Цифровые подстанции (ЦПС) класса напряжения 35-110 кВ

В 2017 году на Петербургском международном экономическом форуме президент России призвал сформировать принципиально новую, гибкую нормативную базу для внедрения цифровых технологий во все сферы жизни [rg.ru]. Конечно же, указанное коснулось и сферы электроэнергетики. На сегодня со стороны компании ПАО «Россети» принята новая НТД, сформирована концепция «Цифровая трансформация 2030». Появились такие понятия как «Цифровая подстанция», «Цифровой питающий центр», «Цифровая электрическая сеть».

• 1.    Понятие цифровой подстанции

  Цифровая подстанция (ЦПС) – это энергообъект нового поколения, выполненный с максимальным применением цифровых технологий сбора и обработки информации, в первую очередь основанных на стандарте МЭК 61850. В то же время, ЦПС – это совокупность различных технологий, которые могут применяться комплексно или выборочно, в зависимости от специфики объекта и требований заказчика.

Технологии цифровой подстанции (в порядке возрастания сложности): Полевые преобразователи дискретных сигналов (ПДС) в ОРУ 110-750 кВ, устанавливаемые в шкафах наружного исполнения ИН-БРЭС-ШПДС, для сбора сигналов и ис- полнения команд положения, управления и оперативной блокировки разъединителей и заземляющих ножей, с передачей данных сигналов по ВОЛС и протоколу МЭК 61850-8-1.

К несомненным преимуществам данной технологии относятся:

• -    невысокая стоимость реализации;

• -    существенное (25-30%) сокращение объема кабельной продукции;

• -    полное соответствие действующим НТД ПАО «Россети», ПАО «ФСК ЕЭС»;

• -    ПДС для КРУЭ 110-750 кВ – полевые контроллеры, устанавливаемые в помещении КРУЭ в непосредственной близости к силовому оборудованию;

• -    габариты подстанций с КРУЭ существенно меньше, чем с ОРУ аналогичного класса напряжения, что снижает экономический эффект от применения данного решения;

• -    ПДС, выполняющие сбор сигналов всех коммутационных аппаратов присоединения, в том числе с отключением выключателя от РЗА по GOOSE.Результатом данного этапа является полная «оцифровка» дискретных сигналов ТС, ТУ, ОБ для всех коммутационных аппаратов и сокращение объема кабельной продукции ориентировочно на 50% в сравнении с исходным состоянием.

• -    полевые преобразователи аналоговых сигналов (ПАС), устанавливаемые в шкафы ИНБРЭС-ШПАС с выходом МЭК 61850-9-2, подключаемые к цепям традиционных ТТ/ТН;

• -    предусматривается полная «оцифровка» всех аналоговых цепей на ПС, с сохранением возможности использования традиционного оборудования вторичных систем.

• -    цифровые измерительные трансформаторы (ЦИТ) с выходом МЭК 61850-9-2. Максимальное применения цифровых технологий с сохранением распределенной структуры РЗА, ПА, АСУТП и прочих вторичных систем объекта [1].

• 2.    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).

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%Ih) 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);

• -    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) [2].

• 3.    Описание структуры цифровой подстанции

Термин «Цифровая подстанция» (ЦПС) обозначает особое (цифровое) построение и взаимодействие технологических систем подстанции (таких как РЗА, АСУ ТП, АИИС КУЭ и т.д.) внутри каждой системы, между системами, а также между системами и первичным оборудованием.

Работа и управление такими подстанциями базируется на программнотехническом комплексе цифровой подстанции (ПТК ЦПС), разделенном на структурные уровни (процесса, присоединения и подстанции), которые объединяются между собой посредством сегментов локально-вычислительной сети Ethernet.

Сегменты локально-вычислительной сети (ЛВС) образуют:

• -    шину процесса, объединяющую уровни процесса и присоединения,

• -    шину подстанции, объединяющую уровни присоединения и подстанции.

