В.М. Зинин (ОАО “НИПОМ”)
А.М. Подлесный (ООО “ИнСАТ”)
В.Г. Карантаев (ОАО “ИнфоТеКС”)
Используемые технологические решения единой энергетической сети (ЕЭС), созданной более 60 лет назад, по многим параметрам подходят к границе эксплуатационных возможностей. Согласно концепции развития ЕЭС, разработанной в 2011 году , следующим шагом может стать интеллектуальная система с активно-адаптивной сетью (ААС), в зарубежной терминологии – Smart Grid. Процесс повышения уровня автоматизации объектов ЕЭС уже идет, привнося новые технологии, применение которых порождает не только всевозможные сложности чисто технологической реализации, но и риски информационной безопасности.
Одной из важнейших составных частей концепции Smart Grid является цифровая подстанция (ЦПС). Под ЦПС понимается подстанция с высоким уровнем автоматизации управления, в которой практически все процессы информационного обмена как между элементами ЦПС, так и с внешними системами, а также управления работой ЦПС осуществляются в цифровом виде на основе протоколов МЭК, в частности по открытому объектно-ориентированному стандарту МЭК 61850. В соответствии с данным стандартом устройства должны поддерживать (рис. 1): возможность приема выборок мгновенных значений (Simpled Values), аналоговых сигналов токов/напряжений, возможность публикации/подписки на GOOSE-сообщения, возможность информационного обмена по технологии “клиент-сервер” по протоколу MMS. MMS работает поверх стека TCP, что влияет на скорость передачи данных, поэтому MMS зачастую используется для решения задач по передаче не критичных к задержкам данных, например передачи команд телеуправления, сбора данных телеизмерений и телесигнализации и их передаче в верхний уровень – SCADA-системы. В отличие от MMS-протокола, GOOSE, наоборот, может использоваться для передачи “быстрых сигналов”, например команд отключения выключателя от защиты, за счет того, что данные в этом протоколе назначаются непосредственно в кадр Ethernet в обход стека TCP .
Вновь создаваемые программно-аппаратные комплексы, такие как цифровая подстанция, должны соответствовать действующим нормативно-правовым актам РФ, а также учитывать лучшие мировые практики построения систем киберзащиты.
Удовлетворяющая сформулированным требованиям ЦПС должна иметь высокотехнологичные средства защиты от кибератак, поскольку она в первую очередь является объектом критической информационной инфраструктуры (КИИ), о чем свидетельствует проект Федерального закона № 47571-7 “О безопасности КИИ Российской Федерации”, рекомендованный Комитетом Государственной Думы по энергетике и принятый в первом чтении 27 января 2017 года. Этот законопроект определяет основные принципы госрегулирования в сфере защиты КИИ страны в целях ее устойчивого функционирования при компьютерных атаках. Он был разработан с целью реализации “Доктрины информационной безопасности
Российской Федерации”, утвержденной Президентом России 5 декабря 2016 года, в рамках которой защита КИИ определяется как одна из стратегических целей. Согласно законопроекту “к критической инфраструктуре относятся информационные системы и телекоммуникационные сети госорганов, автоматизированные системы управления технологическими процессами, функционирующие в оборонной промышленности, области здравоохранения, транспорта, связи, кредитно-финансовой сфере, энергетике, топливной, атомной, ракетнокосмической, горнодобывающей, металлургической и химической промышленности”.
Детализируя указанные требования, создаваемая ЦПС должна обладать следующими характеристиками, обеспечивающими киберзащиту объекта:
- создаваться на российской доверенной аппаратно-программной платформе с основными компонентами (операционная система, микропроцессор, контроллер периферийных интерфейсов, базовая система ввода/вывода), разработанными в РФ силами российских специалистов и имеющими
- полную конструкторскую документацию;
- учитывать положения стандартов, разработанных группой IEC TC57: IEC 61850, IEC60870, IEC 62351, в части безопасности коммуникационных протоколов, а также требования стандарта INL Cyber Security Procurement Language 2008, серии стандартов ISO/IEC 27000 в части общих принципов
- обеспечения безопасности цифровых систем управления и ГОСТ-Р МЭК 62443-3-2013;
- использовать российские гостированные криптографические алгоритмы, которые встраиваются в каждый элемент или каждую подсистему цифровой подстанции.
Еще одной отличительной особенностью построения технологических систем управления в электроэнергетике является то, что применение криптографических средств защиты информации (СКЗИ) в них не должно снижать производительность, так как длительность переходных (аварийных) процессов составляет десятки микросекунд. Во многих применяемых сегодня микроконтроллерах встраивание элементов кибербезопасности либо изначально не предусмотрено разработчиком, либо невозможно, так как их встраивание не позволит обеспечить требуемое быстродействие.
Опираясь на многолетний опыт работы и знания в своих предметных областях, специалисты компаний ОАО “НИПОМ”, ООО “ИнСАТ”, ОАО “ИнфоТеКС” и ПАО “ИНЭУМ им. И.С. Брука” разработали цифровую подстанцию, отвечающую всем указанным требованиям. “Нижний” уровень ЦПС базируется на инновационных терминалах релейной защиты (РЗА) компании ОАО “НИПОМ”. Разработанный терминал РЗА (рис. 2) выполнен в виде кассеты блочной конструкции с задним присоединением внешних проводов и оборудован системой тестового контроля, служащей
для проверки работоспособности основных узлов и блоков.
