Шина подстанции мэк 61850

Оцифровка величин тока и напряжения, поступающих от измерительных трансформаторов с технологией NCIT (нетрадиционные измерительные трансформаторы) или от обычных измерительных трансформаторов, преобразованных в цифровую форму так называемыми автономными объединяющими устройствами (SAMU), и простота доступа к этим данным, через цифровой стандартизированный интерфейс, со стороны любых электронных устройств, таких, как средства защиты, компьютерные системы, представляют собой главные преимущества этой технологии. Предполагается внедрение новых функциональных возможностей, например: интеллектуальный мониторинг, функции защиты на базе программных модулей, реализованных в рамках стандартных платформ аппаратных средств, и новые распределенные функции на компьютерах присоединения. Кроме того, интеллектуальный контроль всей системы NCIT предотвращает возможность возникновения существенных отказов мерами предупредительного техобслуживания, исключает несвоевременные ремонтные отключения и обеспечивает надежное функционирование подстанций посредством использования интеллектуального резервирования, например, такого, как протокол параллельного резервирования PRP (Parallel Redundancy Protocol).

Совместимость обычных измерительных трансформаторов и всех трансформаторов с технологиями NCIT, а также оборудования различных поставщиков может быть достигнута в результате использования стандартного протокола: «Шина процесса» (Process bus), т.е. МЭК 61850-9-2 со специальной рекомендацией МЭК 61850-9-2LE.

Международный стандарт МЭК 61850 для систем передачи данных открывает новую эру в области совершенствования подстанций. Он охватывает не только проектирование систем релейной защиты, контроля и управления подстанций, но и разработку вторичных цепей подстанций. Высокоскоростная связь между равноправными устройствами с использованием GOOSE-сообщений и дискретизированных аналоговых значений (Sampled Analogue Values) позволяет усовершенствовать распределенные приложения, базирующиеся на передаче значений тока и напряжения между устройствами, подключенными к сети технологического процесса и к локальной сети подстанции.

За несколько прошедших лет тенденции развития рынка в направлении реализации требований МЭК 61850 стали одинаково очевидными как для поставщиков, так и для заказчиков. Значительная доля этого интереса сконцентрирована на процессе миграции от решений реализации шин подстанций, продиктованных интересами изготовителей, в направлении систем автоматизации подстанций, которые характеризуются полной интеграцией интеллектуальных устройств IED, таких, как терминалы релейной защиты, в соответствии с требованиями принятого международного стандарта.

Этот подход был сосредоточен главным образом на «Шине подстанции» стандарта МЭК 61850-8-1 и реализовывался путем моделирования и развития по аналогии с традиционными подходами систем SCADA.

«Шина процесса» (Process bus), определенная стандартом МЭК 61850- 9-2, остается в существенной степени неисследованной до настоящего времени.

МЭК 61850-9-2 представляет собой часть стандарта, который внедряет в практику технологию нетрадиционных измерительных трансформаторов (NCIT), устраняя несовершенства и ограничения традиционных ТТ и ТН с их обмотками на стальных сердечниках.

«ШИНА ПРОЦЕССА» (PROCESS BUS)

«Шина процесса», определенная стандартом МЭК 61850-9-2, позволяет использовать цифровую связь между электронными трансформаторами тока/напряжения или объединяющими устройствами и устройствами присоединения, такими, как реле защиты, контроллерами или счетчиками присоединения. Это канал связи 4 на рисунке 1, заимствованном из стандарта МЭК 61850.

Фактически все технологии DIT используют электронные терминалы, поэтому они не позволяют применять традиционные аналоговые выходы измерительных трансформаторов по причине повышенной потребности в электропитании для усилителей.

В 1998 году возникла идея передачи «мгновенных значений измерений» (Sampled Values) по цифровым сетям передачи данных. Описание первой рекомендации было дано в стандарте МЭК 60044-8.

Компаниями Alstom и RTE был проведен успешный эксперимент по использованию оптического трансформатора тока на подстанции «Вилмулин» 400 кВ.

В 2002 году несколькими основными производителями был запущен проект «Совместимость» и произведен выбор протокола. Им стал протокол «Шина процесса» (Process bus). В документе под названием LE (Light Edition, облегченная редакция), входящем в состав Руководства, зафиксирован основной параметр протокола. Первая успешная демонстрация проведена на CIGRE в 2004 году.

В 2008 году рабочая группа TC38 начала разработку редакции нового стандарта МЭК 61869-9-2 для электронных измерительных трансформаторов. Предложенный цифровой интерфейс основывается на рекомендациях МЭК 61850-9-2 LE с дополнительными характеристиками. Этот документ будет издан в 2011 г.

