Что такое цифровая подстанция
Проект РЗА
Сайт о релейной защите и цифровых технологиях в энергетике
Что такое Цифровая подстанция?
Сегодня идет много разговоров про технологию “Цифровая подстанция”. Когда-то это тема в России развивалась под эгидой ФСК ЕЭС для больших подстанций на сверхвысокие классы напряжения (220 кВ и выше), но сейчас ее можно найти и на более скромных объектах. Более того, самыми передовыми, в части применения цифровых технологий, являются несколько опытных подстанций 110 кВ, такие как ПС “Олимпийская” в Тюменьэнерго. Отчасти это связано с попыткой снизить затраты на опытные полигоны, отчасти попыткой снизить ущерб от возможной неправильной работы нового оборудования в реальной энергосистеме.
Вместе с тем не всегда понятно какую именно подстанцию можно считать полностью цифровой? Само внедрение цифровых технологий в энергетике началось более 20 лет назад с приходом первых микропроцессорных блоков РЗА, которые имели возможность интеграции в системы АСУ по цифровым каналам связи.
Но сегодня под цифровой подстанцией обычно понимается несколько другой объект.
С выходом в этом году измененных Норм технологического проектирования ПС 35-750 кВ ФСК (от 25.08.2017) можно разобраться с этим вопросом более подробно. Думаю, статья будет полезна не только интересующимся коммуникационными технологиями, но и простым релейщикам, многим из которых придется столкнуться с подобными объектами в будущем.
Начнем с определений НТП ФСК 2017 (здесь и дальше вырезки из документа с пояснениями)
Как мы видим, согласно позиции ФСК, цифровыми являются только те подстанции, где применено оборудование, поддерживающее стандарты МЭК-61850.
Стоит отметить, что стандарты МЭК-61850 изначально разрабатывались для работы внутри отдельно взятой подстанции, поэтому выдача информации на диспетчерский пункт производится другими протоколами (обычно МЭК-60870-5-104), что по всей видимости не противоречит термину “цифровая подстанция”
Самое важное на мой взгляд определение потому, что оно содержит требование применения оптических ТТ и электронных ТН, как самых передовых технологий из набора МЭК-61850 (SV). Получается, если подстанция не содержит этих элементов, то она не может считаться цифровой. Таким образом, в России пока нет ни одной цифровой подстанции потому, как ко всем существующим ОТТ и ЭТН подключена релейная защита, работающая только на сигнал (например, цифровой полигон Русгидро на Нижегородской ГЭС).
Таким образом, Цифровая подстанция – технология будущего.
Туда же. Все устройства должны поддерживать обмен по стандартам МЭК-61850-8-1 (MMS, GOOSE). Технология MMS предназначена для обмена с устройствами верхнего уровня (до сервера АСУ конкретной подстанции), а GOOSE – для горизонтального обмена между терминалами РЗА и контроллерами присоединений. Таким образом, дискретных входы и реле микропроцессорных устройств должны остаться в прошлом. Хорошая новость для тех, кто устал протягивать клеммы
А вот это очень интересная новость для проектировщиков – теперь не только строить, но и проектировать цифровые подстанции нужно согласно стандартам МЭК-61850.
По-сути, это означает, что вы должны проектировать не на бумаге или в Автокаде, с последующим переносом на бумагу, а сразу в цифровом виде. Т.е. на выходе у проектировщика должно получаться готовое задание на наладку РЗА и АСУ в цифровом виде (файл в формат языка описания SCL). Это позволит существенно сократить время на наладку, но возможно увеличит время на проектирование. Для того, чтобы время на разработку проекта не увеличилось нужно создать типовые проекты на каждое присоединение подстанции. Этим сейчас и занимается ФСК ЕЭС в рамках разработки национального профиля МЭК-61850.
Еще один момент – теперь для того, чтобы обеспечить работоспособность системы РЗА, нужно рассчитывать параметры локально-вычислительной сети (ЛВС). Т.е. РЗА избавиться от дискретных цепей, но будет зависеть от коммуникационной сети подстанции.