В корпусе терминала РЗА расположены платы дискретных входов/выходов, плата аналоговых входов для подачи измеряемых токов и напряжений, кросс-плата, служащая для согласования кабельной части универсальных плат (AI, DO/DI), блок питания и компьютер в промышленном исполнении с микропроцессором Эльбрус, поскольку функционирование КСЗИ ОС Эльбрус обеспечивает требуемый уровень защиты информации от несанкционированного доступа (НСД) и не влияет на быстродействие системы. Каждая плата DO/DI содержит 11 каналов DI и 10 каналов DO. Таким
Образом, в одном корпусе можно выполнить от 33 до 66 каналов DI и от 30 до 60 каналов DO, что позволяет использовать разработанные терминалы РЗА как на объектах с небольшим количеством сигналов, так и на сложных, с большим числом присоединений. Для реализации функций передачи сигналов дифференциальной токовой продольной защиты линии (ДЗЛ) с использованием протокола SV (МЭК 61850) количество портов Ethernet может быть увеличено добавлением стандартной Ethernet-карты в промышленный компьютер без изменения его конструкции. Полное разделение логики терминала и его аппаратного исполнения позволило предоставить широкие возможности для свободно конфигурируемой логики схем защиты. К особенностям терминала, повышающим его киберзащищеность, можно отнести механизмы строгой двухфакторной аутентификации, реализованные ОАО “НИПОМ” совместно с ОАО “ИнфоТеКС”.
“Верхний” уровень разработанной системы, как уже было сказано ранее, представляет собой сервер на базе отечественного процессора Эльбрус с одноименной операционной системой, который при необходимости может быть зарезервирован. Кроме того, в зависимости от требований того или иного объектав решении также может быть использована ОС AstraLinux. В качестве среды сбора и обработки данных используется российская SCADA-система MasterSCADA 4D производства компании ООО “ИнСАТ”. MasterSCADA 4D является кроссплатформенной, вертикально-нтегрированной программной платформой с объектно-ориентированными методами программирования, в том числе на языках стандарта МЭК 61131-3, и единственной на сегодня SCADA-системой, работающей на ОС Эльбрус. MasterSCADA 4D осуществляет сбор информации с терминала РЗА через встроенный драйвер протокола МЭК 61850 (MMS) и предоставляет данные в виде мнемосхем, отчетов и трендов на автоматизированное рабочее место оператора подстанции. На стартовой (основной) мнемосхеме оператора (рис. 3) отображается однолинейная схема подстанции, присоединения и состояния первичного оборудования.
Кроме того, оператор всегда располагает информацией о работоспособности сетевой топологии ЦПС в виде сигнализации состояний (включая АРМы, SCADA-серверы и вторичное коммуникационное оборудование) с фиксацией полного списка тревог в журнале событий. Встроенные механизмы защиты MasterSCADA 4D обеспечивают аутентификацию и идентификацию пользователей в системе, а также разграничение их прав доступа по заранее определенной разработчиком ролевой модели, регистрацию всех действий пользователей от момента идентификации до выхода из системы.
В целях защиты электронного периметра подстанции и реализации принципа многоуровневой защиты были использованы шлюзы безопасности разработки компании ОАО “ИнфоТеКС”, – ViPNetCoordinator HW 1000. Локально-вычислительная сеть подстанции была разделена/сегментирована на несколько доменов безопасности, т. е. зон подстанции с разными требованиями по обеспечению ИБ.
Таким образом, с использованием индустриального шлюза безопасности ViPNetCoordinator IG были разграничены права доступа между
уровнем станции и уровнями присоединения и шины процесса, что демонстрирует функциональная схема на рис. 5.
Реализация принципа многоуровневой защиты с применением межсетевых экранов является не только возможной, но и необходимой мерой защиты информации на подстанциях, находящихся в эксплуатации и подвергающихся частичной модернизации в соответствии с требованиями Приказа ФСТЭК России от 14 марта 2014 г. № 31 .
Применение наложенных средств ЗИ как на вновь создаваемых подстанциях, так и на подстанциях, подвергающихся глубокой модернизации, было бы неправильно признать достаточным, так как остаются высокие риски реализации компьютерных атак на незащищенные телекоммуникационные протоколы: MMS, GOOSE, SV.
В условиях необходимости удовлетворять комплексу требований по функциональной надежности, безопасности, быстродействию телекоммуникационных протоколов, а также по оптимальности затрат наиболее перспективно выглядит реализация концепции встраивания средств криптографической защиты информации в каждый элемент или в каждую подсистему цифровой подстанции.
ОАО “НИПОМ”, ООО “ИнСАТ”, ОАО “ИнфоТеКС” и ПАО “ИНЭУМ им. И.С. Брука” не останавливаются на достигнутом и продолжают совершенствовать разработанную ЦПС с использованием отечественных решений, которые позволяют реализовать киберзащищенное исполнение ЦПС для повышения надежности объектов высоковольтных электрических сетей.
Список литературы
- Основные положения концепции интеллектуальной энергосистемы с активноадаптивной сетью.