Предложенная архитектура
Сохранение существующей архитектуры подстанции с резервированием сети Ethernet (PRP или HSR):
• защита (80 выборок/цикл) — основной канал 1;
• защита (80 выборок/цикл) — основной канал 2 (резерв);
• регистрация возмущений (256 выборок/цикл — полоса пропускания 10 кГц);
• учет (80 выборок/цикл) — коммерческий учет или учет тарифов;
• оценка качества электроэнергии (256 выборок/ цикл – анализ гармоник — 100 e).

Объединяющие устройства для мгновенных значений измерений:
• N-MU или P-MU для DIT (объединяющее устройство для подключения к первичным преобразователям, разделенным или в виде единого устройства, предназначенное для работы с датчиками различных типов);
• A-MU для CIT (объединяющее устройство для подключения к обычным измерительным трансформаторам с аналоговыми входами).

Объединяющее устройство для контроллеров выключателей:
• совместимость;
• CB-MU для выключателей и разъединителей (ввод/вывод, подача команды на отключение через GOOSE-сообщения);
• CB-MUM для выключателей (контроль и подача команды на отключение выключателя; резервирование).

Две независимые сети: 9–2 для передачи мгновенных значений измерений и 8–1 для GOOSE:
• «Шина процесса» (сеть Ethernet, в настоящее время 100 BaseFx) со стандартом МЭК 61850-9.2 LE для мгновенных значений измерений SV, которая в скором времени станет глобальным стандартным интерфейсом МЭК 61869-9-2, для измерений тока и напряжения;
• «Шина процесса» (сеть Ethernet, в настоящее время 100 BaseFx) со стандартом МЭК 61850-8.1 служба GOOSE-сообщений для положения выключателя-разъединителя (SW), положения и отключений автоматического выключателя.

ПРЕИМУЩЕСТВА ИНТЕГРАЦИИ «ШИНЫ ПРОЦЕССА»

Оцифровка величин тока и напряжения
Мгновенные значения, полученные от нетрадиционных или традиционных измерительных трансформаторов, оцифрованные так называемыми автономными объединяющими устройствами (SAMU), обеспечивают связь в реальном масштабе времени, что, в свою очередь, позволяет осуществить простой доступ к этим данным со всех прочих устройств подстанции (средств релейной защиты, компьютерных систем, и др.) путем реализации технологии Ethernet. Это является одним из главных преимуществ!

Совместимость
Достигается совместимость технологий традиционных и нетрадиционных измерительных трансформаторов, а также согласованность оборудования всех поставщиков со стандартным протоколом. Это обеспечивает значительно большую гибкость при проведении реконструкций подстанций генерирующих предприятий. Этот пункт абсолютно обязателен и противопоставляется «частным» решениям.

Простота эксплуатации
• оптическая технология Ethernet 100 BaseFX позволяет радикально упростить кабельную систему;
• оптический кабель имеет естественную изоляцию ЭМИ, что способствует снижению затрат на проектирование, инжиниринг и повышает общую надежность системы;
• используемые технологиями DIT электронные компоненты обеспечивают повышение степени промышленной стандартизации путем уменьшения разнообразия моделей ТТ/ТН по причине осуществимости повторной калибровки с помощью электронных установок.

Ввод в эксплуатацию, испытания на объекте, простота конфигурирования архитектуры позволяют добиться снижения численности персонала.

Ожидаемые новые функциональные возможности
Ниже приводится неполный перечень функциональных возможностей:
• интеграция всех функций защиты, управления, измерений и контроля в пределах подстанции на основе программных модулей, легко переносимых на любые стандартные аппаратные платформы;
• обеспечение средств для высокоскоростных приложений подстанции (новые функции защиты, блокировки, телеотключения);
• обеспечение новых распределенных функций для контроллеров присоединения или упрощенных устройств защиты (например, контроль синхронизма, регистрация переходных процессов, анализ гармоник и т.д.);
• возможность упрощенной повторной калибровки ТТ/ТН при работе с различными номиналами точек измерений.

Повышение степени готовности-надежности
• постоянный интеллектуальный контроль в оперативном режиме параметров трансформаторов тока, напряжения и автоматических выключателей, повышающий надежность эксплуатации;
• предотвращение серьезных аварий путем предупредительного техобслуживания;
• исключение несвоевременных ремонтных отключений.