Все функции РЗА и АСУ на подстанции будут жестко стандартизированы и реализованы на совокупности логических узлов (logical node). Прочите еще раз абзац выше – думаю, в энергетике скоро начнет расти спрос на программистов и спецов по информационным технологиям) Как у вас дела с английским языком и абстрактным мышлением?
Теперь нужно будет внимательно следить за информационной безопасностью подстанции. Стандартизация имеет обратную сторону потому, как вирусы и другое вредоносное ПО пишется под наиболее популярные операционные системы.
“Устаревшие” протоколы передачи данных применять будет можно, но только при серьезном обосновании.
Какие можно сделать выводы из данного документа?
Пожалуй, я в этот раз не буду делать никаких выводов потому, что не являюсь экспертом в этих технологиях.
А что думаете вы? Пойдет Цифровая подстанция “в массы”?
Что такое «цифровая подстанция»?
В общем смысле, сам по себе термин «цифровая подстанция» включает в себя описание так называемых «подстанций будущего», представляющих собой подстанционные устройства совершенно нового типа, построенных с применением передовых технологий электротехники, силовой электроники и микропроцессорной техники.
Общие сведения о цифровых подстанциях
Цифровая подстанция – это относительно новый тренд в энергетике. На данный момент существует несколько стандартизированных реализаций цифровых подстанций, которые между собой отличаются степенью этой самой цифровизации, т.е. качественным и количественным составом микроэлектронных и микропроцессорных устройств, которые участвуют в преобразовании, передаче и распределении электроэнергии, а так же в схемах автоматики управления и защит.
В качестве основы любой цифровой подстанции лежит классическое подстанционное устройство, включающее в себя силовые трансформаторы, коммутационные аппараты и распределительные устройства.
А вот начиная с первичных преобразователей (т.е. трансформаторов тока и напряжения) уже можно наблюдать существенные отличия.
Чем выше степень цифровизации подстанционного устройства, тем выше степень применения современных цифровых устройств преобразования, управления и защит.
Нужно отметить, что различные производители оборудования, как и собственники электроустановок, видят варианты исполнения цифровых подстанций по-своему. Но, в общем и целом, можно выделить три условные различающиеся между собой варианта исполнения. Данные отличия хорошо описаны в Стандарте ФСК ЕЭС СТО 56947007-29.240.10.299-2020 «Цифровая подстанция. Методические указания по проектированию ЦПС» в разделе «Архитектуры».
Варианты исполнения цифровых подстанций
Первый вариант является наиболее близким к классическому построению подстанций, где в качестве основных цифровых устройств применяются устройства релейной защиты и автоматики на базе микропроцессорной техники, которые включены в единую систему управления технологическими процессами (так называемую АСУ РЗА). В этом варианте вся подстанцию соответствует классическим требованиям к проектированию подстанционных устройств, в части вторичных цепей и их устройств. Отличия заключаются лишь в специфических методах сбора и обработки сигналов о состоянии всех систем подстанции.
Второй вариант предполагает наличие обмена между терминалами РЗА и исполнительными устройствами (АУВ – автоматикой управления выключателями, например) в дополнение к полной интеграции устройств РЗА и АУВ в АСУ РЗА.
Третий вариант представляет собой наиболее полный спектр технологий и протоколов, свойственные современной цифровой подстанции. С каждым годом данные технологии совершенствуются и расширяются. Однако, данный уровень цифровизации предполагает наличие микроэлектронных первичных преобразователей тока и напряжения, обмен управляющими воздействиями и информационными сигналами между исполнительными устройствами, терминалами РЗА и АСУ РЗА происходит только с применением цифровых протоколов (серия стандартов, получивших широкое распространение на текущий момент – IEC(МЭК)-61850).
Напомним, что современная наука и техника не стоит на месте. Поэтому часть стандартов семейства IEC 61850 могут видоизменяться. Данный процесс можно отследить по существующим поколениям данных стандартов.
Что включает в себя цифровая подстанция?
