Цифровая подстанция — важный элемент интеллектуальной энергосистемы

В настоящее время в отрасли существует большое разнообразие точек зрения и подходов к тому, что понимать под термином «цифровая подстанция». Для успешного развития автоматизации процессов передачи, преобразования и распределения электроэнергии в масштабах ЕНЭС, сейчас разрабатывается общая концепция программно-аппаратного комплекса цифровой подстанции. Со времени начала разработок в отечественной электроэнергетике проектов АСУТП ПС произошло существенное развитие аппаратных и программных средств систем управления для применения на электрических подстанциях. Появились высоковольтные цифровые трансформаторы тока и напряжения; разрабатывается первичное и вторичное электросетевое оборудование со встроенными коммуникационными портами; производятся микропроцессорные контроллеры, оснащенные инструментальными средствами разработки, на базе которых возможно создание надежного программно-аппаратного комплекса ПС; принят международный стандарт МЭК 61 850, регламентирующий представление данных о ПС как объекте автоматизации, а также протоколы цифрового обмена данными между микропроцессорными интеллектуальными электронными устройствами (IED) ПС, включая устройства контроля и управления, релейной защиты и автоматики (РЗА), противоаварийной автоматики (ПА), телемеханики, счетчики электроэнергии и т. д. Все это создает предпосылки для построения подстанции нового поколения — цифровой подстанции (ЦПС), в которой организация всех потоков информации при решении задач мониторинга, анализа и управления осуществляется в цифровой форме.

Переход к передаче сигналов в цифровом виде на всех уровнях управления ПС позволит получить целый ряд преимуществ, в том числе:

ь Существенно сократить затраты на кабельные вторичные цепи и каналы их прокладки, приблизив источники цифровых сигналов к первичному оборудованию;

ь Повысить электромагнитную совместимость современного вторичного оборудования — микропроцессорных устройств и вторичных цепей благодаря переходу на оптические связи;

ь Упростить и, в конечном итоге, удешевить конструкцию микропроцессорных интеллектуальных электронных устройств за счет исключения трактов ввода аналоговых сигналов;

ь Унифицировать интерфейсы устройств IED, существенно упростить взаимозаменяемость этих устройств (в том числе замену устройств одного производителя на устройства другого производителя) и др.

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%Iн) и увеличение благодаря этому точности учета электроэнергии и точности ОМП;
• — сокращение возможности появления дефектов типа «земля в сети постоянного тока» (сокращение размерности СОПТ ввиду использования цифровых оптических связей);
• — сокращение кол-ва внезапных отказов основного электрооборудования и связанных с ними штрафов за недоотпуск электроэнергии и нарушений производственного цикла (расширенная диагностика всего комплекса технических средств ЦПС);
• · Уменьшение эксплуатационных затрат (на техобслуживание):
• — уменьшение количества сбоев, неправильной работы, отказов РЗА (применение оптических кабелей вместо медных повысит электромагнитную совместимость современного вторичного оборудования — микропроцессорных устройств РЗ и автоматики);
• — повышение алгоритмической надежности функционирования РЗА (отсутствие насыщения и возможность измерения апериодической составляющей у оптических цифровых ТТ позволит упростить и усовершенствовать алгоритмы РЗА);
• — уменьшение потребления по цепям переменного тока и напряжения (в результате применения оптических ТТ и ТН)

Основные принципы создания.

• § Переход на цифровые (в основном — оптические) технологии съема информации и передачи команд управления:
  • — возможность «замены на ходу» источника сигнала и тем самым — повышение надежности функционирования релейных защит;
  • — увеличение быстродействия (не требуется защита «от дребезга», уменьшение времени срабатывания исполнительной части — за счет оптических IGBT-модулей, уменьшения времени выявления аварийного режима*).
  • — улучшение условий в части безопасного производства работ и электромагнитной совместимости (благодаря оптическим связям нет выноса потенциала с ОРУ)
• § Увеличение интеллектуальной составляющей в оборудовании ЦПС:
• — развитие средств и методов непрерывной диагностики (контроль деградации характеристик, контроль готовности к выполнению операций, контроль метрологических характеристик),
• — расширение количества функций, реализуемых в каждом терминале;
• — перенос части расчетно-диагностических задач в интерфейсные модули (Smart-IED).
• § Двухэтапность реализации ЦПС:

Этап № 1:

— использование существующего основного оборудования, к которому добавляется интерфейсный цифровой интеллектуальный модуль (как правило, размещаемый в помещении) на базе IEC 61 850−8.1 и IEC 61 850−9.2.

Возможно корректировка состава и типа применяемых датчиков. Получение опыта эксплуатации.

— разработка всей номенклатуры устройств РЗА, ПА, измерений с интерфейсами IEC 61 850−8.1 и IEC 61 850−9.2.

Этап № 2:

— существенная модернизация основного электрооборудования с интеграцией в него специализированных цифровых необслуживаемых датчиков, полевых контроллеров, твердотельных исполнительных модулей.