Все это вносит вклад в обеспечение безопасности подстанций в результате применения интеллектуального резервирования, например, протокола параллельного резервирования PRP (Parallel Redundancy Protocol) (дублированная сеть передачи данных) или качественно интегрированного резервирования высокой степени готовности HSR (High-availability Seamless Redundancy).

Читайте также: Eisa isa шины для чего они

Все эти преимущества обеспечивают ценный вклад в повышение надежности и готовности современных высоковольтных сетей и являются одной из важнейших задач концепции Smart Grid.

Нашли ошибку? Выделите и нажмите Ctrl + Enter

Видео:25.3. МЭК 61850. Цифровая подстанция. Шина процесса. Учебная лаборатория. Часть 1Скачать

Возможна ли цифровая подстанция? – стандарт МЭК 61850 вселяет надежду

Данная статья открывает цикл материалов, посвященный электронным компонентам для реализации промышленного интернета вещей (Индустрии 4.0) в электроэнергетике. Но прежде чем переходить к рассмотрению проблемы на уровне «железа», следует понять, какие стандарты и каким образом позволяют реализовать эту концепцию в энергетике, и насколько это реально в ближайшее время.

В эпоху стремительной оцифровки окружающего мира редкая энергосистема не «задумывается» о реализации проекта с модным и инновационным названием «Цифровая подстанция».

Сегодня электрическая подстанция – это связанные первичная силовая и вторичная системы. Вторичная система объединяет релейную защиту, автоматику, управление, учет электроэнергии и много другое. На физическом уровне все это превращается в довольно большое количество устройств (уже, как правило, микропроцессорных), связанных медными кабелями для питания и передачи данных. Причем для передачи одного сигнала используются две жилы кабеля – положительной и отрицательной полярности оперативного напряжения. Схематическое изображение классической подстанции представлено на рисунке 1.

Рис. 1. Схематическое изображение классической подстанции

Мысль о том, что сигналы во вторичной системе подстанции можно передавать в цифровом виде, зародилась одновременно с развитием микропроцессорных устройств. Было разработано несколько стандартов, описывающих организацию связи таких устройств. Наибольшую популярность получили протоколы МЭК 60870-5, Modbus, DNP3. Однако ни один из них не стал для производителей микропроцессорных терминалов однозначным фаворитом. Попытки организовать логическую вычислительную сеть подстанции сталкивались с проблемой совместимости устройств различных производителей. Революционное развитие ситуация получила после выпуска стандарта МЭК 61850. Давайте взглянем на то, что он собой представляет, какие требования предъявляет и какой вектор развития информационных технологий в электроэнергетике закладывает (рисунок 2).

Рис. 2. Схематическое изображение цифровой подстанции

На сегодняшний день стандарт включает 19 документов, каждый из которых имеет статус международного стандарта, технического требования или технического отчета. Технические требования – это неутвержденный международный стандарт, обладающий, однако, достаточной полнотой и детализацией приведенной в нем информации. Технический отчет – это справочный документ, который содержит результаты исследований или данные других организаций, имеющих отношение к теме стандарта. Технический отчет не имеет нормативной силы. Не станем подробно останавливаться на каждом разделе МЭК 61850, а выделим лишь основные составляющие философии стандарта.

Видео:Основы цифровой подстанции IEC61850. Цифровые токи и напряженияСкачать

Трехуровневая система автоматизации подстанции

Стандарт предлагает все оборудование вторичной системы называть «интеллектуальными электронными устройствами» (IED) и разделять на три уровня:

• полевой уровень;
• уровень присоединения;
• уровень подстанции.

Передача информации между устройствами полевого уровня и уровня присоединения, а также между различными устройствами уровня присоединения, осуществляется с помощью шины процесса. Обмен данными на уровне подстанции, а также от устройств уровня присоединения к устройствам уровня подстанции, осуществляется с помощью шины подстанции.

Полевой уровень объединяет все силовое технологическое оборудование, а правильнее сказать — его интеллектуальные модули. Первостепенный интерес представляют коммутационные аппараты и измерительные трансформаторы. В настоящее время выпускается оборудование, которое оснащено интеллектуальными блоками для подключения к информационной сети подстанции напрямую. В противном случае при использовании классических вариантов оборудование необходимо перевести на работу с цифровыми сигналами. Для этого используются специальные модули: преобразователи аналоговых сигналов (Merging Units) для обработки данных от измерительных трансформаторов и выносные устройства связи с объектом (Micro RTU) для подключения коммутационных аппаратов.