РУ – распределительное устройство, которое может быть совершенно различных видов исполнений: от открытых и закрытых до элегазовых. Включает в себя такие элементы как системы шин, коммутационные аппараты и вспомогательное оборудование.
ПТ – повышающий (понижающий) транформатор (автотрансформатор).
СН – система собственных нужд, включающая в себя трансформатор или трансформаторы собственных нужд, распределительные устройства, шкафы и щиты. Так же к собственным нуждам подстанции относятся и устройства питания постоянным оперативным током, хотя их чаще всего выделяют в отдельную группу устройств.
ЦС – система центральной сигнализации, являющаяся неотъемлемой частью как терминалов защит присоединений, так и общеподстанционной автоматизированной системы управления релейной защитой и автоматикой.
ЦТТ – цифровые трансформаторы тока (ещё – первичные цифровые преобразователи тока, оптические трансформаторы тока). Это микроэлектронные устройства преобразования значения силы первичного тока в цифровой электрический или оптический сигнал.
ЦТН – цифровые трансформаторы напряжения (ещё – первичные цифровые преобразователи напряжения, оптические трансформаторы напряжения). Это микроэлектронные устройства преобразования значения первичного напряжения в цифровой электрический или оптический сигнал.
(ц) АУВ – микропроцессорные устройства автоматики управления выключателями, со всем необходимым набором интерфейсов и протоколов, для подключения к цифровым сетям передачи данных полевого уровня.
(ц) РЗА – микропроцессорные устройства релейной защиты и автоматики, со всем необходимым набором интерфейсов и протоколов, для подключения к цифровым сетям передачи данных полевого и верхнего уровня (для подключения к АСУ РЗА.
СТВ – сервер точного времени, используемый для синхронизации времени на всех микропроцессорных устройствах технологического цикла энергообъекта.
ССОД – серверы сбора, обработки и хранения данных о технологическом цикле энергообъекта и о состоянии основного и вспомогательного оборудования.
АРМ – автоматизированные рабочие места оперативного персонала.
СТМиС – система телемеханики (телеуправления и телеизмерений) и связи энергообъекта. Используется для управления и контролем состояния за технологическим циклом и оборудованием энергообъекта.
АИИСКУЭ – автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учёта электроэнергии.
Эффект от использования новых технологий
Применение цифровых технологий на современных подстанциях позволяет добиться значительной экономии места для расположения оборудования и значительного количества кабельной продукции.
Если на подстанциях с небольшим количеством присоединений и повышающих (понижающих) трансформаторов эффект от внедрения цифровых технологий выражен не особо ярко, то на больших объектах можно наблюдать существенную экономию на кабельных трассах, кабельной продукции, габарите шкафов защит и автоматики (в первую очередь, за счёт экономии места за счёт сильного уменьшения клеммных рядов аналоговых и дискретных сигналов). Снижается время на монтаж оборудования.
Кроме того, при использовании аппаратуры, соответствующей всем стандартам на цифровые подстанции, значительно ускоряется процесс наладки терминалов РЗА и АУВ.
Где применены технологии цифровых подстанций?
Успешной реализацией проектов в области цифровых подстанций занимается немецкий концерн Siemens и китайский NR Enegy. Ряд отечественных производителей РЗА, такие как ЭКРА, Механотроника, Радиус-Автоматика, Релематика и другие, заявляют о полном соответствии семейству МЭК 61850 выпускаемой ими аппаратуры РЗА.
Первой в России цифровой подстанцией высокого класса напряжения считается ПС 500кВ «Тобол». На подстанции применятся оборудование РЗА отечественной фирмы «ЭКРА», АСУ РЗА от «Прософт-Системы» и аппаратура для построения ЛВС от российской компании «Энергосервис».
Кроме того, существует ряд проектов цифровых подстанций у «Россетей» на класс напряжения 110кВ.
Проект РЗА
Сайт о релейной защите и цифровых технологиях в энергетике
В чем преимущество Цифровой подстанции?
