Главная особенность цифрового программно-аппаратного комплекса подстанции (ПАК ПС) - это оцифровка всего набора сигналов и команд, свойственных основному электрооборудованию и устройствам контроля, управления и защиты. В этом случае контрольные кабели заменяются оптическими, и обмен сигналами осуществляется посредством передачи цифровых сообщений. Работа с цифровой информацией позволяет на качественно новом уровне решать вопросы реализации основных функций защиты, контроля и управления оборудованием подстанции. [4]

К стандартам и технологиям цифровой подстанции 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).

В идеале, на таком объекте к электрооборудованию должны подходить только два кабеля - оптический цифровой (обмен сигналами и командами) и медный (электропитание). Однако для практической реализации общей идеи необходимо решение целого ряда достаточно сложных технических проблем, таких как:

разработка модулей связей с объектом (MU - Merging Unit), обеспечивающих оцифровку дискретных и аналоговых сигналов от силового электрооборудования и его подключение к цифровой шине (называемой "шиной процесса"); устройства MU устанавливаются, как правило, в непосредственной близости от электрооборудования;

разработка устройств, реализующих функции защиты, контроля и управления путём подключения к цифровой шине процесса (IED - Intelligent Electronic Device), т.е. цепи ввода/вывода терминала заменяются оптическим цифровым интерфейсом с протоколами МЭК 61850; проблема усугубляется тем, что номенклатура устройств достаточно широкая, а реализация интерфейса требует весьма существенной переделки устройств;

реализация шины процесса, т.е. цифровой среды для высокоскоростного обмена данными между устройствами MU и IED, которая обеспечивает минимальные задержки при передаче информации и соответствует требуемому уровню надёжности. [2]

Элементы ПАК ЦПС

Рассмотрим более подробно структуру цифрового ПАК ПС. Основой функционирования всех будущих цифровых программно-аппаратных комплексов на объектах энергетики по всему миру призван стать международный стандарт МЭК-61850 - "Коммуникационные сети и системы подстанций". История создания МЭК-61850 началась еще в 1980-х годах в США, в 2003 году появилась его первая редакция, его требования касались надежности, производительности и совместимости цифровых программно-аппаратных решений. Область применения стандарта МЭК 61850 - системы связи внутри подстанции. Это набор стандартов, в который входят стандарт по одноранговой связи и связи клиент-сервер, стандарт по структуре и конфигурации подстанции, стандарт по методике испытаний, стандарт экологических требований, стандарт проекта. Полный набор стандартов имеет следующие разделы:

· EС 61850-1: Введение и общий обзор.

· ЕС 61850-2: Глоссарий терминов.

· ЕС 61850-3: Основные требования.

· ЕС 61850-4: Управление системой и проектированием.

· ЕС 61850-5: Требования связи к функциям и моделям устройств.

· ЕС 61850-6: Язык описания конфигурации связи между микропроцессорными электронными устройствами подстанций.

· ЕС 61850-7: Основная структура связи для оборудования подстанции и питающей линии (4 части).

· ЕС 61850-8-1: Описание специфического сервиса связи (SCSM) - Описание передачи данных по протоколу MMS (ИСО/МЭК 9506 - Часть 1 и Часть 2) и по протоколу ИСО/МЭК 8802-3.

· ЕС 61850-9-1: Описание специфического сервиса связи (SCSM) - Выборочные значения по последовательному ненаправленному многоточечному каналу передачи данных типа точка-точка.

· ЕС 61850-9-2: Описание специфического сервиса связи (SCSM) - Выборочные значения по ИСО/МЭК 8802-3.

· ЕС 61850-10: Проверка на совместимость.

В МЭК 61850 регламентируются вопросы передачи информации между отдельными устройствами и формализации описания схем первичных цепей, схем защиты, автоматики и измерений, конфигурации устройств. В стандарте предусматриваются возможности использования новых цифровых измерительных устройств вместо традиционных аналоговых измерителей (трансформаторов тока и напряжения). Все информационные связи на таких подстанциях выполняются цифровыми, образующими единую информационную шину. Это открывает возможности для быстрого прямого обмена информацией между устройствами, что, в конечном счете, дает возможность сокращения числа медных кабельных связей, сокращения числа устройств, более компактного их расположения. [1]

Для быстрой передачи информации о событиях на подстанции, например, команды на отключение, сигнала предупреждения используется механизм связи GOOSE (Generic Object Oriented Substation Event), определенный протоколом МЭК 61850. Информация отдельного GOOSE передается по IED и используется для многих IED. Данный механизм обеспечивает быструю передачу информации между устройствами, а также самоконтроль и контроль в режиме реального времени технических параметров работы системы. GOOSE передает как дискретные, так и аналоговые сигналы с медленными изменениями. [2]

Структура цифровой подстанции, выполненной в соответствии со стандартом МЭК 61850 показана на рисунке 1. Система автоматизации делится на три уровня:

Полевой уровень (уровень процесса);

Уровень присоединения;

Станционный уровень.

