Нові технології виробництва сучасних системуправління перейшли зі стадії наукових досліджень та експериментів у стадію практичного використання. Розроблено та впроваджуються сучасні комунікаційні стандарти обміну інформацією. Широко застосовуються цифрові пристрої захисту та автоматики. Відбувся суттєвий розвиток апаратних та програмних засобів систем управління. Поява нових міжнародних стандартів та розвиток сучасних інформаційних технологій відкриває можливості інноваційних підходів до вирішення завдань автоматизації та управління енергооб'єктами, дозволяючи створити підстанцію нового типу – цифрову підстанцію (ЦПС). Відмінними характеристиками ЦПС є наявність вбудованих в первинне обладнання інтелектуальних мікропроцесорних пристроїв, застосування локальних обчислювальних мереж для комунікацій, цифровий спосібдоступу до інформації, її передачі та обробки, автоматизація роботи підстанції та процесів управління нею. У перспективі цифрова підстанція буде ключовим компонентом інтелектуальної мережі (Smart Grid).

Термін «Цифрова підстанція» досі трактується різними фахівцями в галузі систем автоматизації та управління. Для того, щоб розібратися, які технології та стандарти належать до цифрової підстанції, простежимо історію розвитку систем АСУ ТП та РЗА. Використання систем автоматизації почалося з появи систем телемеханіки. Пристрої телемеханіки дозволяли збирати аналогові та дискретні сигнали з використанням модулів УСО та вимірювальних перетворювачів. На базі систем телемеханіки розвивалися перші АСУ ТП електричних підстанцій та електростанцій. АСУ ТП дозволяли не тільки збирати інформацію, а й проводити її обробку, а також представляти інформацію у зручному для користувача інтерфейсі. З появою перших мікропроцесорних релейних захистів інформація від цих пристроїв також стала інтегруватися в системи АСУ ТП. Поступово кількість пристроїв із цифровими інтерфейсами збільшувалася (протиаварійна автоматика, системи моніторингу силового обладнання, системи моніторингу щита постійного струмуі потреб і т.д.). Вся ця інформація від пристроїв нижнього рівня інтегрувалася до АСУ ТП з цифрових інтерфейсів. Незважаючи на повсюдне використання цифрових технологій для побудови систем автоматизації, такі підстанції не є повною мірою цифровими, оскільки вся вихідна інформація, включаючи стани блок-контактів, напруги та струми, передається у вигляді аналогових сигналів від розподільного пристроюв оперативний пункт управління, де оцифровується окремо кожним пристроєм нижнього рівня. Наприклад, одна напруга паралельно подається на всі пристрої нижнього рівня, які перетворюють його в цифровий вигляд і передають в АСУ ТП. На традиційних підстанціях різні підсистеми використовують різноманітні комунікаційні стандарти (протоколи) та інформаційні моделі. Для функцій захисту, виміру, обліку, контролю якості виконуються індивідуальні системи вимірювань та інформаційної взаємодії, що значно збільшує як складність реалізації системи автоматизації на підстанції, і її вартість.

Перехід до якісно нових систем автоматизації та управління можливий при використанні стандартів та технологій цифрової підстанції, до яких належать:

1. стандарт МЕК 61850:
модель даних пристроїв;
уніфікований опис підстанції;
протоколи вертикального (MMS) та горизонтального (GOOSE) обміну;
протоколи передачі миттєвих значень струмів та напруг (SV);

2. цифрові (оптичні та електронні) трансформатори струму та напруги;
3. аналогові мультиплексори (Merging Units);
4. виносні модулі УСО (Micro RTU);
5. інтелектуальні електронні пристрої (IED).

Основною особливістю та відмінністю стандарту МЕК 61850 від інших стандартів є те, що в ньому регламентуються не тільки питання передачі інформації між окремими пристроями, а й питання формалізації опису схем - підстанції, захисту, автоматики та вимірювань, конфігурації пристроїв. У стандарті передбачаються можливості використання нових цифрових вимірювальних пристроївзамість традиційних аналогових вимірювачів (трансформаторів струму та напруги). Інформаційні технології дозволяють перейти до автоматизованого проектування цифрових підстанцій, керованих цифровими інтегрованими системами. Усе інформаційні зв'язкина таких підстанціях виконуються цифровими, що утворюють єдину шину процесу. Це відкриває можливості швидкого прямого обміну інформацією між пристроями, що в кінцевому рахунку дає можливість скорочення числа мідних кабельних зв'язків, числа пристроїв, а також більш компактного їх розташування.
СТРУКТУРА ЦИФРОВОЇ ПІДСТАНЦІЇ

Розглянемо докладніше структуру цифрової підстанції, виконану відповідно до стандарту МЕК 61850 (рис.). Система автоматизації енергооб'єкта, побудованого за технологією «Цифрова підстанція», ділиться на три рівні:
польовий рівень (рівень процесу);
рівень приєднання;
станційний рівень.

Польовий рівень складається з:
первинних датчиків для збирання дискретної інформації та передачі команд управління на комутаційні апарати (micro RTU);
первинних датчиків для збору аналогової інформації (цифрові трансформатори струму та напруги).

Рівень приєднання складається з інтелектуальних електронних пристроїв:
пристроїв керування та моніторингу (контролери приєднання, багатофункціональні вимірювальні прилади, лічильники АСКУЕ, системи моніторингу трансформаторного обладнання тощо);
терміналів релейного захисту та локальної протиаварійної автоматики.

Станційний рівень складається з:
серверів верхнього рівня (сервер бази даних, сервер SCADA, сервер телемеханіки, сервер збору та передачі технологічної інформації тощо, концентратор даних);
АРМ персоналу підстанції.

З основних особливостей побудови системи в першу чергу необхідно виділити новий «польовий» рівень, який включає інноваційні пристрої первинного збору інформації: виносні УСО, цифрові вимірювальні трансформатори, вбудовані мікропроцесорні системи діагностики силового обладнання і т.д.

Цифрові вимірювальні трансформатори передають миттєві значення напруги та струмів за протоколом МЕК 61850-9-2 пристроїв рівня приєднання. Існує два види цифрових вимірювальних трансформаторів: оптичні та електронні. Оптичні вимірювальні трансформатори є найкращими при створенні систем управління та автоматизації цифрової підстанції, оскільки використовують інноваційний принцип вимірювань, що виключає вплив електромагнітних перешкод. Електронні вимірювальні трансформатори базуються на базі традиційних трансформаторів та використовують спеціалізовані аналогово-цифрові перетворювачі.

Дані цифрових вимірювальних трансформаторів, як оптичних, так і електронних, перетворюються на широкомовні Ethernet-пакети з використанням мультиплексорів (Merging Units), передбачених стандартом МЕК 61850-9. Сформовані мультиплексорами пакети передаються по мережі Ethernet(Шині процесу) в пристрої рівня приєднання (контролери АСУ ТП, РЗА, ПА та ін.) Частота дискретизації передаються даних не гірше 80 точок на період для пристроїв РЗА та ПА та 256 точок на період для АСУ ТП, АІІС КУЕ та ін.

Дані про положення комутаційних апаратів та інша дискретна інформація (становище ключів режиму управління, стан ланцюгів обігріву приводів та ін) збираються з використанням виносних модулів УСО, встановлених у безпосередній близькості від комутаційних апаратів. Виносні модулі УСО мають релейні виходи для управління комутаційними апаратами та синхронізуються з точністю не нижче 1 мс. Передача даних від виносних модулів УСО здійснюється за оптоволоконним зв'язком, що є частиною шини процесу за протоколом МЕК 61850-8-1 (GOOSE). Передача команд управління на комутаційні апарати здійснюється через виносні модулі УСО з використанням протоколу МЕК 61850-8-1 (GOOSE).

Силове обладнання оснащується набором цифрових датчиків. Існують спеціалізовані системи для моніторингу трансформаторного та елегазового обладнання, які мають цифровий інтерфейс для інтеграції до АСУ ТП без використання дискретних входів та датчиків 4-20 мА. Сучасні КРУЕ оснащуються цифровими трансформаторами струму і напруги, що вбудовуються, а шафи управління в КРУЕ дозволяють встановлювати виносні УСО для збору дискретних сигналів. Встановлення цифрових датчиків у КРУЕ проводиться на заводі-виробнику, що дозволяє спростити процес проектування, а також монтажні та налагоджувальні роботи на об'єкті.

Іншою відмінністю є об'єднання середнього (концентраторів даних) та верхнього (сервера та АРМ) рівня в один станційний рівень. Це з єдністю протоколів передачі (стандарт МЕК 61850-8-1), у якому середній рівень, раніше виконував роботу з перетворення інформації з різних форматів на єдиний формат для інтегрованої АСУ ТП, поступово втрачає своє призначення. Рівень приєднання включає інтелектуальні електронні пристрої, які отримують інформацію від пристроїв польового рівня, виконують логічну обробку інформації, передають керуючі впливу через пристрої польового рівня на первинне обладнання, а також здійснюють передачу інформації на станційний рівень. До цих пристроїв відносяться контролери приєднання, термінали МПРЗА та інші функціональні мікропроцесорні пристрої.

Наступною відмінністю у структурі є її гнучкість. Пристрої для цифрової підстанції можуть бути виконані за модульним принципом і дозволяють поєднувати функції безлічі пристроїв. Гнучкість побудови цифрових підстанцій дозволяє запропонувати різні рішення з урахуванням особливостей енергооб'єкта. У разі модернізації існуючої підстанції без заміни силового обладнання для збирання та оцифрування первинної інформації можна встановлювати шафи виносних УСО. При цьому виносні УСО крім плат дискретного вводу/виводу будуть містити плати прямого аналогового введення (1/5 А), які дозволяють зібрати, оцифрувати і видати в протоколі МЕК 61850-9-2 дані від традиційних трансформаторів струму і напруги. Надалі повна чи часткова заміна первинного обладнання, у тому числі заміна електромагнітних трансформаторів на оптичні, не призведе до зміни рівнів приєднання та підстанційного. У разі використання КРУЕ є можливість поєднання функцій виносного УСО, Merging Unit та контролера приєднання. Такий пристрій встановлюється в шафу управління КРУЕ і дозволяє оцифрувати всю вихідну інформацію (аналогову або дискретну), а також виконати функції контролера приєднання та резервного місцевого управління.

З появою стандарту МЕК 61850, ряд виробників випустили продукти для цифрової підстанції. В даний час у всьому світі виконано вже багато проектів, пов'язаних із застосуванням стандарту МЕК 61850, що показали переваги даної технології. На жаль, вже зараз, аналізуючи сучасні рішення для цифрової підстанції, можна помітити досить вільне трактування вимог стандарту, що може призвести в майбутньому до неузгодженості та проблем інтеграції вже сучасних рішень у галузі автоматизації.

Сьогодні у Росії активно ведеться робота з розвитку технології «Цифрова підстанція». Запущено низку пілотних проектів, провідні російські фірми розпочали розробку вітчизняних продуктів і рішень для цифрової підстанції. На наш погляд, при створенні нових технологій, орієнтованих на цифрову підстанцію, необхідно суворо дотримуватися стандарту МЕК 61850, не тільки частини протоколів передачі даних, але і в ідеології побудови системи. Відповідність вимогам стандарту дозволить у майбутньому спростити модернізацію та обслуговування об'єктів на базі нових технологій.