- International Electrotechnical Commission. Communication Networks and Systems for Power Utility Automation – Part 8-1: Specific Communication Service Mapping (SCSM)-Mappings to MMS (ISO 9506-1 and ISO 9506-2) and to ISO/IEC 8802-3; IEC 61850-8-1-2011; International Electrotechnical Commission (IEC): Geneva, Switzerland, 2011.
- Приказ ФСТЭК России от 14 марта 2014 г. № 31.
Зинин Владимир Михайлович – директор управления перспективных разработок ОАО “НИПОМ”,
Подлесный Андрей Михайлович – руководитель отдела продаж программного обеспечения ООО “ИнСАТ”,
Карантаев Владимир Геннадьевич – руководитель направления развития бизнеса ОАО “ИнфоТеКС”.
С поезда меня встретил Дмитрий Афанасьев, заведующий отделом по связям с общественностью и рекламе в ИЦ Бреслер. Мы пешком дошли до офиса ИЦ Бреслер. Первое впечатление, которое сложилось, когда мы подходили ко входу в офис было примерно таким: «ого, какое большое здание, а у ИЦ Бреслер маленькое крылечко». Как выяснилось позже, оно было ошибочным. Это становится понятно сразу после того, как пройдя мимо охраны, попадаешь на второй этаж, где коридор с кабинетами направо и налево уходит далеко в глубь. Административная часть офиса во всех компаниях более-менее одинаковая: бухгалтерия сидит в своих кабинетах, менеджеры по продажам и пиарщики в опенспейсе. Я сразу обратил внимание на большой конференц-зал справа. За полупрозрачными стёклами я узнал силуэт Ивана Голикова, он руководитель направления МЭК 61850 в ИЦ Бреслер, и мы уже достаточно давно знакомы. Иван проводил для сотрудников компании семинар на тему МЭК 61850, в зале было человек 30-40, наверно. Мне показалось, что это очень здорово. Вообще внутрикорпоративные семинары - это полезная штука: очевидно, что во всём разобраться не всегда можно, а когда кто-то, разобравшись, готов рассказать об этом другим - это крайне полезно для развития компании. Позднее, я поговорил с Иваном, он сказал, что это уже не первая лекция по стандарту, которую он проводит в компании - их целый цикл.
Со второго этажа мы сразу отправились на четвёртый, где размещается производство и склад готовой продукции. Собственно, на этом этаже и совершаются чудеса: набор плат, металлоконструкий и проводов превращается в терминалы и шкафы РЗА. Здесь мы прошли по всей производственной цепочке за исключением, правда, монтажа компонентов на печатных платах - он производится в отдельном цеху.
В левом крыле четвертого этажа осуществляется сборка терминалов релейной защиты: готовые платы с размещенными на них компонетами собираются на каркасах и устанавливаются в корпуса вместе с блоками питания, элементами управления и индикации, производится весь электромонтаж.
Здесь же осуществляется тестирование. Готовые терминалы помещают в «печки», где они стоят под нагрузкой при температуре 55 градусов в течение суток. Это позволяет выявить все скрытые дефекты, которые не были выявлены на ранних этапах. После «печки» все терминалы вновь проходят сквозную проверку работоспособности.
В правом крыле этого же этажа собираются шкафы релейной защиты. В подготовленные металлоконструкции устанавливаются уже готовые терминалы РЗА, производится весь электромонтаж в соответствии с рабочими проектами и в завершение - тестирование готового шкафа.
Как рассказал Дмитрий, шкафы покупают только Rittal. Был опыт взаимодействия с другими производителями, но качество подводило - в итоге решили не экономить и сделать ставку на качество. Наряду со стандартными шкафами РЗА для крупных объектов я заметил и съемные релейные отсеки ячеек КРУ-2008Н.
В своё время я делал интервью с одним из идеологов этого КРУ - Юрием Ивановичем Непомнящим - так что съёмный релейный отсек узнал сразу. Тогда эта идея мне показалась странной, однако увидев их наряду со шкафами РЗА для «больших» объектов смысл идеи стал яснее.
Готовые шкафы и релейные отсеки отправляются на участок упаковки, где они помещаются в упаковку в соответствии с требованиями ГОСТ. Здесь Дмитрий рассказал про один случай, когда автомобиль с готовой продукцией попал в аварию, перевернулся и лег на крышу.
Все шкафы вернули на завод для проведения проверок. Когда всю упаковку вскрыли обнаружили, что только у одного шкафа лопнуло стекло. При сквозной проверке никаких неисправностей в части работоспособности не обнаружили.
Часть четвертого этажа занимает отдел разработки программного обеспечения для автоматизации подстанций. Продукты «Бреслер МиКРА» и АСУ Энергообъекта родом отсюда. Как оказалось позднее, это лишь малая часть разработчиков компании.
С четвёртого этажа мы спустились в святая-святых ИЦ Бреслер - в отдел разработок, занимающий почти весь третий этаж. Разработчики сидят в огромном опенспейсе.
На расписанных колоннах по центру висят разные абстрактные изображения. Их историю я не уточнил, но почти уверен, что обстановка здесь создавалась для того, чтобы творить, и, по-моему, она к этому действительно располагает.
