1 Цифровая подстанция
Возникновение новейших международных стандартов и развитие информационных технологий открывают возможности современных методов решения проблем автоматизации и управления энергоустановками, позволяя создать подстанцию нового типа - цифровую подстанцию. Понятие «цифровая подстанция» имеет несколько определений. К примеру, в «Нормах технологического проектирования подстанций Федеральной сетевой компании 2017» приведено следующее определение цифровой подстанции:
«Цифровая подстанция» (ЦПС) - это подстанция высокого уровня автоматизации, в которой - практически все процессы обмена информацией между элементами подстанций, а также контроль работы подстанции осуществляются в цифровой форме на основе стандартов серии МЭК 61850 ».
Итак, по определению федеральной сетевой компании единой энергетической системы, цифровыми являются подстанции, поддерживающие стандарты МЭК 61850.
Отличительными особенностями цифровых подстанций являются: наличие встроенных в первичное оборудование интеллектуальных микропроцессорных устройств, применение локальных сетей связи, цифровой способ доступа к информации, ее передаче и обработке, автоматизация работы подстанции и процессов управления ею.
Основной особенностью комплекса ЦПС является перевод набора сигналов и команд в цифровой формат. При таком раскладе контрольные кабели заменяются оптическими, а обмен сигналами осуществляется через передачу цифровых сообщений. Это позволит:
— уменьшить количество медных зажимов;
— исключить возникновение дополнительных ошибок;
— улучшить электромагнитную совместимость оборудования.
Цифровая подстанция основана на стандарте МЭК 61850 и также охватывает технические условия и стандарты проектирования, управление проектами, механизмы коммуникации. Это помогает увеличить совместимость устройств, упрощает электрические соединения и увеличивает степень автоматизации подстанции.
Цели повышения качества функционирования и эксплуатации цифровых подстанций:
— замена оборудования для увеличения экономической модернизации или продление срока службы без ухудшения качества работы и эксплуатации подстанций;
— расширение функциональных возможностей технологических подсистем при выполнении новых функциональных задач.
Увеличение надежности цифровой подстанции связано с затратами компании в случае устранения последствий аварий или принятия экстренных противоаварийных мер. Это приводит к повышению предъявляемых требований к оборудованиям цифровых подстанций: снижение вероятности отказов, а также снижение затрат в результате отказа или аварийного повреждения, и устранение неисправностей для обеспечения его надежности.
Снижение эксплуатационных расходов цифровых подстанций связано с будущим высоким уровнем автоматизации и надежности. Они включают: снижение затрат на эксплуатацию оборудования и обучение персонала.
1.1 Сравнение цифровой подстанции с традиционной
По сравнению с традиционными подстанциями, цифровые подстанции имеют компактную структуру, высокую степень системной интеграции, общий обмен информацией, высокую безопасность и надежность. Важное преимущество цифровой подстанции - это энергосбережение и экологичность. Кроме того, разработка фотоэлектрической технологии позволила отказаться от передачи данных традиционным аналоговым сигналом и перейти на передачу цифровым сигналом. Эти технологии и конструктивные особенности цифровых подстанций способствуют создавать пилотные проекты ЦПС, которые разрабатываются на основе стандарта МЭК 61850. Этот стандарт способствует значительному увеличению интеллектуальности первичного оборудования, объединения оборудования и совместимости устройств, упрощает электрические соединения и увеличивает степень автоматизации подстанций.
Проанализируем цифровую и традиционную подстанции.
Сравнение традиционной подстанции с медными связями и ЦПС с оптическими кабели показано на рисунках 1.1 и 1.2.
Рисунок 1.1 – Сравнительные характеристики традиционной подстанции и цифровой подстанции
Рисунок 1.2 – Сравнительные характеристики традиционной подстанции и цифровой подстанции
Структурные схемы традиционной подстанции и цифровой подстанции приведены на рисунках 1.3 и 1.4 соответственно (ОПУ- оперативный пульт управления).