У 2011 році провідними російськими компаніями (ТОВ НВП «ЕКРА», ТОВ «ЕнергопромАвтоматизація», ЗАТ «Профотек» та ВАТ «НДІПТ») було підписано генеральну угоду про організацію стратегічної співпраці з метою об'єднання науково-технічних, інженерних та комерційних зусиль для створення цифрової підстанції біля РФ.

Відповідно до МЕК 61850 розроблена система складається з трьох рівнів. Шина процесу представлена ​​оптичними трансформаторами (ЗАТ «Профотек») та виносним УСО (microRTU) NPT Expert (ТОВ «ЕнергопромАвтоматизація»). Рівень приєднання – мікропроцесорні захисту ТОВ НВП «ЕКРА» та контролер приєднання NPT BAY-9-2 ТОВ «ЕнергопромАвтоматизація». Обидва пристрої приймають аналогову інформацію МЕК 61850-9-2 і дискретну інформацію МЕК 61850-8-1(GOOSE). Станційний рівень реалізований на базі SCADA NPT Expert за допомогою МЕК 61850-8-1 (MMS).

У рамках спільного проектубуло розроблено також систему автоматизованого проектування ЦПС - SCADA Studio, опрацьовано структуру мережі Ethernet для різних варіантівпобудови, зібрано макет цифрової підстанції та проведено спільні випробування, у тому числі на випробувальному стенді у ВАТ «НДІПТ».

Прототип цифрової підстанції, що діє, був представлений на виставці «Електричні мережі Росії-2011». Впровадження пілотного проекту та вихід на повномасштабне виробництво обладнання цифрової підстанції заплановано на 2012 рік. Російське обладнаннядля «Цифрової підстанції» пройшло повномасштабне тестування, підтверджено також його сумісність за стандартом МЕК 61850 з обладнанням різних зарубіжних (Omicron, SEL, GE, Siemens та ін.) та вітчизняних (ТОВ «Прософт-Системи», НВП «Динаміка» та ін.). ) компаній.

Розробка власного російського рішенняпо цифровій підстанції дозволить не лише розвивати вітчизняне виробництво та науку, а й підвищити енергобезпеку нашої країни. Проведені дослідження техніко-економічних показників дозволяють зробити висновок, що вартість нового рішення при переході на серійний випуск продукції не перевищуватиме вартості традиційних рішень побудови систем автоматизації та дозволить отримати низку технічних переваг, таких як:
значне скорочення кабельних зв'язків;
підвищення точності вимірів;
простота проектування, експлуатації та обслуговування;
уніфікована платформа обміну даними (МЕК 61850);
висока схибленість;
висока пожежо-вибухобезпечність та екологічність;
зниження кількості модулів вводу/виводу на пристрої АСУ ТП та РЗА, що забезпечує зниження вартості пристроїв.

Ще низка питань вимагає додаткових перевірокта рішень. Це стосується надійності цифрових систем, питань конфігурування пристроїв на рівні підстанції та енергооб'єднання, до створення загальнодоступних інструментальних засобівпроектування, орієнтованих на різних виробників мікропроцесорного та основного обладнання. Для забезпечення необхідного рівня надійності в рамках пілотних проектів необхідно вирішити такі завдання.

1. Визначення оптимальної структури цифрової підстанції загалом та її окремих систем.
2. Гармонізація міжнародних стандартів та розробка вітчизняної нормативної документації.
3. Метрологічна атестація систем автоматизації, у тому числі й системи АІІСКВЕ, за допомогою МЕК 61850-9-2.
4. Накопичення статистики щодо надійності обладнання цифрової підстанції.
5. Накопичення досвіду впровадження та експлуатації, навчання персоналу, створення центрів компетенції.

В даний час у світі почалося масове впровадження рішень класу "цифрова підстанція", заснованих на стандартах серії МЕК 61850, реалізуються технології управління Smart Grid, вводяться в експлуатацію програми автоматизованих системтехнологічного керування. Застосування технології «Цифрової підстанції» має дозволити у майбутньому суттєво скоротити витрати на проектування, пуско-налагодження, експлуатацію та обслуговування енергетичних об'єктів.

Олексій Данилін, директор з АСДУ ВАТ «СО ЄЕС», Тетяна Горелик, завідувач відділу АСУ ТП, к.т.н., Олег Кирієнко, інженер, ВАТ «НДІПТ» Микола Доні, завідувач відділу перспективних розробок НВП «ЕКРА»

релейний захист

Стандарт МЕК 61580 дозволив створювати підстанції нового покоління – цифрові, які мають стати елементами розумної мережі,
а точніше, "інтелектуальної електроенергетичної системи з активно-адаптивною мережею". Впровадження МЕК 61850 дало можливість пов'язати все технологічне обладнання підстанції єдиною інформаційною мережею, якою передаються як дані від вимірювальних пристроїв до терміналів РЗА, а й сигнали управління.
У цій публікації автори розглядають підсистеми релейного захисту, автоматики та комерційного обліку електроенергії, побудовані на базі цифрових систем передачі даних за протоколами, описаними МЕК 61580.

ЦИФРОВІ ПІДСТАНЦІЇ
Проблеми застосування пристроїв РЗіА

МЕК 61850

МЕК 61850 - це глобальний комунікаційний стандарт, сфера дії якого, згідно з планами Міжнародної електротехнічної комісії, буде розширена за межі електроенергетики. Стандарт МЕК 61850 «Комунікаційні мережі та системи для систем автоматизації в електроенергетиці» має цілу низку розділів, в яких описуються 3 протоколи передачі даних, а також вимоги до інформаційної моделі, яка повинна бути реалізована в пристроях, до мови конфігурування та процесу інжинірингу систем.
Чіткий опис інформаційної моделі пристроїв є однією з важливих рис стандарту МЕК 61850, що відрізняє його від інших стандартів інформаційного обміну в електроенергетиці. Відповідно до вимог, кожен фізичний пристрій повинен містити в собі логічний сервер, в рамках якого закладена ієрархічна модель, що включає один або кілька логічних пристроїв, у яких містяться логічні вузли. Кожен логічний вузол у свою чергу включає елементи і атрибути даних (рис. 1).

Мал. 1. Ієрархічна інформаційна модель

Логічні вузли – це стандартизований опис комунікаційного інтерфейсу різних функційпристроїв. Наприклад, функції МТЗ у релейному захисті (РЗА) відповідає логічний вузол PTOC. У логічному вузлі містяться різні елементи даних, наприклад, елемент str, що забезпечує сигналізацію пуску захисту. Атрибутами елемента str будуть такі поля, як general (загальний запуск), phsA (запуск по фазі А) та інші.

Як було зазначено, стандарт МЕК 61850 пропонує використання трьох протоколів передачі (рис. 2):

• MMS (Manufacturing Message Specification - стандарт ISO/IEC 9506) - протокол передачі даних реального часу та команд диспетчерського управління між мережевими пристроями та/або програмними програмами;
• GOOSE (Generic Object Oriented Substation Event – ​​стандарт МЕК 61850-8-1) – протокол передачі даних про події на підстанції. Фактично даний протокол служить заміни мідних кабельних зв'язків, призначених передачі дискретних сигналів між пристроями;
• SV (Sampled Values ​​– стандарт МЕК 61850-9-2) – протокол передачі оцифрованих миттєвих значень від вимірювальних трансформаторів струму та напруги (ТТ та ТН). Цей протокол дозволяє замінити ланцюга змінного струму, що з'єднують пристрої РЗА з ТТ та ТН.

Мал. 2. Протоколи стандарту МЕК 61850

Насамперед виробники реалізували підтримку протоколів MMS та GOOSE. Лише через 10 років з моменту опублікування першого релізу стандарту виробники впритул підійшли до реалізації підтримки протоколу SV. Імпульсом для розвитку цього протоколу послужила підготовка керівних вказівок щодо реалізації протоколу МЕК 61850-9-2 (зазвичай іменованих МЕК 61850-9-2 LE від анг-лійського Light Edition - полегшена версія). Керівні вказівки чітко визначили параметри реалізації протоколу, критично важливі забезпечення сумісності пристроїв, зокрема, частоту дискретизації, склад інформаційного пакета тощо.

Деякі параметри, визначені специфікацією 9-2 LE, викликали незадоволеність виробників. Наприклад, обрана частота дискретизації 80 вибірок за період не збігалася з внутрішньою частотою обробки сигналів у пристроях РЗА російських та багатьох зарубіжних (Японія, Франція) виробників. Це викликало певне запізнення у розробці пристроїв релейного захисту з підтримкою протоколу SV, проте зараз можна говорити про те, що цю проблему вирішено, і досвідчені зразки пристроїв з підтримкою протоколу МЕК 61850-9-2 представили майже все найбільші виробникиРЗА.

Таким чином, одне з головних завдань на шляху побудови цифрових підстанцій, а саме створення необхідного комплексу вторинного обладнання з підтримкою цифрових протоколів, на сьогоднішній день вирішено. Проте залишається ще низка організаційних та технічних питань, без вирішення яких перехід на «цифру» у вторинних системах здійснено не може. Перерахуємо їх:

• функціональна сумісність пристроїв різного призначенняі різних виробників;
• надійність передачі даних з цифрових мереж;
• необхідна швидкість передачі;
• адекватна технологіям нормативна база, насамперед у галузі метрології;
• вирішення питань проектування цифрових підстанцій.

Розглянемо кожен із цих аспектів докладніше.

ЗАБЕЗПЕЧЕННЯ СУМІСНОСТІ

Сумісність пристроїв різних виробників за цифровими протоколами передачі даних - це один з базових принципівПЕК 61850.

На ранній стадії розвитку стандарту реалізованість цього принципу ставилася під сумнів. Основою для цього стала відносно сира реалізація протоколів у перших версіях пристроїв: кожен виробник поспішав декларувати, що має пристрій з підтримкою МЕК 61850. Для випробування таких пристроїв було створено низку лабораторій з дослідження функціональної сумісності, які працюють за кордоном та в Росії.

Результати випробувань у лабораторіях, а також самостійні випробування виробників показують, що проблема забезпечення сумісності за протоколами GOOSE, MMS та SV (в редакції LE) на сьогоднішній день вже не стоїть.

Окремим завданням є забезпечення сумісності з мови конфігурування відповідно до МЕК 61850-6. Вказаний розділ стандарту описує мову конфігурації Substation Configuration Language (SCL), що базується на мові розмітки XML і призначена для створення конфігураційних файлів пристроїв.

Розрізняють такі види SCL-файлів:
ICD – файл опису можливостей пристрою;
SSD – файл опису специфікації підстанції;
SCD - файл опису конфігурації підстанції;
CID – файл опису конфігурації пристрою.

Процедура конфігурування пристроїв, описана стандартом, передбачає такі кроки (рис. 3):

• створення файлу специфікації SSD із використанням спеціалізованого програмного забезпечення для проектування;
• за допомогою програмного забезпечення, що поставляється разом із пристроями РЗА, з пристроїв вилучаються файли опису можливостей - ICD;
• інтеграція у файл SSD файлів опису можливостей пристроїв ICD та конфігурування комунікаційних зв'язків між пристроями. Ця операціятакож виконується у спеціалізованому програмному забезпеченні для проектування. В результаті буде одержано файл опису конфігурації підстанції - SCD;
• імпорт файлу SCD в програмне забезпечення для конфігурування пристроїв та отримання окремих файлів конфігурацій для кожного з пристроїв - CID - з подальшим завантаженням цих файлів у пристрої.