Почти у каждого сотрудника рядом со столом стоит терминал релейной защиты, а то ещё и не один. В дополнение к терминалу у некоторых стоят испытательные установки, осциллографы и ещё какое-нибудь оборудование - чего только нет. Как мне сказал Дмитрий, стоимость рабочего места разработчика может превышать миллион рублей, а то и больше…
Разработчики очень молодые - и это отдельная гордость ИЦ Бреслер, о которой мне позднее рассказал технический директор компании Владимир Сергеевич Шевелёв. В разработках принимают участие множество студентов, но даже постоянно работающие в компании разработчики весьма молоды. Это навело меня на мысль, что, конечно, ИЦ Бреслер мы ещё во всей красе не видели: лет через 5 – 10 молодёжи станет тесно в пределах традиционных защит, которые они на тот момент уже все освоят в совершенстве, вот тогда будет совсем интересно.
ИЦ Бреслер, безусловно, можно отнести к пионерам в части разработки оборудования и решений для цифровых подстанций, и я уверен, что во многом обусловлено именно наличием большого количества молодых разработчиков. При этом мне показалось, что внедрение различных инноваций здесь делается очень взвешенно и обдуманно: в ИЦ Бреслер понимают для чего внедряется та или иная технология, какой от неё будет эффект.
Мы прошли по опенспейсу туда и обратно, я был действительно поражен масштабами: по 10 блоков в каждую сторону от коридора, в каждом блоке рабочие места человек для 5-6. Очень много разработчиков.
С третьего этажа мы снова спустились на второй, где помимо всего прочего располагается учебный центр Бреслер. По сравнению с тем, сколько места занимают разработчики, он имеет достаточно скромные размеры, тем не менее, оборудован всем необходимым: досками, проекторами, терминалами и шкафами защит, разумеется.
Я был несколько удивлён, когда увидел на информационных стендах, размещенных на стенах, описание различных принципов релейной защиты: дистанционной, дифференциальной, максимальной токовой даже. Мне на это сказали, что при обучении современной технике нередко приходится начинать с самых азов, которые обычно уже основательно подзабылись. Недавно учебный центр Бреслер получил лицензию на осуществление образовательной деятельности, так что сотрудники энергокомпаний могут проходить там курсы повышения квалификации, получая при этом все необходимые документы. Нельзя сказать, что это что-то уникальное, скорее, это необходимое условие работы современной компании-производителя релейной защиты.
Из учебного центра мы пошли на первый этаж, где располагается линия по монтажу печатных плат. Эта линия была запущена в компании около 2,5 лет назад, раньше монтаж делали по заказу в других организациях. Мелкие компоненты на схемы «набивает» автомат. Платы подаются в машину автоматически, все компоненты - из рулонов. Далее плата «переезжает» в автомат для пайки.
Близко подойти к этому оборудованию нельзя - на полу жёлтая линия, за которую «простым смертным» заходить не положено, что и понятно: микросхемы дело тонкое: лишняя пылинка - повышение вероятности отказа. После автоматической пайки располагается линия установки и пайки больших корпусных компонентов.
Они традиционно устанавливаются специалистами вручную. После того, как все компоненты установлены и припаяны на автоматической линии, платы отправляются на отмывку - в автомат, похожий на большую посудомоечную машину. Далее - термоциклирование и выходной контроль.
Контроль качества продукции в ИЦ Бреслер, кстати, очень жесткий и делается на каждом этапе производства. Компоненты закупаются только у официальных поставщиков и делается полный сквозной входной контроль. После монтажа печатных плат производится сплошная проверка их работоспособности. На следующем этапе проверяется собранный терминал релейной защиты. В конце концов проверяется готовый шкаф. Для того, чтобы выявлять контрафактые компоненты в ИЦ Бреслер также принята процедура изготовления сначала нескольких образцов на базе новой партии компонентов. Изготовленные образцы проверяют «с пристрастием» и только после того, как убеждаются в качестве полученной продукции на базе этих компонентов запускают серию. Такой подход позволяет свести к минимуму количество брака в продукции, а даже если какие-то проблемы случаются, то в ИЦ Бреслер их не стесняются признавать. Как мне рассказал Владимир Сергеевич, ИЦ Бреслер был одним из первых коммерческих производителей РЗА, кто ввёл практику рассылки информационных писем о потенциальных неисправностях в оборудовании. Если в одном из устройств партии выявляют неисправность, то заказчикам, получившим устройства из той же партии отправляется информационной письмо и предлагается за счёт производителя произвести замену «рискованных» блоков. Такие ситуации, впрочем, благодаря поставленной системе контроля качества, случаются достаточно редко.
Из цеха по монтажу печатных плат мы с Дмитрием прямиком отправились к Владимиру Сергеевичу Шевелёву, который рассказал мне о прошлом, настоящем и будущем компании, об успехах и надеждах, а ещё он рассказал о своём любимом виде спорта и о том почему не любит фотографироваться. Это было насыщенное интервью, которое мы опубликуем в ближайшее время.
По меркам рынка электротехнического оборудования ИЦ Бреслер ещё совсем молодая компания, но, думаю, никто не поспорит с тем, что она уже вполне серьезно заявила о себе. После этой поездки у меня появилась уверенность в том, что к ним стоит присмотреться по-пристальнее: думаю, мы увидим ещё много всего интересного в их исполнении.
