разнообразие точек зрения и подходов к тому, что понимать под термином «цифровая подстанция». Для успешного развития автоматизации процессов передачи, преобразования и распределения электроэнергии в масштабах ЕНЭС, сейчас разрабатывается общая концепция программно-аппаратного комплекса цифровой подстанции. Со времени начала разработок в отечественной электроэнергетике проектов АСУ ТП ПС произошло существенное развитие аппаратных и программных средств систем управления для применения на электрических подстанциях. Появились высоковольтные цифровые трансформаторы тока и напряжения; разрабатывается первичное и вторичное электросетевое оборудование со встроенными коммуникационными портами; производятся микропроцессорные контроллеры, оснащенные инструментальными средствами разработки, на базе которых возможно создание надежного программно-аппаратного комплекса ПС; принят международный стандарт МЭК 61850, регламентирующий представление данных о ПС как объекте автоматизации, а также протоколы цифрового обмена данными между микропроцессорными интеллектуальными электронными устройствами (IED) ПС, включая устройства контроля и управления, релейной защиты и автоматики (РЗА), противоаварийной автоматики (ПА), телемеханики, счетчики электроэнергии и т.д. Все это создает предпосылки для построения подстанции нового поколения – цифровой подстанции (ЦПС), в которой организация всех потоков информации при решении задач мониторинга, анализа и управления осуществляется в цифровой форме.
Цифровая подстанция 4 Переход к передаче сигналов в цифровом виде на всех уровнях управления ПС позволит получить целый ряд преимуществ, в том числе: Существенно сократить затраты на кабельные вторичные цепи и каналы их прокладки, приблизив источники цифровых сигналов к первичному оборудованию; Повысить электромагнитную совместимость современного вторичного оборудования – микропроцессорных устройств и вторичных цепей благодаря переходу на оптические связи; Упростить и, в конечном итоге, удешевить конструкцию микропроцессорных интеллектуальных электронных устройств за счет исключения трактов ввода аналоговых сигналов; Унифицировать интерфейсы устройств IED, существенно упростить взаимозаменяемость этих устройств (в том числе замену устройств одного производителя на устройства другого производителя) и др.
ЦЕЛИ СОЗДАНИЯ, ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ ЦЕЛИ СОЗДАНИЯ УМЕНЬШЕНИЕ КАПИТАЛЬНЫХ ЗАТРАТ - уменьшение затрат на кабельную продукцию и кабельные сооружения - уменьшение стоимости терминалов (унификация аппаратной части, замена модулей ввода на цифровые интерфейсы) - уменьшение площади земельных участков, необходимых для обустройства ПС (применение оптических цифровых ТТ и ТН, современного микропроцессорного вторичного оборудования даст возможность уменьшить); - увеличение срока службы силового электрооборудования (расширенная диагностика); - уменьшение затрат на проектирование, монтаж и пусконаладку (уменьшение кол-ва кабелей, уменьшение кол-ва оборудования, расширение возможностей по типизации проектных решений в части шкафного оборудования и цифровых связей).