Расширение объема задач, выполняемых интерфейсным модулем. Доработка всех компонентов ЦПС с учетом опыта эксплуатации.

Компоненты цифровой подстанции Цифровые измерительные трансформаторы:

• § Измерение гармонических составляющих
• § Расширенный динамический и частотный диапазон
• § Синхронность измерений
• § Снижение метрологических потерь
• § Устранено влияние электромагнитных эффектов (влияние помех остаточной намагниченности и т. д.)
• § Безопасность эксплуатации, простота обслуживания
• § Отсутствие феррорезонансных явлений
• § Повышение точности измерений (особенно при малых токах), повышение точности ОМП.
• § Самодиагностика
• § Упрощение монтажа (меньше вес)
• § Ниже стоимость (для класса напряжения 500−750 кВ)

Подстанционный координационный центр — ПКЦ ПКЦ — программно-аппаратное ядро ЦПС, координирующее основные информационные потоки в ЦПС и автоматизирующее процессы принятия и реализации решений по управлению оборудованием ПС.

С этой целью ПКЦ должен обеспечивать:

• * ведение актуализируемой модели технологических процессов подстанции, как основы для построения алгоритмов контроля, анализа, достоверизации информации и управления функционированием ПС;
• * работу подсистем анализа технологических ситуаций, в т. ч. поддержки процессов принятия решений по управлению в сложных / аварийных ситуациях на основе актуальной модели;
• * организацию и ведение БД состояния оборудования ЦПС; отслеживание его предаварийных состояний и выдачу предупредительных или аварийных сигналов и сообщений;
• * взаимодействие с центрами управления в качестве «представителя» ЦПС в высших уровнях иерархии управления в ЭЭС;
• * телеуправление оборудованием ЦПС с обеспечением контроля его возможности, допустимости и безопасности (с учетом реального состояния оборудования ПС), а также успешности выполнения команд управления.

Метрологическое обеспечение Традиционная подстанция:

• * Потери во вторичных цепях (для всех устройств разные);
• * Многократные АЦ преобразования (в каждом устройстве);
• * Не синхронность измерений;
• * Большое влияние ЭМ эффектов;
• * и т. д.

Цифровая подстанция:

• * Отсутствие потерь при передаче информации;
• * Неограниченное тиражирование информации;
• * Единожды выполняемое АЦ преобразование (первичное измерение) и т. д.

Информационное обеспечение (инструментальные средства, ЕСКК) Инструментальные программные средства:

• — поддержка полного жизненного цикла ПАК ЦПС (при проектировании, пусконаладке, в процессе эксплуатации)
• — поддержка единого информационного пространства (единая система классификации и кодирования, следование международным стандартам IEC при работе с данными)
• — поддержка «самодокументирования» ПАК ЦПС (автоматизированное формирование документации в электронном виде, согласованные формы доступа к документам из ЦУС, МЭС, ПМЭС);
• — поддержка конфигурирования и обслуживания Smart IED (технологическое ПО, актуальные конфигурационные файлы, эксплуатационная документация);
• — постоянный контроль и диагностика сетей передачи данных.

Единая система классификации и кодирования:

• -единая система обозначений для всех видов электросетевых объектов;
• — единое обозначение объектов классификации и маркировки при проектировании, внедрении (сооружении), эксплуатации и модернизации (реконструкции) энергообъектов;
• — децентрализация процесса идентификации оборудования;
• — уникальность кода идентификации;
• — устойчивость кода идентификации к области применения;
• — однозначность и корректность выполнения запросов для получения различных данных и документов примашинной обработке (на этапе проектирования и в процессе эксплуатации);
• — возможность гармонизации с другими системами классификации (в частности — CIM);
• — обеспечение возможности сохранения действующих локальных обозначений оборудования.

Обеспечение надежности (диагностика и тестирование).

• · Самодиагностика аппаратных средств:
  • — модули Smart IED основного электрооборудования
  • — микропроцессорные терминалы
  • — цифровые сети
• · Внешняя автоматическая диагностика специализированными программнотехническими средствами:
• — без вывода из работы (сравнение мгновенных значений токов от разных ЦТТ одного присоединения, сравнение напряжений электрически связанных ТН, контроль суммы токов/мощностей в узле).
• — с кратковременным выводом из работы (эмуляция тестовых сигналов для терминалов и сравнение полученной реакции терминала с тестовой)

Информационная безопасность Схема взаимодействия Задачи системы ИБ:

• Ш Обеспечение безопасности канала
• Ш Гибкое управление правами пользователей
• Ш Диагностика кибер-атак
• Ш Защита от подмены сообщений
• Ш Защита от атак на отказ в доступе (DoS)

В настоящее время в мире началось массовое внедрение решений класса «цифровая подстанция», основанных на стандартах серии МЭК 61 850, 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.