Рассматриваются вопросы реализации совместного проекта ЗАО «ГК «Электрощит»-ТМ Самара» и ЗАО «Инженерный центр «Энергосервис» по созданию цифровых ячеек на базе КРУ СЭЩ‑70. Циф ровая подстанция .
ЗАО «Инженерный центр «Энергосервис», г. Архангельск,
ЗАО «ГК «Электрощит»-ТМ Самара», г. Самара
Основные преимущества цифровой подстанции связаны с повышением уровня ее автоматизации за счет применения более скоростных коммуникаций на основе промышленного Ethernet с поддержкой технологий резервирования и безопасности, использования единых протоколов обмена при интеграции с АСУ ТП подстанции различных интеллектуальных электронных устройств (ИЭУ), возможности реализации так называемых горизонтальных связей между ИЭУ для обмена дискретной (МЭК 61850-8-1, GOOSE-сообщения) и аналоговой информацией (МЭК 61850-90-5) . Организация горизонтальных связей между интеллектуальными электронными устройствами позволяет построить надежную систему оперативных блокировок на подстанции, обеспечить реализацию более эффективных алгоритмов устройств защиты и автоматики, систем регулирования напряжения на подстанции и т. д.
Другое важнейшее преимущество цифровой подстанции связано с существенным сокращением количества медных проводов во вторичных и оперативных цепях или их отсутствием при полной реализации стандартов цифровой подстанции. Переход на цифровые технологии связи на подстанциях позволит осуществить полноценный мониторинг и диагностику работы как отдельных интеллектуальных электронных устройств, промышленных сетей, высоковольтных ячеек, так и подстанции в целом.
На подстанциях используются распределительные устройства (РУ) разных уровней напряжений. Наибольшее количество присоединений чаще всего приходится на РУ 6–20 кВ. Поэтому актуальной задачей является внедрение эффективных и доступных по стоимости решений на основе стандартов МЭК 61850 для распределительных устройств 6–20 кВ.
Главное отличие решений для РУ 6–20 кВ от решений для открытых РУ 110 кВ и выше связано с тем, что основные компоненты цифровой подстанции находятся внутри высоковольтных ячеек 6–20 кВ, что позволяет упростить реализацию резервирования промышленных сетей, требований по обеспечению ЭМС, вводу/выводу аналоговой и дискретной информации. Основным компонентом РУ 6–20 кВ нового поколения является цифровая ячейка.
Наиболее важная задача совместного проекта ЗАО «Инженерный центр «Энергосервис» и ЗАО «ГК «Электрощит»-ТМ Самара» связана с разработкой цифровой ячейки на базе комплектного распределительного устройства (КРУ) СЭЩ‑70 (рис. 1), сопоставимой по стоимости с СЭЩ‑70 при использовании традиционных микропроцессорных устройств и промышленных сетей на основе RS‑485. При этом подстанции, оснащенные цифровыми ячейками СЭЩ‑70, должны иметь более высокий уровень надежности, обладать возможностью тестирования ячеек сразу после их сборки, обеспечивать возможность мониторинга и диагностики как отдельных компонентов ячеек, так и ячейки, и подстанции в целом.
Рис. 1. Комплектное распределительное устройство СЭЩ-70
В процессе реализации совместного проекта прорабатывается 4 основных варианта цифровой ячейки на базе КРУ СЭЩ‑70.
Вариант 1
Первый из рассматриваемых вариантов имеет максимальную степень готовности к серийному производству. Его структурная схема приведена на рис. 2.
Рис. 2. Структурная схема 1‑го варианта цифровой ячейки
Центральным компонентом цифровой ячейки является многофункциональный измерительный преобразователь ЭНИП‑2, который обеспечивает измерение параметров режима энергосистем на основе среднеквадратических значений, а также на основе токов и напряжений главной гармоники, выполнение функций телесигнализации и телеуправления, технического учета электроэнергии, замещения щитовых приборов при использовании модулей индикации, технического учета электроэнергии, мониторинга качества электроэнергии.
Устройства ЭНИП‑2 содержат один или два порта Ethernet (витая пара 2 × 100BASE-TX или оптика 2 × 100BASE-FX MM LC) с поддержкой МЭК 61850-8-1. Возможна как независимая работа портов, так и работа через встроенный сетевой коммутатор. В ЭНИП‑2 встроен сервер MMS-сообщений, публикатор и подписчик GOOSE-сообщений для реализации оперативных блокировок и управления.
С целью расширения функциональных возможностей ЭНИП‑2 дополняются модулями дискретного ввода/вывода, блоками телеуправления со встроенными реле, модулями кабельных сетей 6–35 кВ, модулями ввода/вывода с различных датчиков по шине 1‑Wire (температурные датчики, датчики влажности, датчики охранных систем и т. д.), модулями индикации на основе светодиодных индикаторов, черно-белых и цветных сенсорных ЖКИ .
Для замещения щитовых приборов и индикаторов состояния ячейки предлагается два основных конструктивных решения (рис. 3): раздельное размещение ЭНИП‑2 и одного или нескольких модулей индикации и совмещение ЭНИП‑2 и модуля индикации в единое устройство с установкой на место щитового прибора.