ЦЕЛИ СОЗДАНИЯ, ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ ЦЕЛИ СОЗДАНИЯ УМЕНЬШЕНИЕ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ЗАТРАТ (на техобслуживание) - упрощение эксплуатации и обслуживания (постоянная расширенная диагностика в режиме реального времени, в т.ч. – метрологических характеристик; сбор и отображение исчерпывающей информации о состоянии и функционировании ПС); - увеличение точности измерений (особенно при токах менее 10-15%Iн) и увеличение благодаря этому точности учета электроэнергии и точности ОМП; - сокращение возможности появления дефектов типа «земля в сети постоянного тока» (сокращение размерности СОПТ ввиду использования цифровых оптических связей); - сокращение кол-ва внезапных отказов основного электрооборудования и связанных с ними штрафов за недоотпуск электроэнергии и нарушений производственного цикла (расширенная диагностика всего комплекса технических средств ЦПС);
ЦЕЛИ СОЗДАНИЯ, ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ ЦЕЛИ СОЗДАНИЯ УМЕНЬШЕНИЕ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ЗАТРАТ (на техобслуживание) - уменьшение количества сбоев, неправильной работы, отказов РЗА (применение оптических кабелей вместо медных повысит электромагнитную совместимость современного вторичного оборудования – микропроцессорных устройств РЗ и автоматики); - повышение алгоритмической надежности функционирования РЗА (отсутствие насыщения и возможность измерения апериодической составляющей у оптических цифровых ТТ позволит упростить и усовершенствовать алгоритмы РЗА); - уменьшение потребления по цепям переменного тока и напряжения (в результате применения оптических ТТ и ТН)
ЦЕЛИ СОЗДАНИЯ, ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ СОЗДАНИЯ Переход на цифровые (в основном – оптические) технологии съема информации и передачи команд управления - возможность «замены на ходу» источника сигнала и тем самым – повышение надежности функционирования релейных защит; - увеличение быстродействия (не требуется защита «от дребезга», уменьшение времени срабатывания исполнительной части – за счет оптических IGBT-модулей, уменьшения времени выявления аварийного режима*). - улучшение условий в части безопасного производства работ и электромагнитной совместимости (благодаря оптическим связям нет выноса потенциала с ОРУ) Увеличение интеллектуальной составляющей в оборудовании ЦПС - развитие средств и методов непрерывной диагностики (контроль деградации характеристик, контроль готовности к выполнению операций, контроль метрологических характеристик), - расширение количества функций, реализуемых в каждом терминале; - перенос части расчетно-диагностических задач в интерфейсные модули (Smart-IED).
ЦЕЛИ СОЗДАНИЯ, ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ СОЗДАНИЯ Двухэтапность реализации ЦПС: Этап 1: - использование существующего основного оборудования, к которому добавляется интерфейсный цифровой интеллектуальный модуль (как правило, размещаемый в помещении) на базе IEC и IEC Возможно корректировка состава и типа применяемых датчиков. Получение опыта эксплуатации. - разработка всей номенклатуры устройств РЗА, ПА, измерений с интерфейсами IEC и IEC Этап 2: - существенная модернизация основного электрооборудования с интеграцией в него специализированных цифровых необслуживаемых датчиков, полевых контроллеров, твердотельных исполнительных модулей. Расширение объема задач, выполняемых интерфейсным модулем. Доработка всех компонентов ЦПС с учетом опыта эксплуатации.
КОМПОНЕНТЫ ЦИФРОВОЙ ПОДСТАНЦИИ Цифровые измерительные трансформаторы Измерение гармонических составляющих Расширенный динамический и частотный диапазон Синхронность измерений Снижение метрологических потерь Устранено влияние электромагнитных эффектов (влияние помех, остаточной намагниченности и т.д.) Безопасность эксплуатации, простота обслуживания Отсутствие феррорезонансных явлений Повышение точности измерений (особенно при малых токах), повышение точности ОМП. Самодиагностика Упрощение монтажа (меньше вес) Ниже стоимость (для класса напряжения кВ)
КОМПОНЕНТЫ ЦИФРОВОЙ ПОДСТАНЦИИ (подстанционный координационный центр - ПКЦ) ПКЦ - программно–аппаратное ядро ЦПС, коорди- нирующее основные информационные потоки в ЦПС и автоматизирующее процессы принятия и реализа- ции решений по управлению оборудованием ПС. С этой целью ПКЦ должен обеспечивать: ведение актуализируемой модели технологических процессов подстанции, как основы для построения алгоритмов контроля, анализа, достоверизации информации и управления функционированием ПС; работу подсистем анализа технологических ситуаций, в т.ч. поддержки процессов принятия решений по управлению в сложных / аварийных ситуациях на основе актуальной модели; организацию и ведение БД состояния оборудования ЦПС; отслеживание его предаварийных состояний и выдачу предупредительных или аварийных сигналов и сообщений; взаимодействие с центрами управления в качестве «представителя» ЦПС в высших уровнях иерархии управления в ЭЭС; телеуправление оборудованием ЦПС с обеспече- нием контроля его возможности, допустимости и безопасности (с учетом реального состояния оборудования ПС), а также успешности выполнения команд управления
Метрологическое обеспечение Новые качества измерений Потери во вторичных цепях (для всех устройств разные); Многократные АЦ преобразования (в каждом устройстве); Не синхронность измерений; Большое влияние ЭМ эффектов; и т.д. Отсутствие потерь при передаче информации; Неограниченное тиражирование информации; Единожды выполняемое АЦ преобразование (первичное измерение) и т.д. Традиционная подстанцияЦифровая подстанция
ИНФОРМАЦИОННОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ (инструментальные средства, ЕСКК) ИНСТРУМЕНТАЛЬНЫЕ ПРОГРАММНЫЕ СРЕДСТВА - поддержка полного жизненного цикла ПАК ЦПС (при проектировании, пусконаладке, в процессе эксплуатации) - поддержка единого информационного пространства (единая система классификации и кодирования, следование международным стандартам IEC при работе с данными) - поддержка «самодокументирования» ПАК ЦПС (автоматизированное формирование документации в электронном виде, согласованные формы доступа к документам из ЦУС, МЭС, ПМЭС); - поддержка конфигурирования и обслуживания Smart IED (технологическое ПО, актуальные конфигурационные файлы, эксплуатационная документация); - постоянный контроль и диагностика сетей передачи данных. ЕДИНАЯ СИСТЕМА КЛАССИФИКАЦИИ И КОДИРОВАНИЯ -единая система обозначений для всех видов электросетевых объектов; - единое обозначение объектов классификации и маркировки при проектировании, внедрении (сооружении), эксплуатации и модернизации (реконструкции) энергообъектов; - децентрализация процесса идентификации оборудования; - уникальность кода идентификации; - устойчивость кода идентификации к области применения; - однозначность и корректность выполнения запросов для получения различных данных и документов при машинной обработке (на этапе проектирования и в процессе эксплуатации); - возможность гармонизации с другими системами классификации (в частности – CIM); - обеспечение возможности сохранения действующих локальных обозначений оборудования
ИНФОРМАЦИОННОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ (общая информационная модель – CIM) CIM-представление является единым языком описания данных и, соответственно, интерфейса в общей интегрированной среде. CIM - общий язык для приложений при работе в единой АСТУ ОАО «ФСК ЕЭС». Исходными данными для построения информационной модели являются: - электрическая схема нормального режима ПС; - классификационные таблицы и методика построения уникальных идентификаторов объектов, оборудования, измерений, сигналов и документов; -профиль модели, определяющий: 1) классы, атрибуты и отношения между ними в схеме информационной модели; 2) стандарты в области информационных технологий (с точностью до версий), следование которым является обязательным в процессе проектирования, внедрения и эксплуатации системы управления.
ОБЕСПЕЧЕНИЕ НАДЕЖНОСТИ (диагностика и тестирование) Самодиагностика аппаратных средств: - модули Smart IED основного электрооборудования - микропроцессорные терминалы - цифровые сети Внешняя автоматическая диагностика специализированными программно – техническими средствами: - без вывода из работы (сравнение мгновенных значений токов от разных ЦТТ одного присоединения, сравнение напряжений электрически связанных ТН, контроль суммы токов/мощностей в узле). - с кратковременным выводом из работы (эмуляция тестовых сигналов для терминалов и сравнение полученной реакции терминала с тестовой)
Цифровая подстанция 20 ОАО «НТЦ электроэнергетики» В рамках пилотного проекта ОАО «ФСК ЕЭС» «Цифровая подстанция» координирует следующие направления: 1.Разработка «Концепции программно-аппаратного комплекса «Цифровая подстанция» - декабрь 2010 г. 2.Преобразование реконструируемой подстанции ОАО «НТЦ электроэнергетики» 110/10 кВ в «Цифровую подстанцию» в составе: Оптические трансформаторы тока и напряжения; Станционная шина, шина процесса; Многофункциональные электронные приборы измерений и учета; Система для отображения информации и управления подстанцией (SCADA); -декабрь 2010 г. В 2011 г. микропроцессорная защита подстанции. 3. Создание в ОАО «НТЦ электроэнергетики» опытного полигона «Цифровая подстанция» г.