• 4.    Уровень процесса

Назначение:

• -    организация сопряжения основного оборудования с ПТК ЦПС;

• -    сбор дискретной информации с «сухих» контактов основного оборудования (например, с блок-контактов коммутационных аппаратов) и её оцифровка

• -    сбор аналоговой информации (например, с измерительных трансформаторов тока и напряжения) и её оцифровка (при применении оптических измерительных трансформаторов сигнал изначально оцифрован);

• -    передача собранной информации на вышестоящие уровни;

• -    получение команд управления от вышестоящих уровней в цифровом виде с воздействием на основное оборудование (например, включить/отключить коммутационный аппарат).

Состав:

• -    в случае отсутствия у основного оборудования встроенного цифрового интерфейса для оцифровки сигналов используют устройства сопряжения с объектом (УСО):

• а ) ПАС (AMU) – преобразователи аналоговых сигналов;

• б ) ПДС (DMU) – преобразователи дискретных сигналов.

• -    указанные устройства могут быть отдельными или объединенными в одном комбинированном устройстве.

• -    УСО для оцифровки не требуется, если цифровой интерфейс изначально встроен в основное оборудование (например, сбор аналоговых сигналов выполняется напрямую с оптических трансформаторов тока и напряжения).

• -    оба варианта соответствуют СТО 34.01-21-004-2019 [см. п.5.2.1].

• -    на практике часто встречаются решения, где устройства уровня процесса совмещены с устройствами уровня присоединения (подробнее см. подраздел e)

Способ передачи данных:

• -    от основного оборудования до преобразователей аналоговых и дискретных сигналов (ПАС и ПДС) информация передается по контрольному кабелю с медными жилами. ПАС и ПДС стремятся установить максимально близко к основному оборудованию.

• -    далее от ПАС и ПДС по волокнооптическим кабельным линиям информация поступает в коммутаторы шины процесса.

• -    аналоговая информация в цифровом виде передается в виде потока данных SV-поток.

• -    SV-поток состоит из кадров Ethernet в соответствии со спецификацией МЭК 61850-9-2LE.

• -    в соответствии со спецификацией МЭК 61850-9-2LE с учетом МЭК 61869:

• -    поток данных для целей релейной защиты и автоматики и измерений включает в себя 1 набор данных (4 тока, 4 напряжения), за период осуществляется передача 80 кадров Ethernet.

• -    поток данных для целей коммерческого учета и контроля качества электроэнергии включает в себя 8 наборов данных (в каждом по 4 тока, 4 напряжения), за период осуществляется передача 32 кадров Ethernet [2].

• 5.    Уровень присоединения

Назначение:

• -    прием и обработка данных, получаемых от устройств уровня присоединения;

• -    выполнение соответствующих алгоритмов прикладных функций с передачей режимной и диагностической информации на уровень шины подстанции;

• -    обмен информацией с уровнями процесса.

Состав:

• -    интеллектуальные электронные устройства (ИЭУ), выполняющие прикладные функции АСТУ, включая РЗА, для соответствующего основного оборудования [п.5.2.1, СТО 34.01-21-004-2019].

Способ передачи данных:

• -    Мгновенные значения тока и напряжения принимаются ИЭУ по протоколу МЭК 61850-9-2 SV по шине процессов по волокно-оптическим линиям связи.

• -    Обмен дискретной информацией с устройствами уровня процесса и другими устройствами уровня присоединения происходит по протоколу МЭК 61850-8-1 GOOSE по волокно-оптическим линиям связи.