Среди современного силового оборудования, выпускаемого специально для цифровых подстанций, отдельно следует выделить измерительные трансформаторы тока и напряжения нового поколения – оптические трансформаторы. Уникальность этого оборудования состоит в том, что в основе их работы лежат не электромагнитные, а оптические эффекты. Такие измерительные трансформаторы объединяют в одном устройстве оптический блок и блок электроники. Первый расположен в зоне высокого напряжения и по принципу действия представляет собой элемент, чувствительный к протекающему току (эффект Фарадея) или к напряжению (эффект Керра и Пекельса). На выходе оптического блока формируется аналоговый световой сигнал. Блок электроники оцифровывает этот сигнал и, согласно МЭК 61850-9-2, преобразует его в данные, удобные для передачи по логической вычислительной сети подстанции. Пожалуй, оптические измерительные трансформаторы – это единственный случай, когда передовые идеи цифровых подстанций затрагивают не работу системы автоматизации, а непосредственно технологическое оборудование.

Оборудование уровня присоединения – это микропроцессорные терминалы релейной защиты, систем управления, блокировки и тому подобное. Эти устройства принимают данные от оборудования полевого уровня и выдают команды управления коммутационными аппаратами, а также имеют информационную связь с оборудованием подстанционного уровня.

Уровень подстанции по МЭК 61850 – это автоматизированные рабочие места персонала, осуществляющего управление подстанционным оборудованием. Они объединяют в себе щиты управления, мнемосхемы, системы диспетчерского управления и сбора данных. На этом уровне аккумулируется огромное количество информации о состоянии оборудования и режимах работы подстанции. Информация обрабатывается и, при необходимости, передается на более высокий уровень.

Видео:25.3. МЭК 61850. Цифровая подстанция. Шина процесса. Учебная Лаборатория. Часть 2.Синхронизация.Скачать

Стандартизированная модель данных

Долгое время стандарты-предшественники МЭК 61850 пытались ответить на вопрос, как правильно и удобно организовать передачу информации между интеллектуальными устройствами. Создатели МЭК 61850 пошли дальше и ответили на вопрос: «Какую информацию необходимо передавать для выполнения той или иной функции?».

Стандартом определяется, что система автоматизации подстанции представляет собой набор функций различного назначения. Сюда включаются как функции, относящиеся к технологическому процессу (управление коммутационными аппаратами, измерения, работа релейной защиты), так и функции интерфейса: считывание данных, конфигурирование, запись файлов. Ввиду того, что в реализации одной функции может быть задействовано несколько устройств, в каждой из них удобно выделить несколько логических узлов. С другой стороны, один логический узел может участвовать в нескольких функциях. Хороший пример – измерительный трансформатор тока. Данные измерений одновременно участвуют в работе функций дифференциальной токовой защиты, максимальной токовой защиты, управления разъединителями и других.

Логический узел является основным элементом в модели данных, предложенной МЭК 61850. Любой логический узел определяется набором данных и сервисов, каждый из которых в свою очередь, имеет некоторые атрибуты. Атрибуты могут содержать данные состояния, метки синхронизации, данные для проверки достоверности и определения «возраста» информации и другие параметры для надежной передачи по сети. Стандарт устанавливает правила идентификации каждой единицы данных и ее атрибутов. Так, силовой выключатель во всех устройствах, выполненных по МЭК 61850, будет однозначно идентифицирован как «XCBR», а данные о его положении будут содержаться в «XCBR.Pos». Что же мы получаем в итоге? Допустим, в реализации некоторой функции задействованы два интеллектуальных устройства, выполненных согласно требованиям МЭК 61850. Имея в виду, что данные в обоих устройствах определены одинаково, нам остается только организовать информационную связь любым доступным для обоих устройств способом, и функция будет работать.

Следует отметить, что логическая система автоматизации не всегда соответствует своему физическому прототипу. Например, логический узел, относящийся к терминалу релейной защиты, совпадает с самим оборудованием, в то время как логический узел, относящийся к силовому выключателю, скорее соответствует микропроцессорному устройству, выполняющему отображение этого выключателя в сети подстанции. Система автоматизации подстанции объединяет логическую и физическую составляющие. Требования стандарта МЭК 61850 затрагивают, главным образом, логическую составляющую системы и лишь немного, в части требований к надежности и электромагнитной совместимости, физическую.