Полевой уровень состоит из:

1. Первичных датчиков для сбора дискретной информации и передачи команд управления на коммутационные аппараты (micro RTU).

2. Первичных датчиков для сбора аналоговой информации (цифровые трансформаторы тока и напряжения).

Уровень присоединения состоит из интеллектуальных электронных устройств (IED):

1. Устройств управления и мониторинга (контроллеры присоединения, многофункциональные измерительные приборы, счетчики АСКУЭ, системы мониторинга трансформаторного оборудования и т.д.).

2. Терминалов релейной защиты и локальной противоаварийной автоматики.

Станционный уровень состоит из:

1. Серверов верхнего уровня (сервер базы данных, сервер SCADA, сервер телемеханики, сервер сбора и передачи технологической информации и т.д., концентратор данных).

2. АРМ персонала подстанции.

Одна из отличительных черт построения вторичных цепей полевого уровня такой подстанции заключается в применении устройств сбора первичной информации, таких как выносных УСО, ЦИТ, и встроенных датчиков системы диагностики первичного оборудования, находящихся в непосредственной близости от первичного устройства. [2]

Рисунок 1 - Структурная схема цифрового программно-аппаратного комплекса подстанции

Состав устройств MU определяется составом основного электрооборудования: цифровые трансформаторы тока и напряжения (ЦТТ, ЦТН), MU выключателей, MU трансформаторного оборудования, MU разъединителей и заземляющих ножей, MU для КРУ 6 кВ, MU для оборудования щитов постоянного тока (ЩПТ) и щитов собственных нужд (ЩСН) подстанции. Все они (за исключением ЩПТ и ЩСН), как правило, располагаются на открытом распредустройстве, и поэтому должны надёжно функционировать в широком температурном диапазоне и в условиях достаточно интенсивных электромагнитных полей без регулярного технического обслуживания. [4]

Сформированные мультиплексорами пакеты передаются по сети Ethernet (шине процесса) в устройства уровня присоединения - микропроцессорные интеллектуальные электронные устройства - (IED) - (контроллеры АСУ ТП, РЗА, ПА и др.). Устройства типа IED - это устройства, подключаемые к шине процесса и реализующие весь спектр функций существующих устройств релейной защиты, измерений и управления [3].

Частота дискретизации передаваемых данных должна быть 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 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. Выносные модули УСО синхронизируются с точностью не хуже чем 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 электрических и неэлектрических величин, предназначенных для непрерывной самодиагностики его состояния. 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. Внешняя автоматическая диагностика основного оборудования специализированными программно-техническими средствами может осуществляться:

· 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).

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. [2]

Шина процесса - совокупность активных и пассивных компонентов резервированной цифровой сети на основе волоконно-оптических каналов связи с технологией передачи Ethernet. Это центральный элемент цифрового ПАК подстанции: от качества функционирования шины процесса напрямую зависят все характеристики и сама работоспособность подключённых к ней устройств IED и MU (в настоящее время работа устройств РЗА, ПА, управления и других не зависит от какой-либо "шины").

К пропускной способности шины процесса предъявляются высокие требования: основной трафик создаётся цифровыми ТТ и ТН (до 4,5 Мб/с от трёхфазного ТТ), и из-за большого числа трансформаторов тока общий трафик может достигать сотен мегабит в секунду, что требует использования гигабитных маршрутизаторов. Этот поток не зависит от электрического режима, а существенно сократить число ТТ не представляется возможным из соображений надёжности и принципов реализации РЗА и ПА. Вклад остальных MU в общий трафик не превысит долей процента.

цифровая подстанция диагностика оборудование

Для обеспечения требуемого уровня надёжности потребуется как минимум двух - или даже трёхкратное резервирование сети с временем выявления неисправностей и переключения на другую сеть не более 2-3 мс, причём резервируемые сети должны прокладываться по разным трассам и получать питание от разных источников.

В случае повреждения оптического кабеля, по которому в упакованном виде будет передаваться информация, ранее передававшаяся по разным жилам нескольких контрольных кабелей, может произойти потеря управляемости и наблюдаемости сразу нескольких единиц электрооборудования.

Система единого времени для шины процесса должна обеспечить метками времени с микросекундной точностью сотни устройств MU данного сегмента сети.

Кроме этих основных особенностей шины процесса необходимо отметить, что от цифрового ПАК, в отличие от ПАК обычной современной подстанции, требуется питать цифровые ТТ и ТН, другие устройства типа MU и активное сетевое оборудование, а это может существенно повлиять на надёжность. [4]

Заключение