Рисунок 1.3 – Традиционная подстанция
Рисунок 1.4 – Цифровая подстанция
Следовательно, можно сделать следующие выводы о достоинствах ЦПС:
— упрощение вторичных присоединений. В цифровых подстанциях происходит замена электрических кабелей на волоконно – оптические;
— повышения качества измерения:
1) передача и обработка цифровых сигналов происходит без дополнительных
погрешностей;
2) повышается надежность передачи информации;
3) есть самоконтроль каналов связи;
4) упрощается решение вопроса электромагнитной совместимости;
5) электронные трансформаторы отличаются повышенной точностью;
6) исчезают проблемы насыщения трансформаторов тока, поломки трансформатор тока, феррорезонанса;
7) обслуживание кабелей связи не требуется.
— нет электрического соединения между первичным и вторичным оборудованием. Это преимущество устраняет необходимость в вопросе о передаче повышения напряжения и заземления в двух точках. Кроме того, электромагнитная помеха с первичного оборудования не может передаться во вторичные цепи;
— единая информационная платформа: интеграция систем мониторинга, телемеханики, релейной защиты, регулирования напряжения и реактивной мощности, системы от выполнения некорректных операций;
— уменьшение размеров централизованных диспетчерских помещений на ПС: миниатюризация, повышенная стандартизация и гибкость конфигурирования вторичного оборудования.
Однако у ЦПС имеется ряд определенных недостатков:
— нет определенной структуры ЦПС;
— цифровая подстанция требует установки нового дорогостоящего оборудования, которое в настоящее время имеет небольшой срок эксплуатации;
— на данный момент нет достаточного опыта внедрения и эксплуатации, требуется обучение персонала.
1.2 Структура цифровой подстанции
Структура цифровой подстанции, выполненная в соответствии со стандартом МЭК 61850 делится на три уровня:
— станционный уровень (Station level) состоит из:
серверов верхнего уровня (сервер базы данных, сервер SCADA, сервер телемеханики, сервер сбора и передачи технологической информации). В данном сервере происходит представление информации в удобном конечному пользователю виде и ее архивирование;
— уровень присоединения (Bay/Unit level) состоит из интеллектуальных электронных устройств: устройств управления и мониторинга (контроллеры присоединения, многофункциональные измерительные приборы, счётчики автоматизированных систем коммерческого учета электроэнергии, системы мониторинга трансформаторного оборудования), терминалов релейной защиты и локальной противоаварийной автоматики;
— полевой уровень/ уровень процесса (Process level) состоит из: первичных датчиков для сбора дискретной информации и передачи команд управления на коммутационные аппараты, первичных датчиков для сбора аналоговой информации (цифровые трансформаторы тока и напряжения).
Рисунок 1.5 – Структура цифровой подстанции
Шина процесса - это интерфейс между уровнем первичного оборудования и уровнем ячеек. Иными словами шина процесса - это связующее звено между высоковольтным оборудованием (измерительные трансформаторы тока и напряжения, выключатели, разъединители и т. д.) и микропроцессорными измерительные приборами. (МП РЗА, счетчики, осциллографы и др.)
С информационной точки зрения шина процесса предназначена для передачи следующих потоков:
— передача отсчетов аналоговых сигналов (МЭК 61850-9-2);
—передача дискретной информации (МЭК 61850-8-1).
2 Протоколы передачи данных
Стандарт МЭК 61850 подразумевает использование трех протоколов передачи данных:
— MMS (Manufacturing Message Specification – описывается международным? стандартом ISO 9506) -протокол передачи данных в реальном времени и команд диспетчерского управления между сетевыми устройствами и/или программными приложениями;
— GOOSE (Generic Object Oriented Substation Event - общее объектноориентированное событие подстанции - стандарт МЭК 61850-8-1) - протокол? передачи данных о событиях на подстанции. Фактически этот протокол служит для замены медных кабельных связей, предназначенных для передачи дискретных сигналов между устройствами;
— SV (Sampled Values - стандарт МЭК 61850-9-2) - протокол передачи? оцифрованных мгновенных значений от измерительных трансформаторов тока и напряжения (ТТ и ТН). Данный протокол позволяет заменить цепи переменного тока, соединяющие устройства релейной защиты и автоматики с ТТ и ТН.