Видео:25.3. МЭК 61850. Цифровая подстанция. Шина процесса. Лаборатория. Часть 3. Резервирование Ethernet.Скачать

Рекомендации по организации логической вычислительной сети подстанции

Стандарт МЭК 61850 изначально не требует использования конкретного протокола для передачи данных по сети подстанции. Он определяет требования к этим протоколам, при выполнении которых система будет надежно и качественно функционировать. Эти требования касаются скорости передачи, вероятности потери данных, а также этапов обработки информации. Однако главы МЭК 61850-8-1, МЭК 61850-9-2 и МЭК 61850-9-2LE подробно описывают использование конкретных протоколов передачи данных. Нужно сказать, что именно эти протоколы и используются на практике при попытке организовать логическую вычислительную сеть подстанции в настоящее время. Речь идет о протоколах ISO 9506 и ИСО/МЭК 8802.

Читайте также: Шина кольцо звезда иерархическая звезда

МЭК 61850 выделяет три типа данных. Первый тип составляет основной поток информации, заполняющей шину подстанции. Он представляет собой большое количество данных, для которых не важна скорость передачи. Такая информация передается с использованием MMS-сообщений. Технология MMS-сообщений описана в ISO 9506, а правила назначения данных на этот протокол — в разделе МЭК 61850-8-1. Технология функционирования релейной защиты и автоматики предусматривает наличие еще двух типов сигналов, для которых уже критичны временные задержки в передаче. Это дискретные сигналы различных терминалов и результаты мгновенных измерений токов и напряжений. Для передачи данной информации используется протокол ИСО/МЭК 8802. Дискретные сигналы передаются в GOOSE-сообщениях, правила формирования которых указаны в МЭК 61850-8-1. Данные измерений формируют SV-сообщения. Разделы МЭК 61850-9-2 и МЭК 61850-9-2LE содержат указания по формированию пакетов данных, частоте измерений, а также правила синхронизации и дублирования.

При использовании MMS передача данных осуществляется по технологии «клиент-сервер». Клиентом в этом случае выступает одна из систем подстанционного уровня, например, АСУ ТП, роль сервера выполняют терминалы уровня присоединения. В обмене информацией задействована вся семиуровневая модель OSI. Стандарт МЭК 61850 описывает абстрактный коммуникационный интерфейс. Сюда входят несколько десятков сервисов, выполняя которые, клиент может установить или прервать связь с сервером (Associate, Abort), получить полную иерархическую структуру данных сервера (GetServerDirectory, GelLogicalDeviceDirectory, GetLogicalNodeDirectory), считать значения переменных (GetAllDataValues, GetDataValues) и многое другое. Клиент обращается к серверу, используя его IP-адрес. Сервер передает клиенту информацию по запросу или в виде отчетов при изменении одной или нескольких переменных. Выполняя постепенный опрос всех устройств уровня присоединения, системы уровня подстанции накапливают довольно большой набор информации, представляющий собой общую модель данных подстанции, а также текущие значения данных и их атрибутов. С течением времени значения переменных обновляются согласно отчетам, предоставляемым устройствами уровня присоединения. Передача данных таким образом может потребовать некоторого времени для обработки информации в передающих аппаратах.

Сообщения GOOSE, в отличие от MMS, предаются с минимальными временными затратами. Устройства обращаются сразу к канальному уровню модели OSI. Для этого используются MAC-адреса. Интеллектуальное устройство, выполняющее передачу, формирует набор данных для создания GOOSE-сообщения, которое непрерывно транслируется в сеть с заданным интервалом. При изменении одной из переменных интервал транслирования на время уменьшается. Это одна из мер по реализации принципа гарантированной доставки сообщения в максимально короткое время. Одно или несколько принимающих устройств настраивают подписку на конкретное GOOSE-сообщение. Фиксированный максимальный допустимый интервал повторения передачи сообщений помогает диагностировать состояние канала связи. Кроме того, в состав GOOSE-сообщения входят метки двух счетчиков:

• счетчика количества посылок;
• счетчика количества изменений данных.

Их использование также помогает диагностировать неполадки в сети и, в случае необходимости, восстановить потерянную информацию.

Передача SV-сообщений организуется по тем же правилам, что и GOOSE. Однако следует понимать, что переменные в пакетах данных постоянно изменяются, следовательно, наборы данных должны содержать дополнительную информацию, необходимую для синхронизации.

Еще раз отметим, что стандарт МЭК 61850 не устанавливает принцип действия того или иного протокола передачи данных. Он описывает абстрактный коммуникационный интерфейс, который включает наборы данных интеллектуальных устройств цифровой подстанции, а также сервисы, необходимые для работы с этими данными. Помимо этого, стандарт разъясняет, как эти сервисы можно реализовать с использованием конкретных протоколов связи, описанных выше.