• 6.    Уровень подстанции

Назначение:

• -    консолидация информации, получаемой от уровня присоединения;

• -    обеспечение скоординированного выполнение команд оператора непосредственно на подстанции и/или команд вышестоящего уровня управления с формированием управляющих воздействий с использованием сервисов МЭК 61850-8-1:

• -    для управления основным оборудованием;

• -    для управления программными ключами в составе АСТУ;

• -    для изменения уставок;

• -    прием и обработка данных, получаемых от устройств уровня присоединения;

• -    выполнение соответствующих алгоритмов прикладных функций с передачей режимной и диагностической информации на уровень шины подстанции;

• -    обмен информацией с уровнями процесса;

Состав:

• -    сервера АСУ ТП / ССПИ;

• -    сервера и АРМ SCADA системы ЦПС;

• -    устройства регистрации параметров переходных процессов в нормальных, аварийных и послеаварийных режимах;

• -    средства информационной интеграции цифровой ПС и ЦУС в соответствии с МЭК 61850-90-2

• -    данный уровень должен быть образован серверами, объединенными в отказоустойчивый кластер, на платформе виртуализации которого работают сервера и АРМ уровня подстанции.

Способ передачи данных:

• -    сервера уровня подстанции взаимодействуют с устройствами уровня присоединения по ЛВС шины подстанции, используя сервисы клиент серверного обмена в соответствии с МЭК 61850-8-1, обмен файловой информацией производиться с использованием сервисов файлового обмена в соответствии с МЭК 61850-8

• -    для информационного обмена ЦПС с вышестоящими уровнями управления (ЦУС) и бизнес-аналитики для передачи оперативной и неоперативной информации в обоих направлениях сервера ССПИ

  должны поддерживать сервисы клиент-серверного обмена в соответствии с МЭК 618508-1.

• -    для информационного обмена с существующими (унаследованными) SCADA системами, не имеющими возможности клиент-серверного обмена в соответствии с МЭК 61850-8-1, сервера ССПИ должны в том числе поддерживать протокол МЭК 60870-5-104 [п.5.2.3, СТО 34.01-21-0042019] [3].

• 7.    Совмещение и разделение уровней процесса, присоединения и подстанции

  В соответствии с [п.5.2.8, СТО 34.01-21004-2019], учитывая текущий технологический уровень и отработанные технологии, обеспечивается надежное и эффективное применение следующих технических решений:

• -    раздельная реализация уровней процесса и присоединения для напряжения 110/220 кВ;

• -    совмещение уровней процесса и присоединения для напряжения 6, 10, 20 и 35 кВ на базе унифицированных многофункциональных терминалов РЗА/контроллеров присоединений;

• -    отдельная реализация уровня подстанции [п.5.2.8, СТО 34.01-21-004-2019] [3].

• 8.    Шина процесса

Варианты топологии локальновычислительной сети шины процесса:

• -    «двойная звезда» с использованием протокола МЭК 62439-3 PRP;

• -    «двойное кольцо» с использованием протокола МЭК 62439-3 PRP/HSR.

Основные требования в соответствии с [п.5.2.4, СТО 34.01-21-004-2019]:

• -    сегменты ЛВС шины процесса должна быть физически или логически изолированы от других сегментов ЛВС подстанции;

• -    кабельная сеть ЛВС шины процесса должна строиться на основе волоконнооптических линий связи;

• -    тип разъемов для всех видов соединений – LC;

• -    в зонах распределительных устройств и ОПУ предусматриваются пассивные оптические коммутационные панели, соединенные многожильным магистральным оптическим кабелем рис. 1 (оптические коммутационные панели обеспечивают

распределение оптического сигнала, подведенного к ним по магистральному кабелю и портам, оборудованными разъемами, к которым подключаются коммутационные шнуры, передающие сигнал на Ethernet-порты активного сетевого оборудования цифровой ПС);

• -    для обеспечения резервирования кабельная сеть ЛВС шины процесса должна строиться по принципу полного дублирования компонентов;

• -    резервируемые оптические кабельные линии ЛВС шины процесса должны прокладываться по разным маршрутам [3].