Сколько уже было сказано слов по поводу Цифровой подстанции и ее полезности для энергетики? И меньше медных кабелей и клеммников. И новые типы устройств на иных физических принципах. И сокращение операционных затрат вследствие необслуживаемых подстанций. И взаимозаменяемость устройств разных производителей. И даже снижение потерь в сетях обещали.
Что же среди всего этого является основным преимуществом Цифровой подстанции? И понимаем ли мы зачем это все затевалось разработчиками стандартов МЭК-61850 или просто повторяем рекламные лозунги с многочисленных электротехнических выставок? Давайте попробуем разобраться
Определение Цифровой подстанции
Цифровая подстанция (ЦПС) – это подстанция с высоким уровнем автоматизации, в которой практически все процессы информационного обмена между элементами ПС, а также управление работой ПС осуществляются в цифровом виде на основе стандартов серии МЭК 61850.
Это определение из норм технологического проектирования подстанций 35-750 кВ ФСК ЕЭС от 2017 года. Из него можно выделить две основных части — “практически все процессы информационного обмена …осуществляются в цифровом виде” и “МЭК-61850”. Определение так себе потому, что слишком расплывчатое (что значит “практически все”?), но оно дает общие ориентиры на цифровизацию электрических сигналов вблизи их источника и, главное, на МЭК-61850.
Это определение означает, что если не используются стандарты МЭК-61850, то подстанция не может называться цифровой. Можно спорить, что “это у ФСК, а у нас по-другому”, но никто другой даже не попытался дать определение цифровой подстанции в нормах. Да и в сознании большинства энергетиков цифровая подстанция неразрывно связана с МЭК-61850, поэтому другие технологии дальше рассматривать не будем.
Что мы знаем о Цифровой подстанции?
Очевидно, что нужно изучить стандарты МЭК-61850 для того, чтобы понять, какие именно идеи закладывали разработчики технологию под названием Цифровая подстанция.
Однако, сделать это не так просто. Даже в первой редакции в серии было 14 стандартов на 1500 страниц жесткого технического текста, а сейчас еще больше. И не все стандарты переведены на русский язык. И за стандарты нужно заплатить МЭКу приличные деньги потому, что бесплатно они не распространяются. Это не круто
Поэтому стандарты читают в основном технари, которые работают над Цифровой подстанцией, но на выставках про нее рассказывают другие люди. Обычно это продвиженцы (технический маркетинг, коммерсанты), которые могут говорить на языке заказчика, без лишних технических подробностей. Именно они определяют, на чем стоит сосредоточить внимание потенциального заказчика, который чаще всего представлен руководителями среднего звена.
Если рассказать о том, что на самом деле описывают стандарты МЭК-61850, то это будет долго, неинтересно и неэффективно с точки зрения продвижения продукции и услуг. Да еще и самому надо хорошо разобраться со стандартами. Поэтому и появляются разные “замены медных кабелей”, “инновационные устройства” и “экономия на обслуживании”. И это не всегда складывается в общую картину по многим причинам:
Часто эти вопросы повисают в воздухе и вызывают споры. Может стоит обратиться к первоисточнику?
Что описывают стандарты серии МЭК-61850
Большая часть стандартов МЭК-61850 описывает, как стандартизировать вторичные функции подстанции и обмен данными между ними. Т.е. как создать цифровую (абстрактную) модель подстанции, с точки зрения типовых алгоритмов РЗА, управления, измерений и других вторичных систем. Эти элементы на языке МЭК-61850 называются системой автоматизации подстанции (SAS).
Это как раз то, чего сейчас очень остро не хватает в энергетике — стандартизация решений. Думаю, за последние 30 лет все наелись нетиповых решений, как в устройствах, так и в проектах. И похоже такие проблемы не только у нас в стране, раз они оформились в целую серию международных стандартов.
Вторая часть стандартов МЭК-61850 описывает, как привязать абстрактные сервисы модели МЭК-68150 к реальных протоколам передачи данных (сегодня используется модель TCP/IP или прямое назначение данных на кадр Ethernet). При этом происходит разделение базовых функций системы автоматизации подстанции и транспортной системы передачи сигналов. Раньше их объединение приводило к постоянному изменению алгоритмов вторичных систем, при изменении аппаратной части блоков или применяемых протоколов передачи данных.