Видео:25.3. МЭК 61850. Цифровая подстанция. Шина процесса. Лаборатория. Часть 4. VLAN.Скачать

Язык конфигурирования подстанции

Концепция цифровой подстанции подразумевает использование большого количества интеллектуальных устройств, связанных информационной сетью. Каждое из этих устройств должно быть настроено для правильной работы. Логично предположить, что конфигурирование можно выполнить дистанционно либо вручную, либо автоматически с использованием сети. МЭК 61850-6 предлагает решение, основанное на использовании конфигураторов двух типов:

• конфигуратора интеллектуальных устройств для записи настроек в каждое конкретное устройство;
• конфигуратора системы для генерирования набора необходимых настроек.

Стандарт описывает язык конфигурирования подстанции SCL (Substation Configuration Language), основанный на языке разметки XML. Процесс конфигурирования системы автоматизации подстанции завязан на использовании файлов, написанных на этом языке.

Файл SSD (System Specification Description) содержит однолинейную схему силовой части подстанции, а также определяет необходимые логические узлы для полноценной реализации системы автоматизации. Файл ICD (IED Capability Description) описывает возможности интеллектуального устройства. Этот тип файлов создается для каждого устройства и передается конфигуратору системы. На основании файлов этих двух типов конфигуратор системы выполняет назначение логических узлов на конкретные устройства и генерирует файл SCD (Substation Configuration Description). Файл SCD содержит настройки всех интеллектуальных устройств, установленных на подстанции. Этот файл передается конфигураторам интеллектуальных устройств. Каждый конфигуратор создает СID-файл (Configured IED Description), содержащий настройки конкретного устройства, и записывает его по месту назначения.

Язык SCL призван значительно упростить процесс настройки системы при первой установке или при реконструкции. Действительно, в случае замены одного из устройств для наладки нового юнита достаточно загрузить в него имеющийся СID-файл, если новое оборудование идентично заменяемому, или сгенерировать новый файл на основании SCD.

Помимо описанных выше, разделы стандарта затрагивают вопросы надежности и совместимости различных интеллектуальных устройств. МЭК 61850-10 полностью посвящен проверке устройств на соответствие требованиям стандарта.

Изменения, которые подразумевает проект, основанный на переходе к МЭК 61850, носят довольно радикальный характер. Редкий специалист не назовет их авантюрой. Давайте порассуждаем, какие перспективы отрывают цифровые подстанции и на какой профит менеджеры и специалисты энергосистем могут рассчитывать.

Видео:Технологические предпосылки Цифровой подстанцииСкачать

Установка, наладка и обслуживание

Очевидно, что на подстанциях станет меньше меди. Около 80% кабелей систем автоматики исчезнут, а их место займут оптические линии связи. Каждый оптический кабель способен нести нагрузку десятков электрических «коллег». В результате уменьшится время на подключение кабелей, а кабельные лотки и каналы станут компактнее.

Производители микропроцессорных интеллектуальных устройств смогут значительно упростить свое оборудование за счет исключения блоков входных аналоговых и дискретных сигналов, а также блоков выходных реле. Функции этих блоков будут частично перенесены на устройства полевого уровня, частично – на системы передачи данных. В конечном итоге есть повод надеяться, что цифровые подстанции будут дешевле классических. Осталось дождаться достаточной конкуренции на рынке компонентов для цифровых подстанций.

Наладка подстанции, работающей по правилам протокола МЭК 61850, напоминает волшебство. Конечно, никуда не денется классическая проверка механической надежности оборудования и правильности подключения кабелей питания и оптических каналов. Но затем инженеры откладывают в сторону отвертки, и начинается магия – проверка системы на соответствие МЭК 61850. Десятая часть протокола описывает более сотни испытаний, позволяющих оценить правильность работы систем подстанции, среди них проверка файлов данных, анализ работы серверов и клиентских систем, соответствие абстрактных сервисов и многое другое. Испытательное оборудование подключается к сети подстанции и шаг за шагом генерирует сигналы, имитирующие работу того или иного оборудования, моделирует необходимые режимы работы подстанции и одновременно оценивает реакцию систем подстанции на созданный им информационный вброс. Организация испытаний, таким образом, становится возможной благодаря тому, что любую информацию, как входящую, так и исходящую, можно выловить из потока сетевых данных, в отличие от аналоговых и дискретных сигналов, используемых в классических подстанциях.

Читайте также: Черная шкала манометра для шин

Отдельно следует сказать о модернизации изначально цифровой подстанции. При правильной организации систем и успешных результатах проверки на соответствие МЭК 61850 замена любого интеллектуального устройства или элемента систем связи, по большому счету, не требует дополнительной наладки. Необходимо только проверить новое оборудование на соответствие стандарту, правильно подключить и записать в него CID-файл.