Рис. 3. ЭНИП‑2 и модуль индикации
При большом многообразии функций стоимость ЭНИП‑2 вместе с модулем индикации сопоставима со стоимостью многофункционального измерительного преобразователя телемеханики или многофункционального щитового прибора. В случае технического учета электроэнергии ЭНИП‑2 замещает счетчик электрической энергии. Таким образом, применение ЭНИП‑2 имеет и экономический эффект. В этом случае достигается редкое сочетание инноваций и финансовой выгоды.
Подключение УРЗА и счетчика электроэнергии к шине подстанции (рис. 2) производится через специальное устройство сопряжения – шлюз, так как в настоящее время отсутствуют приемлемые по стоимости устройства РЗА и счетчики с поддержкой МЭК 61850-8-1. Использование шлюза следует рассматривать как временное решение. В ближайшем будущем ожидается появление доступных по стоимости УРЗА и счетчиков с поддержкой шины подстанции. Так, специалистами ЗАО «Инженерный центр «Энергосервис» завершается разработка многофункционального измерительного устройства ESM, которое в отличие от ЭНИП‑2 выполняет функции счетчика коммерческого учета электроэнергии.
Выбор оборудования для локальной сети осуществляется заказчиком на этапе заказа цифровых ячеек. Наиболее рациональное решение для реализации шины подстанции связано с применением сетевых устройств, выполняющих функции специального коммуникационного адаптера для сетей с резервированием RedBox (Redundancy Box) и коммутатора. Указанные сетевые устройства обеспечивают поддержку протокола бесшовного сетевого резервирования HSR согласно МЭК 62439-3 для промышленных сетей Ethernet с кольцевой топологией или протокола резервирования PRP для промышленных сетей с произвольной топологией. Применение коммутаторов, совмещенных с RedBox, позволяет упростить реализацию интеллектуальных электронных устройств. В этом случае в используемых ИЭУ достаточно наличия одного сетевого интерфейса. Начало массового производства указанных коммутаторов с реализацией протоколов резервирования HSR и PRP на программируемых логических интегральных микросхемах (FPGA, Field-Programmable Gate Array) фирмами Moxa и Kyland запланировано на первую половину 2014 года.
В высоковольтных ячейках применяется множественное дублирование ввода/вывода дискретных сигналов, используется большое количество медных проводов, что приводит к снижению надежности. Для устройств РЗА, телемеханики, устройств индикации состояния ячейки, организации оперативных блокировок часто применяются отдельные концевые выключатели, блок-контакты выключателей и т. д.
В предлагаемом на рис. 2 варианте используется только двукратное дублирование ввода/вывода дискретных сигналов.
Вариант 2
Второй вариант цифровой ячейки (рис. 4) подразумевает отказ от дублирования ввода дискретных сигналов для выполнения функций релейной защиты и автоматики, телемеханики, оперативных блокировок и т. д. Это позволит значительно сократить количество контрольных проводов и обеспечит повышение надежности.
Рис. 4. Структурная схема 2‑го варианта цифровой ячейки (цифровая подстанция)
Структурная схема на рис. 4 построена для случая, когда требуется технический учет электроэнергии. При необходимости провести коммерческий учет электроэнергии планируется вместо ЭНИП‑2 использовать многофункциональное измерительное устройство ESM.
Принципиальное отличие от первого варианта связано с изменением способов ввода/вывода дискретных сигналов. В СЭЩ-70 имеется уникальная возможность полной замены концевых выключателей, блок-контактов на бесконтактные датчики и переходом на взаимодействия с блоком управления вакуумным выключателем с электромагнитной защелкой по цифровым интерфейсам.
Данный вариант предусматривает использование распределенной системы дискретного ввода/вывода, основанной на применении специальных модулей дискретного ввода/вывода ЭНМВ‑4‑ХХ. Можно рассматривать данную подсистему как простейший вариант шины процесса для дискретного ввода/вывода в цифровой ячейке.
Семейство модулей ЭНМВ‑4‑ХХ разрабатывается специально для дискретного ввода/вывода в ячейках СЭЩ‑70. В состав семейства входят следующие устройства: модуль ввода информации с бесконтактных датчиков положения, модуль ввода информации с «сухих» контактов, модуль ввода/вывода с актуаторов, модуль взаимодействия с блоком управления вакуумным выключателем с магнитной защелкой.
Использование в распределительных устройствах бесконтактных датчиков положения вместо концевых выключателей и блок-контактов имеет неоспоримые преимущества. Во‑первых, исчезают проблемы, связанные с «дребезгом» контактов, необходимостью пробоя оксидной пленки, большим количеством контрольных проводов. Во‑вторых, уменьшается потребление оперативного тока, повышается надежность, появляется возможность обеспечить диагностику подсистемы ввода/вывода дискретной информации.
Ввод информации с бесконтактных датчиков в модуле ЭНМВ‑4‑БК производится с использованием многоканального аналого-цифрового преобразователя (АЦП). Это позволяет контролировать остаточное напряжение датчика и по его значению диагностировать неисправность, а также обеспечивает гибкость при работе с различными моделями датчиков. В комплектных распределительных устройствах СЭЩ‑70 используются бесконтактные датчики серии E2A фирмы Omron для контроля положения элементов КРУ, в том числе положения выдвижного элемента, выключателя, заземляющих разъединителей, дверцы отсека, клапанов ЗДЗ и т. д.
Применение модулей ЭНМВ‑4‑БК совместно с датчиками серии E2A позволяет значительно сократить количество контрольных кабелей в высоковольтной ячейке, повысить надежность КРУ, а также организовать эффективную систему блокировок.
Модули дискретного ввода/вывода максимально приближены к датчикам дискретных сигналов. Подключение модулей к головному устройству сопряжения с шиной процесса УСШ-Д производится с помощью промышленной сети CAN.
Предлагаемая система дискретного ввода/вывода, основанная на использовании промышленной сети CAN, обладает возможностью диагностики как самой сети, так и отдельных датчиков и блоков управления вакуумными выключателями. Для реализации оперативных блокировок в разрабатываемом устройстве сопряжения УСШ-Д предусматривается программируемая логика.
Идеальным вариантом подключения устройств РЗА к УСШ-Д является подключение по цифровому интерфейсу, что требует модернизации устройств РЗА. Промежуточный вариант связан с применением дополнительного модуля ЭНМВ‑4‑МС, управляемого от УСШ-Д, который преобразует цифровой код в дискретные сигналы для УРЗА.
Вариант 3
Третий вариант – полноценная реализация цифровой ячейки (рис. 5).
Рис. 5. Структурная схема 3‑го варианта цифровой ячейки
В качестве базовых компонентов цифровой ячейки в третьем варианте используются устройства сопряжения с шиной процесса УСШ-Т, УСШ-Н, УСШ‑Д. Все они разрабатываются на основе аналогового устройства сопряжения с шиной процесса ENMU и дискретного устройства сопряжения с шиной процесса ENCB . Разработка устройств сопряжения с шиной процесса ведется специалистами ЗАО «Инженерный центр «Энергосервис» с 2011 года. Устройства имеют модульную структуру. Основные модули: модуль тока для подключения к измерительной и релейной обмоткам трансформатора тока, модуль напряжения, процессорный модуль, модуль дискретного ввода/вывода, модуль питания. Каждый имеет несколько модификаций.
Необходимость в разработке различных модификаций модулей тока и модулей напряжения связана как с реализацией устройств сопряжения (MU, Merging Unit), например при использовании оптических датчиков тока или датчиков тока с применением тора Роговского, емкостных или резистивных датчиков напряжения, так и с реализацией специальной разновидности устройств сопряжения – SAMU (Stand-Alone Merging Unit), подключаемых к традиционным трансформаторам тока и напряжения.
Если ENMU используется в качестве SAMU, то при его конфигурировании задаются следующие возможные режимы работы: формирование раздельных или совмещенного потоков данных от релейной и измерительной обмоток трансформатора тока для выборок тока (sampled values) и для векторных измерений. В последних модификациях ENMU обеспечена одновременная передача трех потоков sampled values (sv256, sv80M, sv80P), реализован протокол резервирования PRP (IEC 62439-3).
Устройства сопряжения с шиной процесса ENMU были разработаны не только для применения их в распределительных устройствах 110 кВ и выше. Габаритные размеры и вес устройств ENMU позволяют устанавливать их в релейные отсеки высоковольтных ячеек 6–20 кВ. Для цифровых ячеек СЭЩ‑70 на основе готовых модулей разрабатываются специализированные аналоговые и дискретные устройства сопряжения с шиной процесса.
Следует отметить, что в цифровой ячейке возможно применение как совмещенного аналогового устройства сопряжения с шиной процесса (УСШ), так и токового устройства сопряжения с шиной процесса (УСШ-Т), а также устройства сопряжения напряжения с шиной процесса (УСШ-Н).
В третьем варианте предусмотрена внутренняя шина процесса по топологии «точка-точка» и внешняя шина процесса, данные для которой формируются контроллером присоединения путем консолидации потоков данных от УСШ-Т, УСШ-Н и устройства сопряжения шины процесса с дискретными датчиками УСШ-Д. Консолидация данных может производиться путем совмещения выборочных значений тока и напряжения либо с помощью совмещения выборочных значений (sampled values) тока и напряжения с GOOSE-сообщениями.
В случае необходимости расширения функциональных возможностей по локальной защите и автоматике дополнительное устройство РЗА может быть подключено также по схеме «точка-точка». Для реализации других устройств РЗА (централизованных устройств РЗА, дифференциальной защиты линий, шин, централизованных устройств режимной и противоаварийной автоматики) необходимо подключить контроллер присоединения к шине процесса РУ 6–20 КВ посредством коммутатора. Один из возможных вариантов – применение сетевых устройств, выполняющих функции специального коммуникационного адаптера для сетей с резервированием RedBox (Redundancy Box) и коммутатора с поддержкой протоколов резервирования HSR или PRP. Указанные сетевые устройства упоминались при описании первого варианта цифровой ячейки.
В рассматриваемом варианте предполагается использовать многофункциональное устройство ESM (рис. 6), которое в отличие от ЭНИП‑2 дополнительно выполняет функции счетчика коммерческого учета электроэнергии, прибора измерения показателей качества электроэнергии и устройства синхронизированных векторных измерений. Специалистами ЗАО «Инженерный центр «Энергосервис» разрабатываются две основные модификации ESM: с аналоговыми входами и цифровыми входами согласно МЭК 61850-9-2.
Цифровая подстанция - важный элемент интеллектуальной энергосистемы ОАО «НТЦ Электроэнергетики» ОАО «Институт «ЭНЕРГОСЕТЬПРОЕКТ» ЗАО «ИТЦ «Континуум ПЛЮС» Докладчик: Моржин Юрий Иванович, Директор по информационно – управляющим системам и системному моделированию д.т.н. ОАО «НТЦ электроэнергетики»
Цифровая подстанция 3 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 АСУ ТП 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 61850, 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.
Цифровая подстанция 4 Переход к передаче сигналов в цифровом виде на всех уровнях управления ПС позволит получить целый ряд преимуществ, в том числе: Существенно сократить затраты на кабельные вторичные цепи и каналы их прокладки, приблизив источники цифровых сигналов к первичному оборудованию; Повысить электромагнитную совместимость современного вторичного оборудования – микропроцессорных устройств и вторичных цепей благодаря переходу на оптические связи; Упростить и, в конечном итоге, удешевить конструкцию микропроцессорных интеллектуальных электронных устройств за счет исключения трактов ввода аналоговых сигналов; Унифицировать интерфейсы устройств IED, существенно упростить взаимозаменяемость этих устройств (в том числе замену устройств одного производителя на устройства другого производителя) и др.
ЦЕЛИ СОЗДАНИЯ, ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ 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).
ЦЕЛИ СОЗДАНИЯ, ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ ЦЕЛИ СОЗДАНИЯ 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);
ЦЕЛИ СОЗДАНИЯ, ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ ЦЕЛИ СОЗДАНИЯ 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)
ЦЕЛИ СОЗДАНИЯ, ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ 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).
ЦЕЛИ СОЗДАНИЯ, ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ СОЗДАНИЯ Двухэтапность реализации ЦПС: Этап 1: - использование существующего основного оборудования, к которому добавляется интерфейсный цифровой интеллектуальный модуль (как правило, размещаемый в помещении) на базе IEC и IEC Возможно корректировка состава и типа применяемых датчиков. Получение опыта эксплуатации. - разработка всей номенклатуры устройств РЗА, ПА, измерений с интерфейсами IEC и IEC 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 кВ)
КОМПОНЕНТЫ ЦИФРОВОЙ ПОДСТАНЦИИ (подстанционный координационный центр - ПКЦ) ПКЦ - программно–аппаратное ядро ЦПС, коорди- нирующее основные информационные потоки в ЦПС и автоматизирующее процессы принятия и реализа- ции 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 обеспече- нием контроля его возможности, допустимости и безопасности (с учетом реального состояния оборудования ПС), а также успешности выполнения команд управления
Метрологическое обеспечение Новые качества измерений Потери во вторичных цепях (для всех устройств разные); Многократные АЦ преобразования (в каждом устройстве); Не синхронность измерений; Большое влияние ЭМ эффектов; и т.д. Отсутствие потерь при передаче информации; Неограниченное тиражирование информации; Единожды выполняемое АЦ преобразование (первичное измерение) и т.д. Традиционная подстанцияЦифровая подстанция
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 при машинной обработке (на этапе проектирования и в процессе эксплуатации); - возможность гармонизации с другими системами классификации (в частности – CIM); - обеспечение возможности сохранения действующих локальных обозначений оборудования
ИНФОРМАЦИОННОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ (общая информационная модель – CIM) CIM-представление является единым языком описания данных и, соответственно, интерфейса в общей интегрированной среде. CIM - общий язык для приложений при работе в единой АСТУ ОАО «ФСК ЕЭС». Исходными данными для построения информационной модели являются: - электрическая схема нормального режима ПС; - классификационные таблицы и методика построения уникальных идентификаторов объектов, оборудования, измерений, сигналов и документов; -профиль модели, определяющий: 1) классы, атрибуты и отношения между ними в схеме информационной модели; 2) стандарты в области информационных технологий (с точностью до версий), следование которым является обязательным в процессе проектирования, внедрения и эксплуатации системы управления.
ОБЕСПЕЧЕНИЕ НАДЕЖНОСТИ (диагностика и тестирование) Самодиагностика аппаратных средств: - модули Smart IED основного электрооборудования - микропроцессорные терминалы - цифровые сети Внешняя автоматическая диагностика специализированными программно – техническими 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)
Цифровая подстанция 20 ОАО «НТЦ электроэнергетики» В рамках пилотного проекта ОАО «ФСК ЕЭС» «Цифровая подстанция» координирует следующие направления: 1.Разработка «Концепции программно-аппаратного комплекса «Цифровая подстанция» - декабрь 2010 г. 2.Преобразование реконструируемой подстанции ОАО «НТЦ электроэнергетики» 110/10 кВ в «Цифровую подстанцию» в составе: Оптические трансформаторы тока и напряжения; Станционная шина, шина процесса; Многофункциональные электронные приборы измерений и учета; Система для отображения информации и управления подстанцией (SCADA); -декабрь 2010 г. В 2011 г. микропроцессорная защита подстанции. 3. Создание в ОАО «НТЦ электроэнергетики» опытного полигона «Цифровая подстанция» г.
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”?
Загрузка...