При использовании МЭК-61850 можно получить не просто стандартизацию решений, но еще и стандартизацию не зависящую от существующих технологий!
А как же физическая реализация Цифровой подстанции? Что по этому поводу говорит МЭК-61850? А он не говорит по этому поводу практически ничего, предоставляя выбирать нужную конфигурацию подстанции в каждом отдельном случае.
Выгодно вам на ПС 110 кВ уменьшить количество медных кабелей, установив оптические ТТ? Хорошо. Не выгодно? Можете не применять данную технологию. Вы должны считать затраты и выгоды в каждом конкретном случае. Главное, что функция измерения тока стандартизирована и не зависит от конкретного железа и существующих технологий передачи данных. Эту функцию можно применять и в обычных терминалах РЗА, и в аналоговых преобразователях сигнала (ПАС), и в оптических трансформаторах тока. А если завтра появится устройство измерения на новых принципах, то функция сможет работать и с ним.
Используете вы сегодня Ethernet 100 Мбит/с — хорошо. Завтра понадобится 1 Гбит/с — тоже нормально. А если появится новая более эффективная технология, например, надежная и помехоустойчивая беспроводная сеть? Нет проблем, абстрактная модель подстанции МЭК-61850 не изменится, просто добавиться новый стандарт, который опишет как именно назначить абстрактные сервисы на новую технологию передачи данных.
Стандартизация алгоримтов и независимость от существующих технологий передачи данных — это и есть основные преимущества Цифровой подстанции!
Потому, что они применимы к любой подстанции и на любом классе напряжения.
Что дают преимущества Цифровой подстанции
Чтобы ответить на этот вопрос нужно спросить, а что дает стандартизация? И это не такой простой вопрос, как кажется.
Начинающаяся стандартизации не дает ничего, кроме дополнительных затрат и усложнения. К сожалению, это так. Вам приходится разрабатывать новые устройства, менять привычные правила строительства и эксплуатации подстанций, вкладывать большие средства в переподготовку персонала и т.д.
Когда вы строите одну Цифровую подстанцию, имея в эксплуатации 100 обычных, результаты не улучшатся. Вам нужно обслуживать два типа подстанций, причем строительство ЦПС сегодня дороже обычной. Но с ростом числа Цифровых ПС начнет работать эффект масштаба, который будет снижать общую стоимость проекта.
Если у вас все стандартизировано, то легче производить устройства потому, что понятны правила, а сама аппаратная часть унифицируется по максимуму. Продавать потом сложнее, но производить легче) Да и сами устройства при массовом применении становятся дешевле.
Если есть стандартизация и возможность описать все алгоритмы в цифровом виде, то упрощается и ускоряется проектирование подстанций. Больше нет схем подключения терминалов РЗА с постоянно меняющимся клеммником и разводкой кабелей. Весь обмен данными идет через порты Ethernet, причем вы можете провести испытания на правильность логических связей у себя на компьютере. Параметрирование устройств также можно делать внутри проекта и с готовыми файлами ехать на ПС, чтобы сократить время наладки
Для эксплуатации стандартизация означает меньше ошибок в работе и масштабирование систем автоматизации (интеграция стандартных модулей на верхнем уровне). Плюс это неплохой задел для создания систем мониторинга силового оборудования, где единый формат представления данных крайне желателен.
В общем Цифровая подстанция может показать результат со временем, при строительстве большого количества однотипных объектов. А результаты всем нужны здесь и сейчас. Если на презентации ты скажешь «давайте строить ЦПС чтобы через 10-15 лет получить комплексную экономию за счет стандартизации» денег тебе скорее всего не дадут. Вот поэтому на выставках мы и слышим более сомнительные, но и более понятные неспециалистам заявления про уменьшение количества медных кабелей и сокращение землеотвода под ПС.
Цифровая подстанция всех нас спасет?