Значительно упрощаются процессы изменения параметров и управления системами подстанции. Любые манипуляции производятся удаленно или же автоматически. Уменьшение участия персонала в работе оборудования – это одно из титульных свойств цифровых подстанций. Речь идет даже о переходе к полностью необслуживаемым подстанциям. Хорошо это или плохо – вопрос философский, но трудно отрицать положительный эффект от уменьшения влияния человеческого фактора и увеличения безопасности эксплуатации электроустановок.

Видео:Цифровая подстанция МЭК 61850 RUGGEDCOMСкачать

Надежность

Значительную часть повреждений оборудования на подстанциях составляют обрывы и короткие замыкания в цепях вторичной коммутации. Одни неисправности приводят к потере функционала или ложному срабатыванию тех или иных систем, другие – к повреждению оборудования. Иногда такие неисправности представляют серьезную угрозу жизни и здоровью людей. Каждый метр контрольного кабеля ухудшает надежность всей подстанции в целом. Замена медных проводников на оптические устраняет некоторые проблемы, создает неметаллическую связь высоковольтного и вторичного оборудования, которое, как правило, располагается вблизи от персонала подстанции.

Оптические каналы связи позволяют разрешить проблемы, связанные с электромагнитной совместимостью. Металлические проводники передают огромное количество помех, которые могут повредить микропроцессорные устройства или привести к их неправильной работе.

Цифровая подстанция в более широком смысле подразумевает развитую систему диагностики подстанционного оборудования. Любое технологическое оборудование (трансформаторы, распределительные устройства, коммутационные аппараты и другие) подразумевает наличие систем мониторинга, включающих в себя датчики тех или иных параметров и приборы обработки сигналов этих датчиков. Такие системы в реальном времени определяют режим работы, состояние и вероятность возникновения неполадок и передают данные в информационное пространство подстанции.

Каждое интеллектуальное устройство непрерывно выполняет диагностику своего состояния, а также состояния каналов связи и сопряженных с ним интеллектуальных устройств. Такая диагностика осуществляется путем отправления запросов по каналам связи и получению ответов. Данные о состоянии всех устройств передаются в сеть и анализируются. В случае, когда система выявляет неисправный элемент, его работа блокируется, а функции распределяются между другими устройствами. Такая возможность открывается благодаря упрощению способов тиражирования информации.

Мониторинг функционального состояния каждого элемента подстанции ведет к повышению надежности работы как каждой единицы оборудования, так и всей системы в целом. Возможность выявить развивающуюся неисправность позволяет избежать аварийных отключений.

Видео:Вебинар 05.11.2019. Стандарт МЭК 61850 – основы.Скачать

Качество информации

По информационным каналам цифровой подстанции передается огромное количество данных. Для более надежной работы систем, а также для реализации более сложных алгоритмов управления и автоматики необходимо, чтобы принимать информацию от одного источника могло достаточно большое количество приемников, и наоборот, чтобы каждый приемник мог получить информацию от разных источников. При классической организации передачи данных возможность тиражирования информации ограничивается на физическом уровне: больше сигналов – больше кабелей и клемм, сложнее устройства приема и передачи данных. В случае с цифровой подстанцией информация может многократно дублироваться без каких-либо серьезных технических трудностей. Широко растиражированная информация открывает дополнительные возможности для работы систем подстанции и позволяет использовать более совершенные алгоритмы управления и регулирования. Причем информация, которая используется в этих алгоритмах, оцифровывается один раз перед выходом в сеть, а не в каждом интеллектуальном устройстве, как это происходит на классических подстанциях.

Источниками данных на подстанции могут быть измерительные трансформаторы тока и напряжения. Традиционное оборудование имеет некоторые метрологические ограничения. На погрешность измерений существенное влияние оказывает количество приемников, подключенных ко вторичной цепи, а также сопротивление измерительных проводов. Схемы подключения измерительных трансформаторов, используемые на цифровых подстанциях, не содержат распределенных вторичных цепей. По сути, они представляют собой преобразовательный блок, расположенный недалеко от измерительного оборудования, и кабели к нему.

Оптические трансформаторы тока имеют стабильную погрешность в очень широком диапазоне. В то же время погрешность их электромагнитных собратьев значительно возрастает при гораздо меньших, чем номинальное, значениях измеряемого тока. Таким образом, выполнение требований стандарта МЭК 61850 позволяет значительно увеличить количество и качество информации, необходимой для работы систем подстанции.