  

  Рис. 1 Принципиальная схема подключения полевых устройств к ЛВС шины процесса

  
  

• 9.    Шина подстанции

  Топология локально-вычислительной сети шины подстанции в пределах каждой из резервируемых сетей PRP должна обеспечивать для коммутаторов резервирование сети Ethernet на 2-ом уровне модели OSI с использованием протоколов RSTP, MRP [п.5.2.4, СТО 34.01-21-004-2019].

Основные требования в соответствии с [п.5.2.5, СТО 34.01-21-004-2019]:

• -    хосты ЛВС шины подстанции должны иметь резервированные подключения к двум разным коммутаторам ЛВС;

• -    протоколы резервирования 2-ого и 3его уровня модели OSI должны обеспечивать защиту от одиночного отказа комму-таторов/маршрутизаторов, а также кабельных соединений ЛВС шины подстанции;

• -    при необходимости в составе ЛВС шины подстанции предусматриваются резервированные по протоколу VRRP маршрутизирующие коммутаторы, обеспечивающие маршрутизацию IP-трафика между сегментами ЛВС шины подстанции – серверным, ИЭУ 110-220 кВ, ИЭУ 35 кВ, ИЭУ 20, 10, 6 кВ;

• -    в точке подключения ЛВС шины подстанции к узлу связи сетевой периметр технологической сети подстанции должен быть защищен кластером межсетевых экранов, работающим в режиме маршру-

  тизации; межсетевой экран должен поддерживать гранулярный МЭК 61850-8-1 MMS, МЭК 60870-5-104;

• -    кабельная сеть ЛВС шины подстанции должна строиться на основе волоконнооптических линий связи;

• -    допускается использование медных пассивных компонентов кабельной сети, в сегментах, обеспечивающих взаимодействие между:

• -    оборудованием уровня присоединения и устройствами уровня подстанции (отдельные сегменты при обосновании);

• -    устройствами уровня подстанции и средствами интерфейса человек-машина;

• -    межсетевыми экранами и оборудованием связи [3].

• 10.    Особенности построения РЗА цифровых подстанций

На цифровых подстанциях РЗА является одной из подсистем ПТК ЦПС, функционирующей на уровне присоединения и подстанции.

На уровне «Присоединения» РЗА организуется на базе интеллектуальных электронных устройств (ИЭУ), являющихся специализированными промышленными компьютерами (в качестве них могут выступать терминалы РЗА, выполняющие функции контроллера присоединения, контроллеры ячеек). Между собой устрой- ства обмениваются данными по шине процесса, аналогично происходит и обмен информацией с первичными преобразователями дискретных и аналоговых сигна-лов.(ПДС и ПАС):

• -    дискретная информация по протоколу МЭК 61850-8-1 (GOOSE);

• -    аналоговая информация по протоколу МЭК 61850-9-2 (SV).

• 11.    Достоинства и недостатки, области применения ЦПС

В качестве первичных датчиков цифровых измерительных трансформаторов для цифровой ПС могут использоваться оптические датчики тока и напряжения на основе магниточувствительного оптоволокна, либо электромагнитные ТТ, электромагнитные или емкостные ТН [п.20.2, СТО 34.01-21-004-2019].

При реконструкции ПС допускается использовать измерительные ТТ и ТН с аналоговым выходом с использованием цифровых преобразователей при соответствующем экономическом обосновании [п.20.3, СТО 34.01-21-004-2019].

Программное обеспечение, установленное на уровне вычислительной сети ПТК цифровой ПС, должно представлять собой модульное программное обеспечение, в котором каждый программный модуль отвечает за минимальную функцию (виртуальное реле или логический узел в терминах в соответствии с требованиями МЭК 61850) [п.8.12, СТО 34.01-21-004-2019].

Из комбинации программных модулей может быть составлена необходимая функция защиты и (или) автоматизации, при этом уровень вычислительной сети ПТК цифровой ПС представляет собой совокупность обеспечивающих функционирование виртуальных устройств защиты и управления [п.8.13, СТО 34.01-21-0042019].

Все связи между устройствами и описание ИЭУ должны быть представлены в виде SCD файла, а логические узлы с привязкой к элементам однолинейной схемы в виде SSD файла, разрабатываемых в специализированных программах [4].

Плюсы:

Снижение стоимости оборудования на 30%:

• -    уменьшенная стоимость внедрения оборудования на смежных подстанциях за счёт использования общего оборудования;

• -    минимизация размеров здания обще-подстанционных пунктов управления (ОПУ) за счёт сокращения количества медных кабелей, панелей и т.д.

Сокращение сроков проектирования до 25%:

• -    стандартизированные физические интерфейсы;

• -    упрощённые прошивка и настройки;

• -    упрощённое автоматическое создание чертежей с помощью программного обеспечения;

• -    стандартизированное документирование соединений с первичным оборудованием.

Сокращение объёмов монтажных и пусконаладочных работ до 45%:

• -    установка объединенного устройства управления подстанцией, совмещающего функции управления и релейной защиты, сокращает временные затраты на монтаж за счёт исключения кабельных соединений;

• -    снижение риска ошибка за счёт стандартизированных физических соединений;

• -    упрощённая установка шкафов управления за счёт понятного интерфейса подключения;

• -    нивелирование ошибок благодаря регулярному мониторингу;

• -    обеспечение безопасности сотрудникам на объекте за счёт отсутствия кабелей в здании ОПУ.

Сокращение затрат до 15% на обслуживание энергообъекта:

• -    возможность расширения и модернизации системы в процессе эксплуатации;

• -    снижение количества приёмных проверок благодаря стандартизированного подхода к этапам разработки и монтажа оборудования.

Минусы:

• -    Пробелы в НТД;

• -    отсутствие промышленных образцов цифровых ТТ и ТН, годных к широкому внедрению на энергообъектах;

• -    отсутствие единого подхода субъектов энергетики к цифровизации объектов;

• -    необходимо разрабатывать ПО для проектирования ЦПС. Разработка ПО в соответствии с IEC 61850-4;

• -    оборудование и ПО должно проходить опытную эксплуатацию для определения

явных преимуществ;

• -    повышение квалификации наладочных, эксплуатирующих и проектных организации;

• -    создание и проведение курсов по ЦП на базе сформированных стандартов;

• -    применение сервисов цифрового проектирования, наладки, снижающих слож-

• ность для использования;

• -    необходимость подготовки специалистов РЗА со знанием цифровых технологий – системный инженер (как предложение), который имеет базовые знание по электроэнергетике, РЗА и цифровым системам связи ЦПС;

• -    проблема кибербезопасности – отсутствие адекватных предложений по реше-

• нию вопроса;

• -    высокая стоимость технологии на первом этапе;

• -    обеспечение работоспособности системы РЗА, нужно рассчитывать параметры локально-вычислительной сети (ЛВС). Т.е. РЗА избавится от дискретных цепей, но будет зависеть от коммуникационной сети подстанции [5].

Область применения:

• -    генерация электроэнергии;

• -    независимые энергокомпании;

• -    нефтегазовый сектор;

• -    передача электроэнергии;

• -    промышленные предприятия;

• -    распределение электроэнергии.

Заключение

ЦПС – прогрессивная технология построения систем защиты и управления подстанцией. Однако на сегодня она не получила широкого применения по ряду причин:

• -    высокая стоимость предлагаемых решений. Причина тому – применение неоп-тимизированных архитектур построения ЦПС, описанных в начале статьи;

• -    слабо проработанная нормативная база. Отсутствие ГОСТов, ОТР, регламентов эксплуатации устройств и систем, реализующих информационный обмен по IEC 61850-9-2;

• -    недостаточно высокая компетентность обслуживающего персонала в области IT.

Современная цифровая подстанция – это определенно новый качественный шаг к будущему энергетики. Переход к необслуживаемым подстанциям – это то, к чему необходимо стремится для безопасности обслуживающего персонала, экономии бережливости в современном мире.