Рисунок 2.1 – Протоколы передачи данных
2.1 Протокол MMS
В протоколе MMS происходит передача данных по технологии «клиент-сервер» по схеме «запрос-ответ». Данный протокол определяет:
— набор стандартных объектов, над которыми совершаются операции, существующие в устройстве (например: чтение и запись переменных, сигнализация о событиях и т.д.); — набор стандартных сообщений, которыми осуществляется обмен между клиентом и севером для осуществления операций управления; — набор правил кодирования этих сообщений (то есть как значения и параметры назначаются на биты и байты при пересылке);
— набор протоколов (правила обмена сообщениями между устройствами).
Протокол MMS сам по себе не является коммуникационным протоколом, он определяет сообщения, передающиеся по определенной сети. В качестве коммуникационного протокола в MMS используется стек TCP/IP. Общая структура применения протокола MMS для реализации сервисов передачи данных в соответствии с МЭК 61850 представлена на рис. 2.2.
Рисунок 2.2 – Передача данных по протоколу MMS
2.2 Протокол GOOSE
Протокол GOOSE, описанный главой МЭК 61850-8-1, является одним из наиболее широко известных протоколов, описанных стандартом МЭК 61850. Протокол GOOSE предназначен для обмена сигналами между устройствами релейной защиты и автоматики в цифровом виде.
Как известно, протокол GOOSE служит фактически для замены медных кабельных связей на подстанции.
Принцип передачи GOOSE – сообщений представлен на рисунке 2.3
Рисунок 2.3 – Принцип передачи GOOSE – сообщений
Устройство – отправитель передает по сети Ethernet информацию в широком вещательном диапазоне. В сообщении присутствуют адрес отправителя и адреса, по которым осуществляется его передача, а также значение сигнала (например «0» или «1»).
Передача GOOSE-сообщений в установившемся режиме осуществляется не только после изменения некоторого контролируемого состояния: передача сообщений выполняется на постоянной основе с регулярными интервалами времени. Когда в системе происходят новые события (такие как, короткое замыкание, и как следствие, запуск измерительных элементов защиты) начинается самопроизвольная передача сообщения с увеличивающимися временными интервалами (например, 1 мс, 2 мс, 4 мс и т.д.). Временные интервалы между передаваемыми сообщениями увеличиваются до достижения предельного значения, определяемого пользователем. И пока не произойдет новое событие в системе, передача будет производиться с этим периодом. Процесс передачи GOOSE-сообщений в выше описанном режиме показан на рисунке 2.4.
Рис 2.4 – Принцип передачи GOOSE – сообщений в переходном режиме
Технология повторной передачи не только гарантирует получение адресатом сообщения, но также обеспечивает контроль исправности линии связи и устройств. При традиционной передаче сигнала неисправность выявляется в процессе плановой проверки устройств, либо в случае неисправности устройств релейной защиты и автоматики.
Для использования GOOSE-сообщения для передачи дискретных сигналов между терминалами релейной защиты и автоматики необходима достаточная надежность и быстродействие передачи GOOSE-сообщений. Надежность передачи GOOSE-сообщений обеспечивается следующим образом: — протокол МЭК 61850 использует сеть Ethernet, поэтому неисправность верхнего уровня автоматизированной системы управления технологическим процессом и любого из устройств релейной защиты и автоматики не влияет на передачу GOOSE-сообщений, оставшихся в работе; — во всех устройствах релейной защиты и автоматики постоянно осуществляется контроль возможности – прохождения каждого сигнала; — терминалы релейной защиты имеют два независимых Ethernet-порта, когда один из них выходит из строя, второй его полностью заменяет; — сетевые коммутаторы, к которым подключены устройства релейной защиты и автоматики соединяются в два независимых «кольца»; — разные порты одного терминала релейной защиты подключаются к разным сетевым коммутатором, которые, в свою очередь, подключены к разным «кольцам»; — каждый сетевой коммутатор имеет резервный источник питания.