А есть ли недостатки в цифровых подстанциях? Пожалуй, что нет. Хотя бы потому, что пока нет самих цифровых подстанций. До сих пор никому не удалось полноценно реализовать систему, описанную стандартом МЭК 61850 Наибольшие проблемы у специалистов вызывает реализация шины процесса – связи между полевым уровнем и уровнем присоединения.

Стандарт МЭК 61850 – это хороший труд, который достаточно подробно описывает многие нюансы организации системы обмена данными на подстанции. Но за десятилетия развития электрических подстанций появилось огромное количество сервисных систем: РЗА (защита), АСУ ТП (управление), АСКУЭ (учет электроэнергии), АСККЭ (контроль качества электроэнергии), ОМП (определение места повреждения) и многие другие. Некоторые из них предъявляют специфические требования к информационным потокам, получаемым по сети. Именно поэтому до сих пор не удалось организовать полноценную шину процесса. Требования РЗА по части быстродействия и надежности передаваемых данных могут быть несовместимыми с пропускной способностью устройств обработки данных информационной сети, особенно в моменты, когда нагрузка сети резко возрастает, например, во время аварий. Именно поэтому на сегодняшний день есть проблемы с организацией АСКУЭ, АСККЭ, ОМП. Алгоритмы, реализованные в таких системах, не могут работать с предлагаемой МЭК 61850 частотой измерений 80 точек за период. Необходимо либо разработать новые алгоритмы, либо повысить частоту измерений. Первое может значительно понизить точность измерений, второе приведет к росту нагрузки на цифровую сеть, что, в свою очередь, ставит под угрозу надежность функционирования РЗА.

Видео:Наладка подстанций по стандарту МЭК 61850Скачать

Заключение

На сегодняшний день диджитализация подстанций затронула, в основном, системы релейной защиты, управления и автоматики. Новые решения обязаны соответствовать основным требованиям, предъявляемым к этим системам. «Святая троица» релейной защиты – это надежность, чувствительность и быстродействие. Стандарт МЭК 61850 довольно подробно определяет вектор развития цифровых технологий в электроэнергетике, ставя во главу угла непоколебимость этих принципов. На сегодняшний день разработана модель организации системы автоматизации подстанций, сформирован набор данных, участвующих в передаче по логической вычислительной сети, сформулированы требования к протоколам передачи данных. Протокол МЭК 61850 продолжает развиваться. Обновленные документы содержат указания по организации связи нескольких подстанций на уровне присоединения, а также разрабатываются описания наборов данных для объектов малой энергетики и возобновляемых источников энергии.

Но стали бы специалисты заниматься такой глубокой перестройкой существующих моделей, если бы не видели новых, открывающихся возможностей? Во-первых, абсолютно очевиден локальный прикладной мотив: работать на подстанции становится гораздо проще на всех этапах от монтажа до реконструкции. Мы производим более сложное оборудование для того, чтобы его было проще использовать за воротами завода. Производители довольно потирают руки, работники эксплуатирующей организации спокойно заваривают кофе. Во-вторых, было бы крайне неамбициозно строить цифровые подстанции и не мечтать о чем-то большем. Цифровая подстанция – это важная и неотъемлемая деталь более сложных структур, таких как умные электрические сети (smart grid) и системы. В конечном итоге внедрение информационных технологий в системы управления открывает новые возможности как отдельных устройств, так и всей системы в целом.

• Свежие записи
  • Нужно ли менять пружины при замене амортизаторов
  • Скрипят амортизаторы на машине что делать
  • Из чего состоит стойка амортизатора передняя
  • Чем стянуть пружину амортизатора без стяжек
  • Для чего нужны амортизаторы в автомобиле

  📸 Видео

  Концепция логического узла по МЭК-61850Скачать

  

  Учебный комплекс «Цифровая подстанция». Часть 1. КонструкцияСкачать

  

  24.1. Основы МЭК 61850 (начало)Скачать

  

  Цифровая подстанция МЭК 61850 RUGGEDCOMСкачать

  

  Реализация принципов МЭК-61850 в проектах цифровых подстанций на оборудовании Феникс КонтактСкачать

  

  Абстрактные сервисы связи МЭК-61850 для протоколов MMS, GOOSE и SVСкачать

  

  Вебинар 19.04.2019. МЭК 61850 8-1 в ССПИ.Скачать

  

  25.3. МЭК 61850. Цифровой обмен аналоговыми значениями (SV)Скачать

  

  Вебинар 10.12.2019. Стандарт МЭК 61850 – практика, часть 1.Скачать