Мал. 3. Процедура конфігурування за МЕК 61850

Під час налаштування пристрою може знадобитися часткова зміна конфігурації. У разі використовується ще один тип файлу - IID. Цей файл призначений для внесення змін до файлу опису конфігурації підстанції SCD. Після зміни файлу SCD усі конфігурації у пристроях мають бути оновлені.

На сьогоднішній день стикування програмного забезпечення виробників пристроїв та програмного забезпечення для системного конфігурування забезпечено не повною мірою. У лабораторії з дослідження функціональної сумісності пристроїв, що працюють за протоколами стандарту МЕК 61850, вдалося використовувати програмне забезпечення для проектування Atlan для конфігурування пристрою MiCOM P141, SEL-451 і SIPROTEC 7SJ80. У ПЗ деяких виробників неможливо імпортувати готовий проект у форматі SCD. Натомість доводиться налаштовувати конфігурацію для кожного пристрою окремо.

Загалом цей недолік не заважає організувати зв'язок за протоколами GOOSE, MMS або SV між пристроями, у тому числі й різних виробників пристроїв РЗА, проте ускладнює процес проектування та налагодження та підвищує вимоги до кваліфікації персоналу налагоджувальних організацій.

НАДІЙНІСТЬ МЕРЕЖ ЗВ'ЯЗКУ

Особливістю вторинних систем, побудованих за стандартом МЕК 61850 є реалізація більшості функцій захисту та автоматики з використанням інформаційної мережі. Відповідно, надійність системи РЗА буде пов'язана з надійністю підсистеми передачі даних.

Стандарт МЕК 61850 пропонує комплекс рішень, спрямованих на підвищення надійності передачі даних. Цей комплекс включає як засоби, описані самим стандартом, так і стандартні засобикомунікаційних протоколів Ethernet, яких належить фізичне резервування інформаційної інфраструктури разом із використанням протоколів резервування.

В даний час існує три основні протоколи резервування: RSTP, PRP, HSR.

Вибір протоколу та його параметрів визначатиметься топологією інформаційної мережі та необхідними характеристиками щодо допустимого часу перебою передачі даних.

Методики забезпечення надійності, описані стандартом МЕК 61850 для протоколів MMS, GOOSE, SV, будуть різні через істотні відмінності між зазначеними протоколами.

Протокол MMS є стандартним клієнт-серверним протоколом поверх стека TCP/IP. Для забезпечення передачі даних у ньому використовується механізм запитів та відповідей (рис. 4). Таким чином, при невдалій спробі передачі даних пристрій зможе сформувати відповідний звіт.

Мал. 4. Механізм передачі за протоколом MMS.

Протокол GOOSE здійснює передачу даних за технологією «видавець-передплатник» без підтвердження прийому даних. Забезпечення гарантованої доставки повідомлень у цьому протоколі здійснюється шляхом багаторазового повторення повідомлення, що передається, з мінімальною витримкою часу (мікросекунди).

З метою діагностики каналу зв'язку навіть за відсутності змін переданих сигналів, пристрій-видавець періодично надсилає посилку з цими даними. У разі пошкодження каналу зв'язку пристрій-передплатник не отримає через заданий інтервалпосилку і зможе видати оповіщення про неполадки каналу зв'язку.

На рис. 5 проілюстрований механізм передачі даних за протоколом GOOSE, де Т0 - інтервал у нормальному режимі, (Т0) - інтервал від передачі останнього повідомлення до повідомлення після зміни даних у пакеті GOOSE-повідомлення, Т1-Т4 - інтервал, що змінюється між пакетами GOOSE-повідомлень від мінімального до номінального.

Мал. 5. Зміна інтервалу часу передачі пакетів GOOSE-повідомлень

Протокол SV, як і і GOOSE, є протоколом типу «видавець-передплатник». Дані протоколу SV передаються постійним потоком так, що пристрій-передплатник може виявити пошкодження каналу зв'язку через відсутність даних.

Крім діагностики каналу зв'язку, дані протоколів GOOSE і SV забезпечуються мітками якості. Мітка якості містить кілька полів, кожне з яких призначене для передачі даних про стан пристрою, що передає дані, включаючи відомості про його працездатність, точність і т.п.

Реалізація описаних принципів у системах, побудованих за стандартом МЕК 61850, дозволяє миттєво виявляти пошкодження елементів мережевої інфраструктури та пристроїв РЗА та забезпечувати швидку реакцію на них.

Проте для збереження працездатного станусистеми та забезпечення безперебійного виконання критично важливих функцій потрібно правильно вибрати структуру системи, передбачити, де це потрібно, структурне резервування елементів та налагодити протоколи резервування мережевих пристроїв. Ці питання лежать поза межами стандарту МЕК 61850 і мають бути опрацьовані на національному рівні. З огляду на комплексності аналізованого питання представляється доцільною розробка керівних вказівок, дають рекомендації щодо вибору топології інформаційної мережі та принципів резервування стосовно типовим схемам розподільних пристроїв, прийнятим у Росії.

ШВИДКІСТЬ ПЕРЕДАЧІ ДАНИХ

Швидкість передачі даних по інформаційній мережі цифрової підстанції, поряд з надійністю, є найважливішим параметром. Час доставки даних для важливих сигналів (наприклад, пуск або спрацювання захисту, команда вимкнення вимикача тощо) визначатиме сумарний час ліквідації ненормальних режимів і має бути мінімізований.

Чинна редакція МЕК 61850-5 унормує допустимий час передачі сигналів (табл. 1).

Табл. 1. Нормований час передачі сигналів

З розглянутих вище протоколів критично час передачі пакетів лише GOOSE і SV. Стандартом МЕК 61850 для зазначених протоколів передбачено низку механізмів, що підвищують їхній пріоритет порівняно з усім іншим трафіком в інформаційній мережі. Це означає, що завантаження аварійних осцилограм з одного з пристроїв релейного захисту за протоколом MMS або FTP не завадить швидкому проходженню пакета з повідомленням GOOSE. У зв'язку з цим при проектуванні інформаційної мережі системи автоматизації цифрової підстанції решта всіх трафік може бути залишений за рамками розгляду.

GOOSE-повідомлення, незважаючи на порівняно невеликий обсяг пакета, можуть створювати досить велике навантаження на мережу в момент зміни даних у переданому GOOSE-повідомленні (коли з мінімальною витримкою часу повторно передається те саме повідомлення). У практиці побудови підстанцій з використанням протоколу GOOSE був досвід проведення так званих «штормових» випробувань, коли серійно перевірявся час доставки повідомлення при одночасному спрацьовуванні великої кількості пристроїв РЗА.

Очевидно, що проведення таких випробувань під час створення цифрових підстанцій важко реалізувати. Однак цілком можливо проводити моделювання всіх процесів в інформаційній мережі проектованої підстанції з використанням спеціалізованого програмного забезпечення.

При цьому доцільно поділити цю роботу на такі етапи:

1. Розробка принципової схемипередачі даних між логічними вузлами та фізичними пристроями під час виконання різних функцій.
2. Моделювання логічних функцій в різних режимах роботи ПС з реєстрацією сигналів, що одночасно передаються.
3. Моделювання інформаційного навантаження в мережі під час виконання різних функцій за результатами попереднього етапу.

Моделювання інформаційного навантаження, створюваного протоколом МЕК 61850-9-2, є більш простим завданням через те, що дані за вказаним протоколом передаються за детермінованим законом.

Проте при проектуванні тут слід враховувати різні режими роботи мережі, наприклад випадки виходу з ладу одного з сегментів.

За своєю структурою інформаційні мережі підстанцій не є найскладнішими, та його моделювання то, можливо вироблено досить точно. Стандарт МЕК 61850 надає великий набір інструментів, призначених для підвищення пріоритету окремих повідомлень над іншими, що забезпечує скорочення часу їх доставки.

Розробка керівних вказівок у цій галузі на сьогоднішній день недоцільна. Це насамперед обумовлено відсутністю повноцінної практики впровадження шини процесу за протоколом МЕК 61850-9-2, і навіть серйозними відмінностями у характеристиках роботи устаткування.

Слід наголосити на важливості серйозного опрацювання проектів цифрових підстанцій у цій частині, оскільки проведення лише поверхового аналізу може призвести або до незадовільних результатів у частині продуктивності системи, або до серйозного завищення вартості обладнання, що зробить цифрові підстанції неконкурентоспроможними.

МЕТРОЛОГІЧНЕ ЗАБЕЗПЕЧЕННЯ

Реалізація системи комерційного обліку на базі шини процесу за протоколом МЕК 61850-9-2 - нетривіальне завданняз метрологічного погляду. Прилад обліку з цифровим інтерфейсом стає лише комп'ютером, виконуючим функції множення і складання. Однак вимоги щодо точності повинні пред'являтися до аналого-цифрового перетворювача, причому незалежно від того, є цей перетворювач первинним (цифровий або оптичний трансформатор струму) або вторинним (пристрій сполучення - merging unit).

Робота в цій галузі повинна включати створення методики метрологічної перевірки вимірювальних перетворювачів з інтерфейсом МЕК 61580-9-2 і створення еталонних вимірювальних перетворювачів з цифровим інтерфейсом. На наступному етапі має бути опрацьовано питання захисту шини процесу від несанкціонованого доступу. Ці завдання є найважливішими на шляху створення легітимної системи комерційного обліку на базі шини процесу МЕК 61850-9-2.

ПРОЕКТУВАННЯ ТА НАЛАДКА

Використання цифрових протоколів суттєво змінює процедуру налагодження. Якщо раніше основна робота тут полягала у прокладанні кабелів та їх стикуванні, то зараз частина цієї роботи виконується ще на етапі проектування при конфігуруванні системи МЕК 61850 відповідно до процедури, описаної вище. При цьому у разі виявлення якихось помилок на етапі налагодження персонал налагоджувальної організації повинен мати достатню компетенцію для внесення змін до файлів конфігурації МЕК 61850. У зв'язку з цим фактично робота проектувальника та наладчика поєднуються.

Проектна документація на цифрову підстанцію складатиметься з двох частин: проектної документації в класичному поданніта файлів конфігурації у форматі файлів SCL.

Проектна документація (паперова версія) включатиме:

• проект будівельної частини;
• електричні схемипервинне обладнання;
• електричні схеми вторинних ланцюгів;
• кабельні журнали;
• уставки РЗА та інші розділи.

Конфігурація протоколів передачі даних за МЕК 61850 повинна включати лише файл опису підстанції - SCD.

На практиці для невеликого проекту підстанції з 20 приєднаннями файл SCD є текстовим документом об'ємом понад 1500 аркушів. Читання та редагування цього документа вкрай утруднені (рис. 6), у зв'язку з чим провести перевірку та виявити джерело можливої ​​помилки практично неможливо. Тому при розробці проектів цифрових підстанцій у частині передачі даних з МЕК 61580 повинні бути використані спеціалізовані САПР з можливістю повного документування всіх комунікацій з МЕК 61850 графічному виглядііз зазначенням на кресленні ідентифікаторів логічних вузлів, наборів даних, GOOSE-повідомлень тощо.

Мал. 6. Приклад SCD-файлу

ВИСНОВКИ

Нині вже вирішено великий комплекс питань, які стояли по дорозі впровадження цифрових підстанцій. До таких питань можна віднести:

1. Створення повного комплексу вторинного обладнання за допомогою всіх протоколів, описаних стандартом МЕК 61850.
2. Забезпечує сумісність обладнання за протоколами стандарту, підтверджене великою кількістю успішних випробувань.

Такі результати вже сьогодні дозволяють реалізовувати пілотні проекти цифрових підстанцій та накопичувати досвід проектування, монтажу, налагодження та експлуатації.

Для серійної реалізації проектів цифрових підстанцій має бути створена нормативна база, що забезпечує легітимність прийнятих у рамках проектів рішень, а також прийнято керівні вказівки щодо проектування та налагодження таких об'єктів.

Склад першочергових робіт у цій галузі має включати розробку:

• керівних вказівок щодо забезпечення надійності передачі даних у рамках цифрових підстанцій;
• методик моделювання інформаційної мережі цифрових підстанцій для оцінки інформаційного навантаження за протоколами МЕК 61850;
• нормативної бази, створення еталонів та методик перевірки у частині метрологічних характеристик аналого-цифрових перетворювачів з цифровим інтерфейсом за протоколом МЕК 61850;
• вимог до складу та змісту проектної документації на цифрові підстанції щодо передачі даних за протоколами стандарту МЕК 61850.

Реалізація вищезгаданих кроків дозволить створити не лише створити нормативну базу для прийнятих у рамках рішень проектів, а й міцну основу для підвищення економічної ефективностіпроектів цифрових підстанцій

ЛІТЕРАТУРА

1. IEC Smart Grid Standardization Roadmap. Ed. 1.0 – 2009-12.
2. Реєстр сумісних пристроїв. http://мек61850.рф/сумісність
3. Тазін В.О., Головін А.В., Аношин А.О. Інжиніринг систем автоматизації цифрових підстанцій // Релейник. 2012. №1.

У цій статті розглядаються переваги застосування цифрових систем управління з використанням IEC 61850-8-1. Захист та контроль можуть бути розширені застосуванням IЕС 61850 на обох станціях/підстанціях із взаємозв'язком через шину обміну. Застосування шини обміну дозволяє замінити традиційне підключення до первинного обладнання на Ethernet, а також перетворити первинний струм і напругу для реле захисту та інших електронних пристроїв (ІЕУ), які отримують через оптоволокно. Цифрова реалізація допомагає зменшити фізичний розмірпідстанції та навіть переміщати роботи з конфігурування та тестування при приймально-здавальних випробуваннях на енергопідприємство, а також усуває проблему сумісності (синхронізації) первинного та вторинного обладнання.

Цифрова підстанція.
Якщо запитати: " Що таке цифрова підстанція? " , то це питання можна дати безліч різноманітних відповідей, оскільки немає стандартного визначення. Очевидно, більшість підстанцій сьогодні комутує та передає змінний струмвисокої / надвисокої напруги, і цей первинний потік не цифровий. Це означає, що ми говоримо про вторинні системи, про всі функції захисту, управління, вимірювання, моніторингу стану, запису та контролю за системами, які лише пов'язані з первинним "процесом".
У загальних рисах, повною цифровою підстанцією є та, в якій якнайбільше даних, пов'язаних з первинним процесом оцифровується відразу ж, у точці вимірювання. Після цього, обмін даними між пристроями, може відбуватися за допомогою Ethernet, на відміну від багатьох кілометрів мідного проводу, що існують на звичайній підстанції.
Цифрові підстанції мають на увазі рішення та архітектуру, в якій функціональність підстанції тепер переважно досягається. програмним забезпеченнямз меншою залежністю від апаратних реалізацій, таких як встановлені провідні зв'язки.

Переваги цифрових підстанцій

• Підвищена надійність та доступність: Здатність глибокої самодіагностики цифрових пристроїв забезпечує максимальну життєздатність підстанції. Будь-яке погіршення працездатності фіксується як реального часу. Наявна надмірність даних у системі можуть бути використана для виправлення неполадок, що дозволяє виконувати пошук несправностей без необхідності будь-яких відключень системи в первинній мережі.
• Оптимізація роботи: аналіз, що проводиться цифровими схемами підстанцій дозволяє проводити ретельний моніторинг обсягу даних, що надходять зі станційного обладнання, щодо його проектних рівнів.
• Скорочення витрат на обслуговування: цифрова підстанція детально моніторить усі процеси, що відбуваються в обладнанні. Інтелектуальні системи аналізу даних надають рекомендації з технічного обслуговування та ремонту. Це дозволяє переходити на прогностичне або надійно-орієнтоване обслуговування, уникаючи незапланованих простоїв та надзвичайних витрат на ремонт.
• Поліпшені комунікаційні можливості: обмін даними між інтелектуальними пристроями, як усередині, так між міжрегіональними підстанціями, оптимізований через Ethernet. Якісні локальні та глобальні блоки контролю дозволяють проводити обмін даними на підстанції, а також між підстанціями. Прямі зв'язки між підстанціями без необхідності транзиту через центр управління зменшують час реагування.

Архітектура цифрових підстанцій
А. Рівень процесу
Робота цифрової підстанції заснована на архітектурі, яка дозволяє проводити експлуатаційні виміри в реальному часі за даними первинної системи. Ці дані виходять за допомогою датчиків, вбудованих у первинну систему. Обмін між пристроями, відбувається за результатами вимірювань, що базуються на "шині процесу". Найголовніше в тому, що інтелектуальні пристрої та системи можуть одразу обробити ці оперативні дані в межах підстанції.
Прописавшись як клієнти потоку даних по шині процесу Ethernet, інформація від "очей і вух" енергетичної системи доводяться набагато ефективніше, рівня центральних терміналів, ніж у звичайних провідних схемах.

Обмін даними відбувається за результатами вимірювань (тиск або температура у розподільчому пристрої ГІС, вимірювання струму та напруги, отримані з оптичного або трансформаторів на ефекті Рогівського, цифрових приладів, або інформації про стан вимикачів) за допомогою "шини процесу".
Найголовніше в тому, що інтелектуальні пристрої спільно з пристроями підстанції (реле захисту, реєстратори, блоки вимірювання векторів (фаз), контролери терміналів, багатофункціональні контролери або керуючі пристрої) можуть відразу обробити оперативні дані. Прописаним як клієнти цього потоку даних по шині процесу Ethernet, інформація від "очей і вух" енергетичної системи розподіляється і надходить на рівень терміналів набагато ефективніше, ніж у звичайних дротових схемах.
Шина процесу також здійснює зв'язок, через який інформація від первинного, вуличного обладнання йде назад в ОПУ (до апаратури контролю станції) - вона забезпечує зворотний зв'язок на підстанцію.
У повністю цифровій архітектурі керуючі команди (команди оператора, спрацьовування захисту) також направляються на первинні пристрої через шину процесу, у протилежному напрямку.
Шина процесу таким чином підтримує термінове обслуговування.

B. Захист та контроль.

Пристрої між шиною процесу та станційною шиною історично визначені як "вторинне обладнання". У цифровій підстанції ці пристрої є інтелектуальними електронними пристроями, які взаємодіють з потоками через шину процесу, а також з рівнорівневими пристроями у стійках терміналів, з іншими терміналами, та цифровою системою керування через шину станції (Малюнок 1).

C. Об'єкти контролю станції
Цифрова шина підстанції, станції набагато більше, ніж традиційна SCADA шина, тому що дозволяє кільком клієнтам обмінюватися даними, підтримує рівноправну взаємодію пристроїв, а також обмін між підстанціями. ГУЗ (GOOSE) найчастіше використовуються для високошвидкісного обміну бінарною інформацією про стан/команд.
ІЕУ виконує свої критичні за часом функції, такі як відключення від захисту, перемикання чергової підстанції або інші завдання за допомогою прямої взаємодії з шиною процесу.
Однак, деякі об'єкти на підстанції можуть вимагати обміну всіма або частиною цих попередньо оброблених даних. Наприклад, схеми захисту та управління можуть бути розподілені між кількома терміналами, і як правило, у разі автоматичного повторного включення (АПВ), УРОВ, блокування та динамічна зміна схеми ("швидка передача команди") найчастіше відбувається за конкретною адресою. Часто це здійснюється на протоколі IEC 61850 GOOSE-based.
Додатково до необхідності розподілу інтелекту між терміналами на рівні станції є необхідність передачі інформації, як місцевим, так і віддалено розміщеним операторам, які візуально контролюють робочий стан підстанції. Це потребує наявності на підстанції ЧМІ (людина-машинних інтерфейсів) та проксі-сервера з'єднаного з віддаленим ЧМІ сервером контролю та управління в режимі реального часу. Одна або кілька робочих станцій керуючись інструкціями (вказівками), регіональних диспетчерів може використовуватися як інженерна для конфігурування терміналів, або для локальної концентрації та архівації даних енергосистеми. Для он-лайн моніторингу стану можуть використовуватися спеціалізовані станції попередження (сигналів аварії), які враховують історію бази даних кожного основного пристрою.
Цифрові трансформатори
За роки інтенсивних досліджень було винайдено, виготовлено та випробувано нетрадиційний вимірювальний трансформатор, який є точним, цифровим, безпечним, економічно ефективним і - головне – без сердечника.

Корінь зла багатьох недоліків традиційних вимірювальних трансформаторів є залізний осердя.
Сердечник є джерелом похибки, через необхідність його намагнічування, одночасно не перевантажуючи його. При використанні звичайних трансформаторів струму великою проблемою є досягнення необхідного динамічного діапазону та точності виміру при низьких рівнях струму одночасно. Замість залізного осердя для трансформації первинної величини вимірювань можна використовувати оптичні трансформатори, трансформатор Рогівського або за ємнісною технологією з повітряною або газовою ізоляцією цифрового пристрою відповідного розміру, що дозволяє оптимізувати розмір розподільного пристрою.
Далі розглянуто деякі приклади трансформаторів струму:
Оптичні датчики струму використовують ефект Фарадея. Оптоволоконна петля, що проводить поляризований промінь світла, намотується навколо провідника зі струмом. Це світло відчуватиме кутове відхилення за рахунок магнітного поля, що генерується первинним струмом. Можливості датчика дозволяють точно визначити первинний струм на основі оптичних вимірювань у реальному часі.
Датчики Рогівського дозволяють обійтися без традиційного осердя ТТ. Тороїдальна котушка розташовується навколо первинного дроту точно так, як вторинна обмотка в звичайному трансформаторі струму, але тільки без феромагнітного сердечника. Напруга на виході датчика є напругою, з низьким рівнем, яка точно корелює з первинним струмом.
Ємнісні датчики при системах з повітряною ізоляцією (AIS) є ємнісними дільниками, узгодженими з тонкоплівковими конструктивними трансформаторами напруги. Для елегазової ізоляції датчик GVT (газом ізолювального ТН) укладають на внутрішній поверхні шини в каналі, таким чином, що гнучка друкована плата (РСВ) згортається в повне коло. Електроди на друкованій платі мають точну (еталонну) (ємність, пф) ємнісну пару з провідником струму

Переваги у використанні

• Підвищена безпека: відсутність небезпеки вибуху, немає дротів у вторинному контурі ТТ

• Точність вимірювань у поєднанні з великим динамічним діапазономвимірювань
• Немає насичення, ферорезонансу або небажаних перехідних процесів.
• Тривала та стійка точність даних
• Сейсмічна стійкість
• Підвищена надійність та повна самодіагностика
• Легкість, компактність та гнучкість
• Мінімум складових практично не вимагає обслуговування

Energinet. Приклад проекту у Данії

У цьому проекті захищаються мережі гібридних ліній 400 кВ, що складаються з повітряної частини лінії та кабельної частини, прокладеної під землею. Крім цього є пара паралельних кабелів, кожен 5км завдовжки. Експлуатаційні вимогитакі - АПВ потрібно у разі пошкодження на повітряних ділянках лінії, але за пошкодження кабельного ділянки АПВ має спрацьовувати. Для швидкого та точного виявлення несправностей у кабелях використовується диференційний захист. Кабелі є частиною двох основних магістралей 400 кВ, що працюють з півдня на північ Данії.
Обладнання, що поставляється, включає в себе 72 оптичних елементів ТТ, 24 з'єднувальних блоків і 24 ліній з диференціальними реле, для уніфікації обміну по шині процесів у схемі захисту.
Легкі сухого типу ізолятори, конструкція з вікнами дозволяють монтаж оптичного ТТ та ТН на одній опорі з огляду на обмежений простір. Для Energinet, Данії, використовується єдина структура та пофазна закладка ліній передачі, при великій масі кабелю, а також установка ТТ на консольній рамі, при його видаленні на відстань 2 м по горизонталі від опори.
Зменшений розмір та вага є відчутною перевагою порівняно з звичайними мережами, дозволять розміщувати компактні підстанції у місцях з обмеженим простором. Широкі динамічні межі ТТ роблять їх затребуваними, на незалежних станціях, де потрібна гранична точність при повній вихідній потужності і необхідне станційне технічне обслуговування. Відсутність провідних ланцюгів у трансформаторі струму знижує ризик летального травматизму через випадкове розмикання струмового ланцюга персоналом і збільшує рівень електробезпеки в цілому. Відсутність олії у вимірювальних трансформаторах також зменшує вибухонебезпечність (рисунок 3).
Всі реле захисту та комутаційні пристрої встановлені в 19" стійку. Оптоволокно від кабельної коробки на вулиці до панелі захисту стикуються в стійці, всередині шафи. Оптоволокно між блоками синхронізації пристроїв GPSі блоками перетворення пристрій / струм диференціального реле здійснюється безпосередньо за допомогою сполучних кабельних з'єднаньна задній панелі в 19” стійки (рис 4 і 5).

Тестування платформи

Набір для тестування. Для подачі струму безпосередньо через первинну обмотку COSI-ТТ використовувався Омікрон. Щоб обмежити величину струму через COSI-CT пропускали кілька витків. Це дозволило подати струм для перевірки у робочому режимі та перевірити роботу диференціального захисту первинним струмом. Базова характеристика була побудована для перевірки відсутність впливу доданих датчиків (пристроїв) на характеристики захисту. Надалі підтверджено роботу схеми захисту та відповідність часу спрацьовування при внутрішніх КЗ результатам, отриманим при проведених раніше перевірках.
Висновок:Реалізація цифрової підстанції дозволяє зменшити сукупну вартість підстанції. Зменшений розмір та вага вимірювальних трансформаторів, цифрових приладів захисту та контролю забезпечують привабливі переваги, дозволяючи будівництво компактних підстанцій, обмежених розмірами.
Проект Energinet свідчить про зростаючу впевненість у доцільності застосування цифрових підстанцій у Європі. Це дуже важливо при наявних напругах мережі, де економія, здоров'я та безпека мають першорядне значення. Таким чином, цей проект дозволяє використовувати накопичений досвід і слідувати йому, як для нових, так і для об'єктів, що реконструюються.

Authors: Richards, S., Alstom Grid, UK, Pavaiya, N., Omicron Electronics, Boucherit, M. and Ferret, P., Alstom Grid, France, Diemer P., Energinet.dk, Denmark

Цифрову підстанцію називають стрижневим компонентом створення інтелектуальної мережі – а ця тема останнім часом набуває все більшої популярності. Це проривний, визнаний на міжнародному рівні метод автоматизації, що вирішує завдання ефективного управління енергетичними об'єктами, що повністю переводить його до цифрового формату. Інтегрувавши цю технологію в системи автоматизації підстанцій, компанії-виробники об'єднали більш ніж десятирічний досвід виробництва «нетрадиційних» вимірювальних трансформаторів струму та напруги. новітніми технологіямизв'язку та зробили можливим підключенняпервинного високовольтного обладнання до пристроїв релейного захисту та автоматики (РЗА) Це забезпечує підвищення надійності та готовності системи, а також оптимізацію вторинних ланцюгів на підстанції.

Провідні компанії в цій галузі продовжують розвивати цю технологію, причому, як зазначають експерти, особливу цінністьпредставляє об'єднання зусиль, враховуючи значущість та масштабність поставлених завдань. Силами однієї компанії цей стратегічно значущий галузі проект здійснити неможливо, зауважують фахівці. На їхню думку, час, коли всі ці технології становили комерційну таємницю, вже минув і для впровадження цифрових підстанцій з'явилося реальне співтовариство, яке просуває цю технологію в усіх напрямках.

Підтвердженням цих слів є угода між компаніями Alstom і Cisco, які домовилися разом розробляти рішення для безпечної автоматизації цифрових підстанцій. У цих рішеннях будуть використовуватися маршрутизатори та комутатори для підстанцій Cisco Connected Grid у захищеному виконанні з розширеними комунікаційними можливостями та функціями інформаційної безпеки та система управління Alstom DS Agile для автоматизації підстанцій.

Це дозволить вивести продуктивність IP-комунікацій на новий рівень та забезпечити інтеграцію інформаційної безпеки, розподіленого моніторингу та управління. На основі такого рішення вже створено центри передачі інформації та розподілу енергії у рамках сучасної архітектури електромереж.

Рішення дозволяють керувати доступом користувачів до критично важливих ресурсів, виявляти та усувати можливі електронні атаки по всій інфраструктурі мережі. Архітектура цифрових підстанцій містить вичерпні функціональні можливості управління безпекою з урахуванням рекомендацій NIST (Національний інститут стандартів та технологій США) та IEC (Міжнародна електротехнічна комісія, МЕК).

Як відзначають у Cisco, багаторівневий архітектурний підхід, що застосовується, забезпечить оптимальне розгортання системи автоматизації підстанцій і дасть можливість ефективно виконувати проектування для впровадження рішень. Він дозволяє легко проектувати комунікаційну інфраструктуру та інтегрувати її з критично важливими функціями безпеки та контролю, моніторингу ресурсів та з обладнанням для керування електромережами. Інтелектуальні функції допоможуть ретельно контролювати допустиме навантаження та експлуатувати обладнання електромереж з максимальною ефективністю.

Багаторівневий архітектурний підхід також дозволить підтримувати провідні та бездротові комунікації в одній конвергованій мережі, при цьому на об'єктах зможуть впроваджуватись програми превентивного обслуговування, які продовжують термін роботи та знижують витрати на обслуговування обладнання. Мережа підстанцій підтримує існуючі та нові стандарти зв'язку (наприклад, IEC 61850), а також пріоретизацію передачі даних керування іншим трафіком.

Основні переваги цифрових підстанцій лежать у галузі економіки: знижується вартість створення та вартість експлуатації. Економія досягається за рахунок скорочення площ, необхідних для розміщення об'єкта, зниження кількості обладнання (наприклад, за рахунок суміщення різних пристроїв) та, як наслідок, вартості монтажних робіт.

У результаті вартість автоматизації управління підстанцією складе трохи більше 15 відсотків вартості її будівництва та оснащення первинним устаткуванням. З точки зору надійності цифрова підстанція виграє за рахунок меншої кількості елементів та використання засобів моніторингу та діагностики.

Як експерти оцінюють перспективи впровадження цієї технології в Росії? Компаній, які стверджують, що вони мають необхідне обладнання, освоїли технології і мають належні компетенції, достатньо, але практичних кроків, як завжди, менше. Інше питання – вибір між вітчизняними та закордонними пропозиціями. За словами фахівців ФСК ЄЕС, необхідний компроміс, коли «можна ухвалити рішення бренду і – як резервний варіант – вітчизняні розробки, що пропонуються ринку». Причому без елементів адміністративного регулювання ФСК цей процес успішним не буде.

І все-таки в Росії процес впровадження цифрових підстанцій однозначно пішов, свідченням чого є нарада керівництва Alstom і ВАТ «Російські мережі», присвячена обговоренню поточних та перспективних проектів цифрових підстанцій. З боку "Россетей" у нараді взяв участь генеральний директор Олег Бударгін, що говорить про важливість даного напрямудля компанії.

Що стосується Alstom, то він бере активну участь у впровадженні технологій інтелектуальної електричної системи з активно-адаптивною мережею. Нині компанія бере участь у реалізації проекту першої у Росії цифрової підстанції з урахуванням ПС 220 кВ «Надія» – філії ВАТ «ФСК ЄЕС» МЭС Уралу. Alstom постачає обладнання та встановлює контролери приєднань за допомогою МЕК 61850‑9‑2 LE, системи РЗА та АСУ ТП, а також здійснить їх налагодження.

Нині у Росії реалізується відразу кілька проектів цифрових підстанцій, такі, як досвідчений полігон «Цифрова підстанція» з урахуванням «НТЦ ФСК ЄЕС», підстанція 500 кВ «Надія» з урахуванням магістральних електричних мереж Уралу, і навіть кластер «Ельгавугілля».

Однак, як зазначають експерти, поки що у цьому питанні відсутня найважливіша компонента – методологія проектування в повному обсязі. Необхідно вирішувати питання автоматизації цього процесу, доки не підготовлені кадри. Інакше це значно гальмуватиме процес розвитку цифрових підстанцій у Росії, що вкрай небажано.

p. 2

p. 4

ЗМІСТ 3 НОВИНИ 40 СТАТТІ ПОЕТАПНИЙ І БЕЗРИЗКОВИЙ ПЕРЕХІД ДО ТЕХНОЛОГІЇ SMART GRID І ПРОЦЕСУ СТВОРЕННЯ ЦИФРОВИХ ПОДСТАНЦІЙ Козлова О. В. 8 КОНСУЛЬТАЦІЯ 42 Н., Міклашевич А. В., Мокєєв А. В., Родіонов А В. 16 СТАТТІ МОДЕЛІ ІНФОРМАЦІЙНОГО ОБМІНУ МЕК 61850 Аношин А. О., Головін А. В., Варнацький А. А. 48 СТАТТІ ВИМОГИ ДО ПЕРЕВІРНОГО УСТАТКУВАННЯ ДЛЯ ТЕСТИРОВА 61850 Смирнов Ю. Л., Александров Н. М. 22 СТАТТІ ЯК ЗЛАМАТИ ЦИФРОВУ ПОДСТАНЦІЮ? Гусєв І. А. 52 СТАТТІ МОДЕЛЮВАННЯ ЕНЕРГОСИСТЕМ У РЕАЛЬНОМУ ЧАСІ Законьшок Я. 26 СТАТТІ ПРАКТИЧНІ АСПЕКТИ РЕАЛІЗАЦІЇ МЕК 61850-9-2 В МІКРОПРОЦЕС. І. Н. 60 СТАТТІ ІНЖИНІРИНГ СИСТЕМ АВТОМАТИЗАЦІЇ У ВІДПОВІДНОСТІ ЩОДО СТАНДАРТОМ МЕК 61850 Орлов Л. Л., Сергєєв К. А. 30 СТАТТІ ОСОБЛИВОСТІ РЕАЛІЗАЦІЇ СИСТЕМИ РЗІА ЦИФРОВОЇ ПОДСТАНЦІЇ НА ПРИСТАНЦІЇ НА ПРИСТАНЦІЇ НА ПРИСТАВАННІ Д. 64 РЕПОРТАЖ ЯК СТВОРЮЮТЬ ОБЛАДНАННЯ ДЛЯ ЦИФРОВИХ ПОДСТАНЦІЙ 34 СТАТТІ ПОЛІГОН ВИПРОБУВАНЬ ПТК АСУТП У РЕЖИМІ «ІНФОРМАЦІЙНИЙ ШТОРМ» Єгоров А. Г., Нікандров М. В., Шапеєв А. А. 68 ТЕСТ-ДРАЙВ www.digitalsubstation.ru

p. 5

НОВИНИ В НТЦ ФСК ЄЕС пройшли перші випробування на відповідність МЕК 61850 29-31 січня на базі ВАТ «НТЦ ФСК ЄЕС» проведено випробування пристрою ЕНІП-2 на відповідність стандарту МЕК 61850 в частині реалізації інформаційної моделі. Випробування проводились відповідно до міжнародних методик, прийнятих для випробувань подібних пристроїв та були реалізовані з використанням спеціалізованого програмного забезпечення, що дозволяє автоматизувати процес випробувань. Як повідомили ЦПС у ВАТ «НТЦ ФСК ЄЕС», у ході випробувань у пристрої ЕНІП-2 було виявлено низку неточностей при реалізації стандарту, більша частина з яких була виправлена ​​безпосередньо під час випробувань. ЦПС звернулася до учасників випробувань з проханням прокоментувати завдання, що ставилися перед випробуваннями та отримані результати. Володимир Бовикін, заступник директора департаменту енергетики ЗАТ «ІЦ Енергосервіс» Метою випробувань для нас було доведення реалізації підтримки стандарту МЕК 61850 до досконалості. Ми порівняно новий гравець на ринку пристроїв з підтримкою МЕК 61850, але зараз у проектах все частіше потрібно забезпечити інтеграцію наших пристроїв із пристроями та системами інших виробників за цим стандартом. Нерідко, особливо коли в проекті основним постачальником є ​​великий західний виробник, до нас із боку замовника виникають питання щодо сумісності нашого обладнання щодо правильності реалізації стандарту в ньому. Ці питання ми вважаємо цілком правомірними і самі зацікавлені в тому, щоб виключити зі свого боку будь-які помилки. У ході випробувань дійсно були виявлені деякі неточності при реалізації стандарту, причому, як правило, вони стосувалися досить вузьких моментів, які раніше, при випробуваннях просто на сумісність з іншим обладнанням, нам не виявилося. У результаті я вважаю проведені випробування дуже успішними, це був гарний та корисний досвід для нас. Олексій Аношин, виконавчий директор ТОВ «ТЕКВЕЛ» У рамках проведених випробувань наша компанія надавала технічну підтримку з точки зору застосування програмного забезпечення для автоматизації дослідів – iTest. Мені здається, робота була зроблена велика і важлива. Фактично, за три дні вдалося перевірити всі комунаційні послуги, реалізовані в ЕНІП. Важко навіть уявити, скільки це могло б зайняти час, якщо робити це «вручну». Виявився ще один цікавий і, як на мене, показовий момент. Серед російських виробників дуже поширене взаємне випробування пристроїв - тобто пара виробників стикують свої пристрої або системи, і, якщо виявляють якісь невідповідності, то, як правило, досвідченіший з них дає поради, як виправити. Поради ці нерідко розходяться з вимогами стандарту… Один із результатів такої взаємодії ми виявили в ході випробувань, але цього разу благополучно виправили його, вже відповідно до вимог МЕК 61850. Кирило Зімін, заступник директора з проектування ВАТ «НТЦ ФСК ЄЕС» В даний час наша дирекція веде кілька проектів, у тому числі і проекти з впровадженням так званих елементів «цифрової підстанції». Із самого початку формування дирекції ми ставили завдання не просто створити чергову проектну групу, яка робить проекти «під копірку», а сформувати команду професіоналів із глибоким розумінням сучасних технологій. Це стосується всіх областей, але в області пристроїв ІТС особливо. Ні для кого не секрет, стандарт МЕК 61850 при створенні підстанції дозволяє поєднати два процеси: проектування та налагодження… Теоретично… Але на практиці досягти цього вкрай важко, тому що від проектувальників у такому разі вимагається надзвичайно висока компетенція та практичні навички. Крім того, проектувальник стає єдиним відповідальним за працездатність системи. Щоб узяти на себе таку відповідальність, треба бути впевненим не лише у своїх рішеннях, а й у тому, що обладнання не підведе. Можна було б, звичайно, збирати під кожний проект стенд та «обкатувати» на ньому ухвалені рішення, але це дуже складно. Побудова грамотної системи перевірки окремих зразків у довгостроковій перспективі вважаємо правильним. Наприклад, якщо взяти зразок, випробувати його і переконатися в тому, що він відповідає всім заявленим параметрам, то при проектуванні та налагодженні питань працездатності схеми виникне набагато менше, і вони залежать від правильності проектних рішень і заданих можливостей обладнання. Тут ми в першу чергу орієнтуємося на міжнародні методики, але дещо доводиться свого додавати. Надалі ми не плануємо самостійно займатися випробуваннями, гадаю, ця робота має виконуватися на полігоні «Цифрова підстанція» ВАТ «НТЦ ФСК ЄЕС», а сама необхідність виконання подібних випробувань увійде до програми атестації пристроїв ІТС. www.digitalsubstation.ru | ЦИФРОВА ПІДСТАНЦІЯ 5

p. 6

НОВИНИ Вітчизняний інструмент для Вітчизняного інструменту для тестування GOOSE-КОМУНІКАЦІЙ До тестування GOOSE-комунікацій компанія «Аналітик-ТС» анонсувала новий продукт AnCom РЗА-Тест, призначений для контролю функціонування та налаштування обладнання цифрових підстанцій. Пристрій буде “заточено” на комплексну роботу з повідомленнями GOOSE і зможе виступати як у ролі вузькоспеціалізованого програмно-апаратного сніфера, так і в ролі видавця GOOSE-повідомлень. На борту блоку є 2 Ethernet-інтерфейси (вита пара), що підтримують швидкість 10/100/1000 Мб/с. У комплекті буде поставлятися 10" планшет на базі ОС Android, який буде підключатися до модуля блоку приладу по Bluetooth. Таким чином, буде можливе управління пристроєм на відстані до 6 метрів. Планшет служить пристроєм візуалізації та управління, зберігання всієї інформації відбувається в модулі приладового блоку Інформація про захоплені з мережі GOOSE-повідомлення відображатиметься на екрані планшета у вигляді таблиці з полями різного кольору. встановленого накопичувача). Декодування структури GOOSE-повідомлень з виділенням полів SrcMac, DstMac, VLAN (Priority, ID), APPID, GoCBRef, DatSet, GoID, T, StNum, SqNum, timeAllowedtoLive, Test, ConfRef, NdsCom, numDatSetEntries. Відображення атрибутів DataSet. Перевірка відповідності між захопленими з мережі GOOSE-повідомленнями та їх описами мовою SCL. Контроль та виявлення ненормальних режимів Компанія помилок «Аналітик ТС» анонсувала новий продукт передачі GOOSE (затримки, порушення послідовно AnCom РЗА-Тест, призначений для контролю передачі, виявлення фактів перезапусків пристроїв). AnCom РЗА-Тест надасть можливість гнучкого налаштування підстанцій. параметрів публікації GOOSE-повідомлень – користувач зможе сконфігурувати як значення окремих атрибутів аж до часів повторної передачі (T1 і T0), так і значне Пристрій буде “заточено” на комплексну роботу з міток VLAN. Конфігурування можна здійснювати вручну або завантаженоспеціалізованого програмно-апаратного тиску готові описи мовою SCL. Також можливе створення тестових сценаріїв динамічно змінюються знасніффера, і в ролі з видавця GOOSE-повідомлень. ченнями атрибутів DataSet або здійснення публікації заздалегідь захоплених з мережі GOOSE-повідомлень. GOOSE-повідомленнями і зможе виступати як у ролі функціонування та налаштування обладнання цифрових 6 ЦИФРОВА ПІДСТАНЦІЯ | www.digitalsubstation.ru

p. 7

НОВИНИ Основними завданнями, вирішуваними пристроєм як публікації є: Формування тестових управляючих впливів на ИЭУ зокрема з імітацією інформаційного навантаження на мережу. Перевірка проходження GOOSE-повідомлень до тестованих ІЕУ в умовах сегментування (використання VLAN'ів). Пристрій матиме інструменти ретроспективного аналізу, які дозволять: Визначити статистику помилок передачі GOOSE на різних інтервалах (від секунди до години); Визначити час передачі GOOSE та показники дисперсії згідно з МЕК 61850-10. САМО ЦИФРОВЕ КРУ Компанія «Теквел» на замовлення електротехнічного заводу «Вектор» розробила проект «Цифрового КРУ» 6-10 кВ. Проект на базі КРУ D-12P, виробництва ЕТЗ "Вектор" - це перший в Росії проект, з використанням передачі даних по протоколу GOOSE для реалізації всіх функцій РЗА в рамках розподільчого пристрою 6-10 кВ. Відмінною рисою проекту є мінімізація електромонтажних робіт на об'єкті під час налагодження КРУ за рахунок практично повної відмови від мідних кабелів для міжшкафних з'єднань. Як вдалося з'ясувати ЦПС, у проекті «Цифрового КРУ» застосовано такі технічні рішення: Функції ЛЗШ, УРВ, АВР реалізовані з використанням передачі сигналів між терміналами РЗА з використанням GOOSE-повідомлень. Міжшкафні блокування заземлювачів та висувних елементів КРУ реалізовані на базі терміналів РЗА з передачею даних між шафами за допомогою протоколу GOOSE. Дуговий захист реалізований з використанням клапанів та оптичних датчиків у локальному виконанні, причому всі сигнали заведені в термінал РЗА окремого приєднання. Передача сигналу пуску МТЗ введення для реалізації контролю струму здійснюється GOOSE повідомленням. Сигнали спрацьовування дугового захисту у відсіках збірних шин шаф відхідних ліній також передаються GOOSE-повідомленням на термінал РЗА введення. Інтеграція до системи АСУ ТП здійснюється з використанням протоколу МЕК 61850-8-1 (MMS). У шафах введення передбачено можливість встановлення Merging Unit'ів для реалізації цифрового диференціального захисту силового трансформатора. НОВА ВЕРСІЯ iMERGE ТОЧНІШЕ І ВМІЄ ЗМІНЯТИ ФАЗУ КОМПАНІЯ ТЕКВЕЛ повідомила про оновлення крос-платформної програми iMerge, призначеної для формування потоку даних у протоколі МЕК 61850-9-2LE з частотою 80 вибірок за період на персональному комп'ютері. Нова версія програмного забезпечення вже доступна на сайті компанії (www.tekvel.com). Оновлена ​​версія iMerge 0.2.1 має такі покращення: Значення вибірок обчислюються точніше, так що при обчисленні ортогональних складових на приймальному пристрої або ПО похибка амплітуди та фази сигналу стала нікчемною. Додано можливість зміни фази струму щодо напруги (або навпаки). Програма сама встановлює мітку «overflow» у разі, якщо значення струму або напруги перевищує допустимі межі. 7 www.digitalsubstation.ru | ЦИФРОВА ПІДСТАНЦІЯ

p. 8

НОВИНИ RTDS У КАЗАНІ Наприкінці 2013 року в Казанський національний дослідницький технічний університет імені О. М. Туполєва (КНІТУ-КАІ) було поставлено програмно-апаратний комплекс моделювання енергосистем у реальному часі RTDS. Можливості поставленого комплексу дозволяють виконувати моделювання енергосистем, що містять понад 200 однофазних вузлів. Установка оснащена інтерфейсними модулями для протоколу МЕК61850 (GTNET), швидкодіючими модулями дискретного введення (GTDI) і виведення (GTDO) для моделювання силових напівпровідникових перетворювачів. До складу комплексу також входять підсилювачі, що дозволяють формувати аналогові сигнали струмів та напруги вторинних ланцюгів для пристроїв РЗА. У березні 2014 року фахівцями з компанії RTDS Technologies (Канада) та «ЕнЛАБ» (Росія) було виконано пуско-налагоджувальні роботи на RTDS та проведено тижневі курси навчання роботі на комплексі для співробітників КНІТУКАЇ. Під час навчання проводились практичні заняттяз основ роботи у програмному середовищі управління комплексом RSCAD. Слухачі самостійно побудували низку моделей енергосистем, підключили до моделі діючі пристроїРЗА та провели дослідження їх роботи в реальному часі за замкнутою схемою. Симулятор RTDS увійшов до складу створюваної в університеті дослідницької лабораторії релейного захисту та автоматики. Адміністрація КНІТУ-КАІ покладає великі надії на лабораторію та розраховує, що вона по праву стане центром професійної підготовки та наукових досліджень для фахівців-енергетиків у республіці Татарстан. Джерело: ennlab.ru ВИПРОБУВАЛЬНА ВСТАНОВКА З МОЖЛИВОСТЮ ПУБЛІКАЦІЇ «БИТИХ» ДАНИХ Компанія PONOVO представила нову випробувальну установку NF802. Установка є «самодостатньою» з точки зору того, що для управління не потрібен ПК із встановленим програмним забезпеченням. Людино-машинний інтерфейс вона надає сама (є вбудований дисплей та клавіатура), але можна використовувати традиційний метод роботи, підключивши її до ПК. Надсилання/отримання потоків SV та GOOSE-повідомлень може здійснюватися через 8 оптичних інтерфейсів з LCконнекторами по багатомодовому оптоволокну. Примітно, що NF802 дозволяє публікувати «биті» повідомлення та вибірки, наприклад, що містять перепустки, з неправильним порядком прямування кадрів, повторною передачею даних, великими тимчасовими затримками у прямуванні кадрів, неправильним вмістом блоків даних. Для зв'язку з обладнанням, що тестується, також можуть використовуватися 8 дискретних входів і виходів. Підтримується синхронізація внутрішнього годинника установки за GPS-сигналом, протоколом PTP або IRIG-B. Синхронізація PTP здійснюється з точністю не гірше 80 нс. 8 ЦИФРОВА ПІДСТАНЦІЯ | www.digitalsubstation.ru

p. 9

НОВИНИ PMU СВОЇМИ РУКАМИ! Пристрої синхронізованих векторних вимірів – надзвичайно актуальна темасьогодення. Пристрої можуть бути використані для моніторингу перехідних режимів в енергосистемі і не тільки. У концепціях розвитку та систем релейного захисту та автоматики та доповідях на конференціях йде мовапро використання даних пристроїв для створення розподілених систем релейного захисту та використання синхронізованих векторних вимірювань для актуалізації параметрів схем заміщення електричних мереж в умовах роботи керованого силового обладнання. Сьогодні на ринку представлено чимало пристроїв різних фірм-виробників (у тому числі вітчизняних). Усі вони, зазвичай, обмежуються виконанням однієї функції – визначенням вектора електричної величинита передачею цієї інформації на верхній рівень. Багато інформації «втрачається» на рівні пристрою. З метою розширення обсягу корисних функцій та розробки нових алгоритмів виконання векторних вимірів створено проект Open PMU. Цей проект дає можливість університетам та науково-дослідним інститутам зібрати в «залізі» пристрій PMU та випробувати на ньому алгоритми. власної розробки. Апаратно модель пристрою складається із загальнодоступних елементів (модулів збору даних фірми National Instruments, елементів синхронізації часу Garmin та ін.). Зібрати апаратну платформу можна самостійно – на сайті проекту (www.openpmu.org) відкриті докладні вказівки щодо того, як це зробити. Програмна частина також відкрита і є вихідним кодом LabView (National Instruments). Її можна вдосконалювати та додавати підтримку сучасних комунікаційних протоколів. Прекрасний інструмент для студентів старших курсів та аспірантів, коли вони не тільки можуть представити результат своїх теоретичних вигадок, а й реальний пристрій. ВІЗУАЛІЗАЦІЯ ТА АНАЛІЗ ІНФОРМАЦІЙНИХ ПОТІКІВ МЕК 61850-9-2LE Багато разів нам ставили питання – чи є програмний інструмент, який дозволяє візуалізувати інформаційні потоки МЕК 61850-9-2LE 256 точок/період? Адже відомий Omicron SVScout цього робити не вміє. Є такий. І це тільки одна з особливостей програми Discover, яка безкоштовно розповсюджується (доступна за посиланням: https://github.com/stevenblair/discover). Програма здатна проводити візуалізацію кількох інформаційних потоків 80 і 256 точок/період (50/60 Гц), що реєструються за різними комунікаційними інтерфейсами ПК. Крім візуалізації сигналів струму та напруги та відображення векторних діаграм, сьогодні програма також дозволяє проводити аналіз гармонійного складу сигналів, в основі якого лежить метод обробки сигналів; також вона дозволяє відображати показання потужності та значення базових показників якості електроенергії. У перспективі функціонал контролю за параметрами якості електроенергії планується значно вдосконалити. www.digitalsubstation.ru | ЦИФРОВА ПІДСТАНЦІЯ 9

p. 10

КОНСУЛЬТАЦІЯ ЯК ПРОГЛЯДТИ ДАНІ, ЯКІ ПЕРЕДАЮТЬСЯ ПО МЕРЕЖІ ETHERNET ЗГІДНО ПРОТОКОЛАМ СТАНДАРТУ МЕК 61850? Існує ціла низка програм (і програмно-апаратних комплексів), призначених для моніторингу передачі даних згідно з протоколами стандарту МЕК 61850 по мережі Ethernet. Серед них: IEDScout і SVScout (OMICRON electronics), GOOSE Inspector (Siemens), РЕТОМ-61850 та ін. Як правило, ці програми дозволяють не тільки фіксувати пакети даних та їх параметри, але й проводити різнобічний аналіз даних і фіксувати різні характеристики процесу їх передачі. Саме за рахунок наявності подібних функцій детального аналізуці програми – платні. Чи є безкоштовні альтернативи, що дозволяють фіксувати формування даних пристроями мережі (пристрої РЗА, цифровими ТТ та ТН та ін.)? Найчастіше використовуваний і безкоштовний програмний інструмент - Wireshark. Розглянемо практичний приклад застосування програми, щоб зрозуміти передбачений нею функціонал. Допустимо, ми маємо мережу Ethernet, до якої включено 4 Мал. 1. Вибір мережного інтерфейсу. цифрових комбінованих трансформатора струму та напруги та два пристрої РЗА. Кожен цифровий комбінований трансформатор налаштований на видачу в мережу даних згідно з протоколом МЕК 61850-9-2LE (80 відліків/період). Один пристрій РЗА – Alstom – налаштований на формування одного GOOSE-повідомлення з MAC-адресою призначення 01:0c:cd:01:00:01 та goID = tkvlALSTGSE1. Другий пристрій – SEL – налаштований на формування двох GOOSE-повідомлень: одного з MAC-адресою призначення 01:0c:cd:01:01:30 та goID=tkvlSELGSE2 та другого з MAC-адресою призначення 01:0c:cd:01:00 :01 та goID=tkvlSELGSE1. Припустимо, що наше завдання – переконатися, що відповідно до завдання на конфігурування, пристрій Alstom передає своє повідомлення за протоколом GOOSE. Відкриваємо Wireshark та у головному вікні програми вибираємо інтерфейс, за допомогою якого ПК включений у мережу Ethernet. Для того щоб почати захоплення даних з мережі потрібно натиснути лівою кнопкою миші по інтерфейсу, що цікавить нас. Після цього відкриється вікно, в якому в режимі он-лайн. 2. Зупинення захоплення трафіку. дет відображатиметься весь вхідний і вихідний трафік. Через деякий час зупиніть процес захоплення даних, щоб проаналізувати його, для чого натисніть іконку, позначену на рис. 2. Можна бачити результат захоплення даних – видно лише пакети протоколу МЕК 61850-9-2LE, пакети даних згідно з протоколом GOOSE не видно. Це зумовлено тим, що частота передачі даних за протоколом 9-2LE становить 4000 повідомлень за секунду (при 50 Гц) при тому, що за ту ж секунду може бути передано набагато менше GOOSE-повідомлень або не передано зовсім – залежно від налаштувань пристроїв. У нашому випадку GOOSE-повідомлення за вибраний часовий інтервал мали передаватися. Виходить, що ми просто не бачимо відповідних даних. 10 ЦИФРОВА ПІДСТАНЦІЯ | www.digitalsubstation.ru

p. 11

Консультація Рис. 3. Застосування фільтра GOOSE-повідомлень. Тут можна використовувати фільтр відображення програми (display filter). Щоб відобразити лише GOOSE повідомлення, вкажіть у полі Filter значення goose і натисніть клавішу Enter. Ви отримаєте наступний результат відповідно до рис. 3. Програма виключила відображення трафіку 9-2LE. Але, якщо в мережі є ряд пристроїв, що відправляють GOOSE (як і в нашому випадку) корисно відфільтрувати і їх. Для цього потрібно задати складнішу умову фільтрації і зробити це можна за допомогою доступних логічних операторів та операцій порівняння. Доступні для використання логічні оператори: and (&&) – І; or (||) - АБО; xor (^^) - що виключає АБО; not (!) - Заперечення; Доступні для використання операції порівняння: eq (==) – одно; ne (!=) - не дорівнює; gt (>) - більше; lt (=) - більше або одно; le (

p. 12

КОНСУЛЬТАЦІЯ Після виконання фільтрації за новою умовою ми бачимо, що програмою все ще відображаються повідомлення GOOSE від пристрою SEL. Це пов'язано з тим, що посилки GOOSE повідомлення від двох пристроїв мають однакову MAC-адресу призначення. Таке трапляється і практично. Потрібно ще раз модифікувати умову фільтрації так, щоб відображалися лише GOOSE-повідомлення надіслані пристроєм Alstom. Ми знаємо значення параметра goID керуючого блоку передачею GOOSE-повідомлень (=tkvlALSTGSE1), відповідно модифікуємо умову: (goose.goID==tkvlALSTGSE1)&&(eth.dst==01:0c:cd:01:00:01) (див. 5). У вікні програми відображаються лише GOOSE-повідомлення, що надсилаються пристроєм Alstom, і можна приступити до їх аналізу. Для успішної фільтрації можна використовувати і будь-який інший відомий Вам унікальний параметр GOOSE-повідомлення, що цікавить (gocbRef, datset та ін.). ЧИ МОЖНА ЗА ДОПОМОГОЮ ФАЙЛА SCD ВИКОНАТИ ПОВНЕ ПАРАМЕТРУВАННЯ МП РЗА? Файл SCD (Substation Configuration Description – Опис конфігурації підстанції) складається на основі мови SCL (System Configuration Language), семантика та правила використання якої визначені в МЕК 61850-6. Сам файл SCD включає опис: однолінійної схеми енергооб'єкта з розподілом функцій по приєднанням і фізичним пристроям; інформаційної моделі кожного окремого пристрою (перелік реалізованих у ньому функцій, які представлені у вигляді логічних вузлів, а також відповідних об'єктів та атрибутів даних, що являють собою вихідні сигнали функцій, сигнали керування, уставки функцій); опис інформаційного обміну між пристроями (яку інформацію відправляє кожен пристрій? яким пристроям? при використанні якого сервісу – GOOSE, Sampled Values, звіт, що буферизується/небуферизується та ін.), його характеристик (частота дискретизації сигналу для протоколу Sampled Values, умови формування звітів та ін. .) та комунікаційних параметрів (MAC-адреса посилки, ідентифікатор та пріоритет VLAN та ін.). Незважаючи на те, що у файлі SCD можливий опис та завдання значень уставок функцій пристроїв РЗА (та ін) проекту, на практиці – це поодинокі випадки (наприклад, компанія General Eleсtric включила опис і значення уставок функцій РЗА у файли ICD/CID пристрою F650 , а значить і у відповідну цьому пристрою частина файлу SCD, якщо така формується). У файлі SCD не міститься опис схем логіки користувача використовуються в проекті пристроїв. Стандарт не визначає правила їхнього опису. Хоча роботи зі стандартизації логіки користувача на основі мови SCL ведуться в даний час. Таким чином, під час використання файлу SCD не можна виконати повноцінне налаштування пристроїв проекту. Він просто не зберігає всіх необхідних даних. ЯК ОПИСУЄТЬСЯ ВІДПРАВКА І ПРИЙОМ GOOSE-ПОВІДОМЛЕНЬ? У 12 се параметри пристроїв у частині комунікацій за протоколами стандарту МЕК 61850 повинні описуватися файлами конфігурації мовою SCL (System Configuration description Language – мова опису конфігурації системи). Друга редакція стандарту МЕК 61850-6 регламентує використання таких видів файлів: ICD (IED Capabilities Description) - файл опису можливостей пристрою. У файлі ICD описуються всі логічні пристрої, логічні вузли, елементи та атрибути даних. Крім того, описуються попередньо налаштовані набори даних (Dataset), блоки управління відправкою GOOSE-повідомлень (GOOSE Control Block), звітів (Report Control Block), миттєвих значень (SV Control Block). Файл ICD обов'язково включає два розділи SCL-файлу: і. У файлі ICD ім'я пристрою позначається як TEMPLATE (Шаблон). IID (Instantained IED Description) - файл опису попередньо налаштованого пристрою. Файли такого формату використовуються для передачі ПЗ для конфігурування системи конфігурації окремого пристрою в тому випадку, якщо ця конфігурація була створена заздалегідь за допомогою ПЗ для конфігурування окремого пристрою. Використання файлів IID потрібне, якщо інформаційна модель пристрою (наприклад, склад логічних вузлів) залежить від конкретної реалізації в проекті. SSD (System Specification Description) – файл опису специфікації системи. Даний тип файлів описує у форматі мови SCL усі елементи підстанції (первинне обладнання та з'єднання), всі функції вторинних систем (у вигляді логічних вузлів), а також може описувати прив'язку функцій до первинних пристроїв. Якщо самі пристрої ще не вибрані, логічні вузли у файлі SSD не будуть прив'язані до конкретних пристроїв. Тим не менш, якщо ряд пристроїв вже вибраний, файл SSD також може включати і розділи опису пристроїв - , а також розділ комунікацій - . SCD (Substation Configuration Description) – файл опису конфігурації підстанції. Файл опису конфігурації підстанції використовується для передачі даних конфігурації з ПЗ для конфігурування системи ПЗ для параметрування окремих пристроїв. Цей тип файлу містить повний описЗміни як самої підстанції, і всіх комунікацій, реалізованих у межах підстанції. У даному файлібудуть присутні всі розділи: , ЦИФРОВА ПІДСТАНЦІЯ | www.digitalsubstation.ru

p. 13

КОНСУЛЬТАЦІЯ (окремий для кожного пристрою); Причому, для кожного GOOSE-повідомлення або потоку SV у розділі буде міститися опис його комунікаційних параметрів (таких як MACAddress, VLAN-ID, VLAN-Priority та інші). CID (Configured IED Description) – файл опису конфігурації пристрою. Файл конфігурації, що передається з програмного забезпечення для конфігурування пристроїв, безпосередньо в сам пристрій. Цей файл повністю визначає конфігурацію цього пристрою в частині комунікацій і фактично є «урізаним» SCD-файлом. Слід також зазначити, що, говорячи про опис потоків, у першу чергу йдеться про відправлення (“публікації”) даних у форматі багатоадресних повідомлень. Розділ 6 стандарту МЕК 61850 також описує і синтаксис для опису “підписки” на GOOSE-повідомлення та SV-потоки, однак, практика роботи з терміналами різних виробників показує, що на сьогодні лише деякі з них використовують стандартизований синтаксис для цих цілей. Нижче наведено фрагмент CID-файлу з описом набору даних (), блоку керування відправкою GOOSE повідомлення () та описом комунікаційних параметрів для цього GOOSE-повідомлення (у розділі), створений за допомогою ПЗ для конфігурування систем Atlan на базі ICD-файлу, наданого виробником пристрою . З представленого фрагмента легко бачити як у вигляді посилань дані набору даних призначаються на блок управління відправкою goose-повідомлення і далі задаються мережеві параметри цього повідомлення. З переліку, описаного вище, опис GOOSE- і SV Control блоків можуть міститися у всіх файлах, проте повний опис потоків зазвичай міститься тільки у файлах формату SCD, CID. 100

01-0C-CD-01-00-21

10 10000 <...>... ... ... ... www.digitalsubstation.ru | ЦИФРОВА ПІДСТАНЦІЯ 13

p. 14

КОНСУЛЬТАЦІЯ В ЧОМУ РІЗНИЦЯ МІЖ ПЕРІОДИЧНИМ ОПИТУВАННЯМ І ЗВІТами У МЕК 61850? З тандарт МЕК 61850 передбачає цілу низку механізмів передачі даних, серед яких: вже досить добре відомий механізм передачі дискретних сигналів за допомогою GOOSE-повідомлень, протокол передачі миттєвих значень струму та напруги – SV. Як правило, передачу даних в АСУ ТП фахівці узагальнено називають протоколом MMS, проте, на основі даного протоколуреалізується цілий ряд комунікаційних сервісів стандарту МЕК 61850. Якщо говорити про передачу даних в АСУ ТП, то глобально сервіси можна поділити на дві групи: передача даних на запит та спорадична передача даних. Обидва ці механізми потрібні при налагодженні та експлуатації систем АСУ ТП. Найбільш типовими прикладамивикористання читання даних на запит є зчитування інформаційної моделі пристрою (наприклад, при налагодженні SCADA-системи). При цьому будуть використані послуги GetServerDirectory, GetLogicalDeviceDirectory, GetLogicalNodeDirectory. Для початкового зчитування значень всіх змінних у пристрої може бути також використаний сервіс GetAllDataValues ​​або GetDataValues ​​для зчитування за запитом значення певної змінної. Метод спорадичної передачі даних, що реалізується сервісами Unbuffered reporting (не звітуються звіти, що не буферизуються) і Buffered reporting (відповіді, що буферизуються) дозволяє відмовитися від регулярного опитування сервера клієнтом. Сервер сам формує повідомлення та передає його клієнту за фактом настання певної події – при цьому здійснюється передача лише тих точок даних, які змінили свій стан. Механізм передачі звітів має важливі переваги перед методом періодичного опитування («polling»): істотно скорочується навантаження на інформаційну мережу, скорочується навантаження на процесор пристрою-сервера та пристрою-клієнта, забезпечується швидка доставка повідомлень про події, що виникають в системі. Однак важливо відзначити, що всіх переваг використання звітів, що буферизуються і небуферизуються, можна досягти тільки при правильному їх налаштуванні, що, у свою чергу, вимагає від персоналу, що виконує налагодження обладнання, досить високої кваліфікації і великого досвіду. ЯКИМИ ВИМОГАМИ ПОВИННІ ЗАДОВОЛЮВАТИ КОМУТАТОРИ ДЛЯ ЕНЕРГООБ'ЄКТІВ? На нових енергооб'єктах, що будуються, обмін дискретними сигналами між мікропроцесорними пристроями релейного захисту та автоматики (РЗА) здійснюється за протоколом GOOSE (МЕК 61850-8-1), їх інтеграція в систему АСУ ТП здійснюється згідно з протоколом MMS, а найближча перспектива – передача вимірювань первинних вимірювальних перетворювачів струму та напруги в цифровому виглядіу форматі протоколу МЕК 61850-9-2LE. Передача даних, у тому числі відповідальних сигналів, згідно з вищевказаними протоколами, здійснюється по мережі Ethernet, невід'ємною частиною якої є комутатори. Від стійкості їх роботи залежить технічна досконалість комплексів РЗА (надійність, чутливість, селективність, швидкодія) і до них повинні пред'являтися такі ж жорсткі вимоги як і пристроїв РЗА. У чому полягає суть цих вимог? Вимога з підтримки протоколів GOOSE і МЕК 61850-92LE повною мірою застосовується до пристроїв РЗА, але некоректно таку вимогу формулювати для комутаторів, оскільки передача кадрів Ethernet (якими є пакети GOOSE і МЕК 61850-9-2LE) - є основним завданням будь-якого. рівня. Чи візьмете Ви звичайний комутатор, який коштує у Вас вдома, або комутатор за кілька тисяч доларів обидва справлятимуться з пересиланням пакетів Ethernet розміром трохи більше 1500 байт (GOOSE) і близько 163 байт (МЕК 61850-9-2LE). Навіть за умов інтенсивної передачі. Основна вимога, яка стосується комутаторів, які передбачається застосовувати на енергооб'єктах, – це відповідність вимогам стандарту МЕК 61850-3. Незважаючи на магічне поєднання «61850», ці вимоги не мають нічого спільного з підтримкою комунікаційних протоколів МЕК 61850. Глава стандарту МЕК 61850-3 позначає вимоги до комунікаційного обладнання, що застосовується на електричних станціях та підстанціях, з погляду електромагнітної сумісності та кліматичних умов. Так, розділ 5.7 цього розділу стандарту говорить: «Комунікаційне обладнання має розроблятися з урахуванням умови стійкості до дії електромагнітних перешкод різного виду, характерних для електричних станцій та підстанцій та повинні проходити відповідні випробування». Таким чином, відповідність комутаторів вимогам інших промислових стандартів, що дають право застосовувати комутатори на промислових підприємствах (хімічна промисловість, металургія, автомобільне виробництво), перестало бути «зеленим» світлом для їх застосування на енергооб'єктах і словосполучення «промисловий комутатор» зазвучало не так переконливо . У цьому розділі глави 3 стандарту МