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»
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.
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»
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”?
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.
p. 2
p. 4
СОДЕРЖАНИЕ 3 НОВОСТИ 40 СТАТЬИ ПОЭТАПНЫЙ И БЕЗРИСКОВЫЙ ПЕРЕХОД К ТЕХНОЛОГИИ SMART GRID И ПРОЦЕССУ СОЗДАНИЯ ЦИФРОВЫХ ПОДСТАНЦИЙ Козлова О. В. 8 КОНСУЛЬТАЦИЯ 42 СТАТЬИ СИСТЕМЫ ВЕКТОРНЫХ ИЗМЕРЕНИЙ Бовыкин В. Н., Миклашевич А. В., Мокеев А. В., Родионов А. В. 16 СТАТЬИ МОДЕЛИ ИНФОРМАЦИОННОГО ОБМЕНА МЭК 61850 Аношин А. О., Головин А. В., Варнацкий А. А. 48 СТАТЬИ ТРЕБОВАНИЯ К ПРОВЕРОЧНОМУ ОБОРУДОВАНИЮ ДЛЯ ТЕСТИРОВАНИЯ УСТРОЙСТВ С ПОДДЕРЖКОЙ СТАНДАРТА МЭК 61850 Смирнов Ю. Л., Александров Н. М. 22 СТАТЬИ КАК ВЗЛОМАТЬ ЦИФРОВУЮ ПОДСТАНЦИЮ? Гусев И. А. 52 СТАТЬИ МОДЕЛИРОВАНИЕ ЭНЕРГОСИСТЕМ В РЕАЛЬНОМ ВРЕМЕНИ Законьшек Я. 26 СТАТЬИ ПРАКТИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ РЕАЛИЗАЦИИ МЭК 61850-9-2 В МИКРОПРОЦЕССОРНЫХ ЗАЩИТАХ Подшивалин А. Н., Капустина И. А., Николаев И. Н. 60 СТАТЬИ ИНЖИНИРИНГ СИСТЕМ АВТОМАТИЗАЦИИ В СООТВЕТСТВИИ СО СТАНДАРТОМ МЭК 61850 Орлов Л. Л., Сергеев К. А. 30 СТАТЬИ ОСОБЕННОСТИ РЕАЛИЗАЦИИ СИСТЕМЫ РЗиА ЦИФРОВОЙ ПОДСТАНЦИИ НА ПРИМЕРЕ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ЦИФРОВОЙ ДЗШ Соколов Г. А. 64 РЕПОРТАЖ КАК СОЗДАЮТ ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ЦИФРОВЫХ ПОДСТАНЦИЙ 34 СТАТЬИ ПОЛИГОН ИСПЫТАНИЙ ПТК АСУТП В РЕЖИМЕ «ИНФОРМАЦИОННЫЙ ШТОРМ» Егоров А. Г., Никандров М. В., Шапеев А. А. 68 ТЕСТ-ДРАЙВ ТЕСТ-ДРАЙВ SICAM IO UNIT 7XV5673 ЦИФРОВАЯ ПОДСТАНЦИЯ | www.digitalsubstation.rup. 5
НОВОСТИ В НТЦ ФСК ЕЭС ПРОШЛИ ПЕРВЫЕ ИСПЫТАНИЯ НА СООТВЕТСТВИЕ МЭК 61850 29-31 января на базе ОАО «НТЦ ФСК ЕЭС» проведены испытания устройства ЭНИП-2 на соответствие стандарту МЭК 61850 в части реализации информационной модели, абстрактных коммуникационных сервисов и протоколов. Испытания проводились в соответствии с международными методиками, принятыми для испытаний подобных устройств и были реализованы с использованием специализированного программного обеспечения, позволяющего автоматизировать процесс испытаний. Как сообщили ЦПС в ОАО «НТЦ ФСК ЕЭС», в ходе испытаний в устройстве ЭНИП-2 был выявлен ряд неточностей при реализации стандарта, большая часть из которых была исправлена непосредственно по ходу испытаний. ЦПС обратилась к участникам испытаний с просьбой прокомментировать задачи, которые ставились перед испытаниями, и полученные результаты. Владимир Бовыкин, заместитель директора департамента энергетики ЗАО «ИЦ Энергосервис» Целью испытаний для нас было доведение реализации поддержки стандарта МЭК 61850 до совершенства. Мы сравнительно новый игрок на рынке устройств с поддержкой МЭК 61850, но сейчас в проектах все чаще требуется обеспечить интеграцию наших устройств с устройствами и системами других производителей по данному стандарту. Нередко, особенно когда в проекте основным поставщиком является крупный западный производитель, к нам со стороны заказчика возникают вопросы относительно совместимости нашего оборудования, относительно правильности реализации стандарта в нем. Эти вопросы мы считаем вполне правомерными, и сами заинтересованы в том, чтобы исключить со своей стороны какие-либо ошибки. В ходе испытаний действительно были выявлены некоторые неточности при реализации стандарта, причём, как правило, они касались достаточно узких моментов, которые ранее, при испытаниях просто на совместимость с другим оборудованием, нам обнаружить не удавалось. В итоге я считаю проведенные испытания весьма успешными, это был хороший и полезный опыт для нас. Алексей Аношин, исполнительный директор ООО «ТЕКВЕЛ» В рамках проведенных испытаний наша компания оказывала техническую поддержку с точки зрения применения программного обеспечения для автоматизации опытов – iTest. Мне кажется, работа была проделана большая и важная. Фактически, за три дня удалось проверить все коммункационные сервисы, реализованные в ЭНИПе. Сложно даже представить, сколько это могло бы занять времени, если делать это «вручную». Обнаружился ещё один интересный и, на мой взгляд, показательный момент. Среди российских производителей очень распространено взаимное испытание устройств – то есть пара производителей стыкуют свои устройства или системы, и, если обнаруживают какиелибо несоответствия, то, как правило, более опытный из них даёт советы, как поправить. Советы эти нередко расходятся с требованиями стандарта… Один из результатов такого взаимодействия мы выявили в ходе испытаний, но на этот раз благополучно исправили его, уже в соответствии с требованиями МЭК 61850. Кирилл Зимин, заместитель директора по проектированию ОАО «НТЦ ФСК ЕЭС» В настоящее время наша дирекция ведет несколько проектов, в том числе и проекты с внедрением так называемых элементов «цифровой подстанции». С самого начала формирования дирекции мы ставили задачу не просто создать очередную проектную группу, делающую проекты «под копирку», а сформировать команду профессионалов с глубоким пониманием современных технологий. Это касается всех областей, но в области устройств ИТС в особенности. Ни для кого не секрет, стандарт МЭК 61850 при создании подстанции позволяет совместить два процесса: проектирование и наладку… Теоретически… Но на практике достичь этого крайне тяжело, так как от проектировщиков в таком случае требуется чрезвычайно высокая компетенция и практические навыки. Кроме того, проектировщик становится единственным ответственным за работоспособность системы. Чтобы взять на себя такую ответственность надо быть уверенным не только в своих решениях, но и в том, что оборудование не подведет. Можно было бы, конечно, собирать под каждый проект стенд и «обкатывать» на нем принятые решения, но это очень сложно. Построение грамотной системы проверки отдельных образцов в долгосрочной перспективе мы считаем более правильным. Например, если взять образец, испытать его и убедиться в том, что он соответствует всем заявленным параметрам, то при проектировании и наладке вопросов работоспособности схемы возникнет гораздо меньше, и зависят они уже от правильности проектных решений и заданных возможностей оборудования. Здесь мы в первую очередь ориентируемся на международные методики, но кое-что приходится и своего добавлять. В дальнейшем мы не планируем самостоятельно заниматься испытаниями, думаю, эта работа должна выполняться на полигоне «Цифровая подстанция» ОАО «НТЦ ФСК ЕЭС», а сама необходимость выполнения подобных испытаний войдет в программу аттестации устройств ИТС. www.digitalsubstation.ru | ЦИФРОВАЯ ПОДСТАНЦИЯ 5p. 6
НОВОСТИ Отечественный инструмент для ОТЕЧЕСТВЕННЫЙ ИНСТРУМЕНТ ДЛЯ ТЕСТИРОВАНИЯ GOOSE-КОММУНИКАЦИЙ К тестирования GOOSE-коммуникаций омпания «Аналитик-ТС» анонсировала новый продукт AnCom РЗА-Тест, предназначенный для контроля функционирования и настройки оборудования цифровых подстанций. Устройство будет “заточено” на комплексную работу с GOOSEсообщениями и сможет выступать как в роли узкоспециализированного программно-аппаратного сниффера, так и в роли издателя GOOSE-сообщений. На борту блока имеется 2 Ethernet-интерфейса (витая пара), поддерживающих скорость 10/100/1000 Мб/с. В комплекте будет поставляться 10" планшет на базе ОС Android, который будет подключаться к модулю прибоного блока по Bluetooth. Таким образом, будет возможно управление устройством на расстоянии до 6 метров. Планшет служит устройством визуализации и управления, хранение всей информации происходит в модуле приборного блока. Информация о захваченных из сети GOOSE-сообщениях будет отображаться на экране планшета в виде таблицы с полями разного цвета. В части захвата GOOSE устройство позволит решать такие задачи как: Долговременный захват GOOSE-сообщений (время захвата зависит от объёма установленного накопителя). Декодирование структуры GOOSE-сообщений с выделением полей SrcMac, DstMac, VLAN (Priority, ID), APPID, GoCBRef, DatSet, GoID, T, StNum, SqNum, timeAllowedtoLive, Test, ConfRef, NdsCom, numDatSetEntries. Отображение атрибутов DataSet. Проверка соответствия между захваченными из сети GOOSE-сообщениями и их описаниями на языке SCL. Контроль и -обнаружение ненормальных режимов Компания ошибок «Аналитик ТС» анонсировала новый продукт передачи GOOSE (задержки, нарушения последовательноAnCom РЗА-Тест, предназначенный для контроля сти передачи, выявление фактов перезапусков устройств). AnCom РЗА-Тест предоставит возможность гибкой настройки подстанций. параметров публикации GOOSE-сообщений – пользователь сможет сконфигурировать как значения отдельных атрибутов вплоть до времен повторной передачи (T1 и T0), так и значеУстройство будет “заточено” на комплексную работу с ния меток VLAN. Конфигурирование можно осуществлять вручную или загруузкоспециализированного программно -аппаратного жать готовые описания на языке SCL. Также возможно создание тестовыхтак сценариев динамически изменяющимися знасниффера, и в роли с издателя GOOSE -сообщений. чениями атрибутов DataSet или осуществление публикации заранее захваченных из сети GOOSE-сообщений. GOOSE-сообщениями и сможет выступать как в роли функционирования и настройки оборудования цифровых 6 ЦИФРОВАЯ ПОДСТАНЦИЯ | www.digitalsubstation.rup. 7
НОВОСТИ Основными задачами, решаемыми устройством в режиме публикации являются: Формирование тестовых управляющих воздействий на ИЭУ в том числе с иммитацией информационной нагрузки на сеть. Проверка прохождения GOOSE-сообщений до тестируемых ИЭУ в условиях сегментирования (использование VLAN’ов). Устройство будет обладать инструментами ретроспективного анализа, которые позволят: Определить статистику ошибок передачи GOOSE на различных интервалах (от секунды до часа); Определить время передачи GOOSE и показатели дисперсии согласно МЭК 61850-10. САМОЕ ЦИФРОВОЕ КРУ К омпания «Теквел» по заказу электротехнического завода «Вектор» разработала проект «Цифрового КРУ» 6-10 кВ. Проект на базе КРУ D-12P, производства ЭТЗ «Вектор» - это первый в России проект, с использованием передачи данных по протоколу GOOSE для реализации всех функций РЗА в рамках распределительного устройства 6-10 кВ. Отличительной особенностью проекта является минимизация электромонтажных работ на объекте при наладке КРУ за счёт практически полного отказа от медных кабелей для межшкафных соединений. Как удалось выяснить ЦПС, в проекте «Цифрового КРУ» применены следующие технические решения: Функции ЛЗШ, УРОВ, АВР реализованы с использованием передачи сигналов между терминалами РЗА с использованием GOOSE-сообщений. Межшкафные блокировки заземлителей и выдвижных элементов КРУ реализованы на базе терминалов РЗА с передачей данных между шкафами посредством протокола GOOSE. Дуговая защита реализована с использованием клапанов и оптических датчиков в локальном исполнении, причём все сигналы заведены в терминал РЗА отдельного присоединения. Передача сигнала пуска МТЗ ввода для реализации контроля по току осуществляется GOOSEсообщением. Сигналы срабатывания дуговой защиты в отсеках сборных шин шкафов отходящих линий также передаются GOOSE-сообщением на терминал РЗА ввода. Интеграция в систему АСУ ТП осуществляется с использованием протокола МЭК 61850-8-1 (MMS). В шкафах ввода предусмотрена возможность установки Merging Unit’ов для реализации цифровой дифференциальной защиты силового трансформатора. НОВАЯ ВЕРСИЯ iMERGE ТОЧНЕЕ И УМЕЕТ ИЗМЕНЯТЬ ФАЗУ К омпания ТЕКВЕЛ сообщила об обновлении кросс-платформенного приложения iMerge, предназначенного для формирования потока данных в протоколе МЭК 61850-9-2LE с частотой 80 выборок за период на персональном компьютере. Новая версия ПО уже доступна на сайте компании (www.tekvel.com). Обновлённая версия iMerge 0.2.1 имеет следующие улучшения: Значения выборок вычисляются точнее, так что при вычислении ортогональных составляющих на принимающем устройстве или ПО погрешность амплитуды и фазы сигнала стала ничтожной. Добавлена возможность изменения фазы тока относительно напряжения (или наоборот). Приложение само устанавливает метку «overflow» в случае, если значение тока или напряжения превышает допустимые пределы. 7 www.digitalsubstation.ru | ЦИФРОВАЯ ПОДСТАНЦИЯp. 8
НОВОСТИ RTDS В КАЗАНИ В конце 2013 в Казанский национальный исследовательский технический университет имени А. Н. Туполева (КНИТУ-КАИ) был поставлен программно-аппаратный комплекс моделирования энергосистем в реальном времени RTDS. Возможности поставленного комплекса позволяют выполнять моделирование энергосистем, содержащих более 200 однофазных узлов. Установка оснащена интерфейсными модулями для работы по протоколу МЭК61850 (GTNET), быстродействующими модулями дискретного ввода (GTDI) и вывода (GTDO) для моделирования силовых полупроводниковых преобразователей. В состав комплекса также входят усилители, позволяющие формировать аналоговые сигналы токов и напряжений вторичных цепей для устройств РЗА. В марте 2014 года специалистами из компании RTDS Technologies (Канада) и «ЭнЛАБ» (Россия) были выполнены пуско-наладочные работы на RTDS и проведены недельные курсы обучения работе на комплексе для сотрудников КНИТУКАИ. Во время обучения проводились практические занятия по основам работы в программной среде управления комплексом RSCAD. Слушатели самостоятельно построили ряд моделей энергосистем, подключили к модели действующие устройства РЗА и провели исследования их работы в реальном времени по замкнутой схеме. Симулятор RTDS вошел в состав создаваемой в университете исследовательской лаборатории релейной защиты и автоматики. Администрация КНИТУ-КАИ возлагает большие надежды на лабораторию и рассчитывает, что она по праву станет центром профессиональной подготовки и научных исследований для специалистов-энергетиков в республике Татарстан. Источник: ennlab.ru ИСПЫТАТЕЛЬНАЯ УСТАНОВКА С ВОЗМОЖНОСТЬЮ ПУБЛИКАЦИИ «БИТЫХ» ДАННЫХ К омпания PONOVO представила новую испытательную установку NF802. Установка является «самодостаточной» с точки зрения того, что для управления ей не нужен ПК с установленным программным обеспечением. Человеко-машинный интерфейс она предоставляет сама (есть встроенный дисплей и клавиатура), но можно использовать традиционный метод работы, подключив её к ПК. Отправка/получение потоков SV и GOOSE-сообщений может осуществляться через 8 оптических интерфейсов c LCконнекторами по многомодовому оптоволокну. Примечательно, что NF802 позволяет публиковать «битые» сообщения и выборки, например, содержащие пропуски, с неправильным порядком следования кадров, повторной передачей данных, большими временными задержками в следовании кадров, неправильным содержанием блоков данных. Для связи с тестируемым оборудованием также могут использоваться 8 дискретных входов и выходов. Поддерживается синхронизация внутренних часов установки по GPS-сигналу, протоколу PTP или IRIG-B. Синхронизация по PTP осуществляется с точностью не хуже 80 нс. 8 ЦИФРОВАЯ ПОДСТАНЦИЯ | www.digitalsubstation.rup. 9
НОВОСТИ PMU СВОИМИ РУКАМИ! Устройства синхронизированных векторных измерений – чрезвычайно актуальная тема дня сегодняшнего. Устройства могут использоваться для мониторинга переходных режимов в энергосистеме и не только. В концепциях развития и систем релейной защиты и автоматики и докладах на конференциях идет речь об использовании данных устройств для создания распределенных систем релейной защиты и об использовании синхронизированных векторных измерений для актуализации параметров схем замещения электрических сетей в условиях работы управляемого силового оборудования. Сегодня на рынке представлено достаточно много устройств различных фирм-производителей (и в том числе отечественных). Все они, как правило, ограничиваются исполнением одной функции – определением вектора электрической величины и передачей этой информации на верхний уровень. Много информации «теряется» на уровне устройства. С целью расширения объема полезных функций и разработки новых алгоритмов выполнения векторных измерений создан проект Open PMU. Этот проект дает возможность университетам и научно-исследовательским институтам собрать в «железе» устройство PMU и опробовать на нем алгоритмы собственной разработки. Аппаратно модель устройства состоит из общедоступных элементов (модулей сбора данных фирмы National Instruments, элементов синхронизации времени Garmin и др.). Собрать аппаратную платформу можно самостоятельно – на сайте проекта (www.openpmu.org) открыты подробные указания по тому как это сделать. Программная часть также открыта и представляет собой исходный код LabView (National Instruments). Ее можно совершенствовать и добавлять поддержку современных коммуникационных протоколов. Прекрасный инструмент для студентов старших курсов и аспирантов, когда они не только могут представить результат своих теоретических измышлений, но и реально функционирующее устройство. ВИЗУАЛИЗАЦИЯ И АНАЛИЗ ИНФОРМАЦИОННЫХ ПОТОКОВ МЭК 61850-9-2LE Много раз нам задавали вопрос – есть ли программный инструмент, позволяющий визуализировать информационные потоки МЭК 61850-9-2LE 256 точек/период? Ведь известный Omicron SVScout этого делать не умеет. Есть такой. И это только одна из особенностей бесплатно распространяемого приложения Discover (доступен по ссылке: https://github.com/stevenblair/discover). Программа способна производить визуализацию нескольких информационных потоков 80 и 256 точек/период (50/60 Гц), регистрируемых по разным коммуникационным интерфейсам ПК. Помимо визуализации сигналов тока и напряжения и отображения векторных диаграмм, сегодня программа также позволяет производить анализ гармонического состава сигналов, в основе которого лежит метод обработки сигналов; также она позволяет отображать показания мощности и значения базовых показателей качества электроэнергии. В перспективе функционал контроля параметров качества электроэнергии планируется значительно усовершенствовать. www.digitalsubstation.ru | ЦИФРОВАЯ ПОДСТАНЦИЯ 9p. 10
КОНСУЛЬТАЦИЯ КАК ПРОСМОТРЕТЬ ДАННЫЕ, КОТОРЫЕ ПЕРЕДАЮТСЯ ПО СЕТИ ETHERNET СОГЛАСНО ПРОТОКОЛАМ СТАНДАРТА МЭК 61850? С уществует целый ряд программ (и программно-аппаратных комплексов), предназначенных для мониторинга передачи данных согласно протоколам стандарта МЭК 61850 по сети Ethernet. Среди них: IEDScout и SVScout (OMICRON electronics), GOOSE Inspector (Siemens), РЕТОМ-61850 и др. Как правило, эти программы позволяют не только фиксировать пакеты данных и их параметры, но и производить разносторонний анализ передаваемых данных и фиксировать различные характеристики процесса их передачи. Именно за счет наличия подобных функций детального анализа эти программы – платные. Есть ли бесплатные альтернативы, позволяющие фиксировать формирование данных устройствами сети (устройства РЗА, цифровыми ТТ и ТН и др.)? Наиболее часто используемый и бесплатный программный инструмент – Wireshark. Рассмотрим практический пример применения программы, чтобы понять предусмотренный ею функционал. Допустим, мы имеем сеть Ethernet, в которую включены 4 Рис. 1. Выбор сетевого интерфейса. цифровых комбинированных трансформатора тока и напряжения и два устройства РЗА. Каждый цифровой комбинированный трансформатор настроен на выдачу в сеть данных согласно протоколу МЭК 61850-9-2LE (80 отсчетов/период). Одно устройство РЗА – Alstom - настроено на формирование одного GOOSE-сообщения c MAC-адресом назначения 01:0c:cd:01:00:01 и goID = tkvlALSTGSE1. Второе устройство – SEL – настроено на формирование двух GOOSE-сообщений: одного с MAC-адресом назначения 01:0c:cd:01:01:30 и goID=tkvlSELGSE2 и второго с MAC-адресом назначения 01:0c:cd:01:00:01 и goID=tkvlSELGSE1. Допустим, что наша задача – убедиться, что, в соответствии с заданием на конфигурирование, устройство Alstom передает свое сообщение по протоколу GOOSE. Открываем Wireshark и в главном окне программы выбираем интерфейс, посредством которого ПК включен в сеть Ethernet. Для того чтобы начать захват данных из сети требуется нажать левой кнопкой мыши по интересующему нас интерфейсу. После этого откроется окно, в котором в режиме онлайн буРис. 2. Остановка захвата трафика. дет отображаться весь входящий и исходящий трафик. Через некоторое время остановите процесс захвата данных, чтобы проанализировать его, для чего нажмите на иконку, отмеченную на рис. 2. Можно видеть результат захвата данных – видны только пакеты протокола МЭК 61850-9-2LE, пакеты данных согласно протоколу GOOSE не видны. Это обусловлено тем, что частота передачи данных по протоколу 9-2LE составляет 4000 сообщений за секунду (при 50 Гц) при том, что за ту же секунду может быть передано много меньше GOOSE-сообщений или не передано вовсе – в зависимости от настроек устройств. В нашем случае GOOSE-сообщения за выбранный временный интервал должны были передаваться. Получается, что мы просто не видим соответствующие данные. 10 ЦИФРОВАЯ ПОДСТАНЦИЯ | www.digitalsubstation.rup. 11
КОНСУЛЬТАЦИЯ Рис. 3. Применение фильтра GOOSE-сообщений. Здесь мы можем использовать фильтр отображения программы (display filter). Для того чтобы отобразить только GOOSEсообщения укажите в поле Filter значение goose и нажмите клавишу Enter. Вы получите следующий результат в соответствии с рис. 3. Программа исключила отображение трафика 9-2LE. Но, если в сети присутствует ряд устройств, отправляющих GOOSE (как и в нашем случае) полезно отфильтровать и их. Для этого нужно задать более сложное условие фильтрации и сделать это можно используя доступные логические операторы и операции сравнения. Доступные для использования логические операторы: and (&&) – И; or (||) – ИЛИ; xor (^^) – исключающее ИЛИ; not (!) – отрицание; Доступные для использования операции сравнения: eq (==) – равно; ne (!=) – не равно; gt (>) – больше; lt (=) – больше или равно; le (p. 12
КОНСУЛЬТАЦИЯ После выполнения фильтрации по новому условию мы видим, что программой все еще отображаются GOOSE-сообщения от устройства SEL. Это обусловлено тем, что посылки GOOSEсообщения от двух устройств имеют одинаковый MAC-адрес назначения. Такое встречается и на практике. Требуется еще раз модифицировать условие фильтрации так, чтобы отображались только GOOSE-сообщения отправляемые устройством Alstom. Мы знаем значение параметра goID управляющего блока передачей GOOSE-сообщений (=tkvlALSTGSE1), соответственно модифицируем условие: (goose.goID==tkvlALSTGSE1)&&(eth.dst==01:0c:cd:01:00:01) (см. рис. 5). В окне программы отображаются только GOOSE-сообщения, отправляемые устройством Alstom, и можно приступить к их анализу. Для успешной фильтрации можно использовать и любой другой известный Вам уникальный параметр интересующего GOOSE-сообщения (gocbRef, datset и др.). МОЖНО ЛИ С ПОМОЩЬЮ ФАЙЛА SCD ВЫПОЛНИТЬ ПОЛНОЕ ПАРАМЕТРИРОВАНИЕ МП РЗА? Ф айл SCD (Substation Configuration Description – Описание конфигурации подстанции) составляется на основе языка SCL (System Configuration Language), семантика и правила использования которого определены в МЭК 61850-6. Сам файл SCD включает в себя описание: однолинейной схемы энергообъекта с распределением функций по присоединениям и физическим устройствам; информационной модели каждого отдельного устройства (перечень реализованных в нем функций, которые представлены в виде логических узлов, а также соответствующих объектов и атрибутов данных, представляющих собой выходные сигналы функций, сигналы управления, уставки функций); описание информационного обмена между устройствами (какую информацию отправляет каждое устройство? каким устройствам? при использовании какого сервиса – GOOSE, Sampled Values, буферизируемый/небуферизируемый отчет и др.), его характеристик (частота дискретизации сигнала для протокола Sampled Values, условия формирования отчетов и др.) и коммуникационных параметров (MAC-адрес посылки, идентификатор и приоритет VLAN и др.). Несмотря на то, что в файле SCD возможно описание и задание значений уставок функций устройств РЗА (и др.) проекта, на практике – это единичные случаи (например, компания General Eleсtric включила описание и значения уставок функций РЗА в файлы ICD/CID устройства F650, а значит и в соответствующую этому устройству часть файла SCD, если таковой формируется). В файле SCD не содержится описание схем пользовательской логики используемых в проекте устройств. Стандарт не определяет правила их описания. Хотя работы по стандартизации пользовательской логики на основе языка SCL ведутся в настоящее время. Таким образом, при использовании файла SCD нельзя выполнить полноценное параметрирование устройств проекта. Он попросту не хранит всех необходимых данных. КАК ОПИСЫВАЕТСЯ ОТПРАВКА И ПРИЁМ GOOSE-СООБЩЕНИЙ? В 12 се параметры устройств в части коммуникаций по протоколам стандарта МЭК 61850 должны описываться файлами конфигурации на языке SCL (System Configuration description Language - язык описания конфигурации системы). Вторая редакция стандарта МЭК 61850-6 регламентирует использование следующих видов файлов: ICD (IED Capabilities Description) - файл описания возможностей устройства. В файле ICD описываются все логические устройства, логические узлы, элементы и атрибуты данных. Кроме того, описываются предварительно сконфигурированные наборы данных (Dataset), блоки управления отправкой GOOSE-сообщений (GOOSE Control Block), отчётов (Report Control Block), мгновенных значений (SV Control Block). Файл ICD обязательно включает два раздела SCL-файла: и. В файле ICD имя устройства обозначается как TEMPLATE (Шаблон). IID (Instantained IED Description) - файл описания предварительно сконфигурированного устройства. Файлы такого формата используются для передачи в ПО для конфигурирования системы конфигурации отдельного устройства в том случае, если эта конфигурация была создана заранее при помощи ПО для конфигурирования отдельного устройства. Использование файлов IID требу- ется в том случае, если информационная модель устройства (например, состав логических узлов) зависит от конкретной реализации в проекте. SSD (System Specification Description) - файл описания спецификации системы. Данный тип файлов описывает в формате языка SCL все элементы подстанции (первичное оборудование и соединения), все функции вторичных систем (в виде логических узлов), а также может описывать привязку функций к первичным устройствам. В том случае, если сами устройства ещё не выбраны, логические узлы в файле SSD не будут привязаны к конкретным устройствам. Тем не менее, в том случае, если ряд устройств уже выбран, то файл SSD также может включать и разделы описания устройств - , а также раздел коммуникаций - . SCD (Substation Configuration Description) - файл описания конфигурации подстанции. Файл описания конфигурации подстанции используется для передачи данных конфигурации из ПО для конфигурирования системы в ПО для параметрирования отдельных устройств. Данный тип файла содержит полное описание конфигурации как самой подстанции, так и всех коммуникаций, реализуемых в рамках подстанции. В данном файле будут присутствовать все разделы: , ЦИФРОВАЯ ПОДСТАНЦИЯ | www.digitalsubstation.rup. 13
КОНСУЛЬТАЦИЯ (отдельный для каждого устройства), . Причём, для каждого GOOSE-сообщения или потока SV в разделе будет содержаться описание его коммуникационных параметров (таких как: MACAddress, VLAN-ID, VLAN-Priority и другие). CID (Configured IED Description) - файл описания конфигурации устройства. Файл конфигурации, передаваемый из ПО для конфигурирования устройств, непосредственно в само устройство. Этот файл полностью описывает конфигурацию данного устройства в части коммуникаций и фактически представляет собой «урезанный» SCD-файл. Следует также отметить, что, говоря об описании потоков, речь в первую очередь идёт об отправке (“публикации”) данных в формате многоадресных сообщений. Глава 6 стандарта МЭК 61850 также описывает и синтаксис для описания “подписки” на GOOSE-сообщения и SV-потоки, однако, практика работы с терминалами различных производителей показывает, что на сегодняшний день лишь немногие из них используют стандартизованный синтаксис для этих целей. Ниже приведен фрагмент CID-файла с описанием набора данных (), блока управления отправкой GOOSEсообщения () и описанием коммуникационных параметров для данного GOOSE-сообщения (в разделе), созданный при помощи ПО для конфигурирования систем Atlan на базе ICD-файла, предоставленного производителем устройства. Из представленного фрагмента легко видеть как в виде ссылок данные из набора данных назначаются на блок управления отправкой goose-сообщения и далее задаются сетевые параметры этого сообщения. Из представленного выше перечня описание GOOSE- и SV Control блоков могут содержаться во всех файлах, однако полное описание потоков обычно содержится только в файлах формата SCD, CID. 10001-0C-CD-01-00-21
10 10000 <...> ... ... ... ... www.digitalsubstation.ru | ЦИФРОВАЯ ПОДСТАНЦИЯ 13