Сложно сказать. Это просто технология со своими достоинствами и недостатками, но то, что она направлена на стандартизацию — это большой плюс.
Главное не пытаться применять ее на всех без исключения подстанциях. Вернее можно применять ядро ЦПС, в виде абстрактной модели данных МЭК-61850, но ставить оптические ТТ на напряжении 6-35 кВ — это уже перебор. Возможно в будущем эти технологии станут дешевле и тогда это будет целесообразно, но сейчас надо больше уделять внимание стандартизации, а не внешним аттрибутам ЦПС.
Одно можно сказать точно, сегодня Цифровая подстанция — это одно из самых актуальных явлений в российской энергетике и, если вы хотите не отстать от трендов, то вам нужно самим разобраться с данными технологиями и составить свое мнение об этом вопросе. Читайте первоисточники, изучайте статьи, посещайте курсы. Но не забывайте о вашей основной специальности)
Напишите ваше мнение об этой статье и Цифровой подстанции в целом. Обсудим в комментариях
Что такое «Цифровая подстанция»?
Цифровая подстанция — один из самых ярких примеров цифровизации энергетической отрасли. Сергей Камышев, руководитель направления развития продуктов подстанций, пояснил, что компания СВЭЛ вкладывает в это понятие.
Для понимания этого определения расшифруем все части определения в отдельности — с первой частью вопросов не возникает — даже цифровая подстанция, это подстанция, выполняющая свои функции.
Кибербезопасность — это комплексный термин, и ему, как правило, меньше всего уделяют внимания в рамках описания цифровых подстанций. Она направлена на защиту систем, сетей и программ, функционирующих внутри цифровой подстанции или комплекса этих подстанций.
Автоматизация — это неотъемлемая часть цифровой подстанции, потому как скорость ответа на внешнее возмущающее воздействие в сети напрямую влияет на финансовые убытки, которые несет, например, питаемое производство или урон здоровью людей. Автоматизация — не есть цифровизация, хотя и является необходимой составляющей. Отличие заключается в следующих составных частях определения.
Информационно-технологические и управляющие системы — цифровизация подразумевает под собой не просто перевод всех систем в автоматический режим, а изменение алгоритмов работы и принципов действия. Автоматизация на подстанции может включать в себя ведение электронного журнала учета времени эксплуатирующего персонала на подстанции путем электронных пропусков. При цифровизации системы доступа можно использовать RFID-метки, вшиваемые в спецодежду, и система все сделает сама. Другой пример — при автоматизированной диагностике оборудования можно онлайн контролировать состояние подстанции и принимать соответствующие решения о проведении предупредительных мер, тогда как цифровая диагностика способна выдавать уже готовый график профилактических мероприятий и даже формировать бюджет на них.
Big Data — качественная предиктивная диагностика возможна только при обработке большого массива данных, собираемых со всей подстанции. А это тысячи параметров, поступающих с определенной периодичностью в сеть и заносящихся в архив, при этом все эти параметры так или иначе говорят о том, в каком состоянии находится оборудование сейчас, какое оно будет завтра или через месяц и какие действия стоит предпринять эксплуатирующему персоналу.
Многократное использование информации — без этого информационно-технологические и управляющие системы в качественном своем понимании просто не будут работать, а подстанция в прямом смысле слова «запутается в проводах». Здесь речь идет о шине подстанции и шине процесса.
Передача с использованием открытых стандартных протоколов — цифровизация отдельно взятой подстанции не будет иметь такого эффекта, как целая группа подстанций, обменивающаяся информацией друг с другом о своем состоянии с целью перераспределения нагрузки и повышения надежности питающей сети, а эта функция возможна только за счет унификации протоколов обмена информацией. Все эти протоколы описаны в стандарте МЭК 61850.
Развивая именно эти стороны цифровой подстанции, можно перевести управление электроснабжением на качественно новый уровень надежности и безопасности.
Группа СВЭЛ строит подстанции «под ключ», в том числе и цифровые, реализуя все этапы от проектирования до ввода объекта в эксплуатацию.