Быстродействие - в соответствии с требованиями стандарта МЭК 61850 передача GOOSE – сообщений должна осуществляться со временем не более 4 мс. Время передачи зависит от следующих факторов: топологии сети, количества устройства в сети, загрузки сети и загрузки вычислительных ресурсов терминалов релейной защиты и автоматики, версии операционной системы терминала, модуля связи, типа центрального процессора терминала, количество переключателей и некоторые других аспектов. Следовательно, время передачи GOOSE – сообщений должно быть подтверждено опытом эксплуатации.
Таким образом, протокол GOOSE: — обеспечивает быструю передачу информации между устройствами; — устраняет проблему чрезмерного срабатывания дискретных входов терминалов из-за замыканий на землю во в цепях оперативного постоянного тока; — предлагает возможность изменения связей между устройствами релейной защиты без необходимости прокладки дополнительных кабелей и повторного монтажа в шкафах; — позволяет использовать микропроцессорные терминала релейной защиты и автоматики с меньшим количеством входов и выходов (уменьшение габаритов и стоимости устройства); — позволяет контролировать возможность прохождения сигнала и увеличивает надежность; — при изменении схемы подстанции нужно только изменить файл конфигурации.
2.3 Протокол SV
Протокол SV (SV – мгновенные значения ) определяет передачу мгновенных значений электрических величин от измерительных преобразователей, которые устанавливаются на полевом уровне к устройствам релейной защиты. Передача данных осуществляется через Ethernet. SV предъявляет очень высокие требования к пропускная способности шины процесса. Пропускная способность шины процесс, в свою очередь, должна быть рассчитана на пиковые аварийные нагрузки в случае, если реле устройства релейной защиты и противоаварийной автоматики обмениваются большим количество GOOSE - сообщений .
Преобразование аналоговых величин в цифровую форму может осуществляться следующими способами:
— первичным преобразователем: цифровые и оптические трансформаторы;
Цифровые трансформаторы - это обычные трансформаторы с интегрированными преобразователями электрического аналогового сигнала в цифровой оптический, который может передаваться по оптическим кабелям. Оптические трансформаторы - это трансформаторы, основанные на эффекте Фарадея. Этот магнитооптический эффект заключается в том, что при распространении линейно поляризованного света через оптически неактивное вещество, находящегося в магнитном поле, наблюдается вращение плоскости поляризации света. Под действием магнитного поля угол вектора поляризации, который постоянно измеряется с помощью электронной схемы и кодируется в цифровой канал, меняется.
— вторичным преобразователем: используются на ПС с традиционными ТТ и ТН. Аналоговые сигналы, исходящие из них, преобразуются в цифровую форму, максимально приближенную к источнику зарождения. Конвертер предназначен для работы в составе цифровых информационно – измерительных комплексов, которые предоставляют данные измерений для систем:
— технического и коммерческого измерения электроэнергии;
—телеизмерений;
— контроля качества электрической энергии;
—релейной защиты и противоаварийной автоматика;
Данные от цифровых оптических и электронных измерительных трансформаторов преобразуются в широковещательные Ethernet – пакеты с использованием мультиплексоров, которые предусмотрены стандартом МЭК 61850-0. Трансляция цифровых и аналоговых сигналов представлена на рисунке 2.5.
Рисунок 2.5 – Трансляция аналоговых и цифровых сигналов
3 Резервирование промышленных сетей Ethernet
Резервирование каналов передачи данных происходит для того, чтобы исключить такие узлы, выход из строя которых может вывести всю систему из рабочего состояния. Резервирование позволяет системе оставаться в рабочем состоянии во время ремонта узла, вышедшего из строя.
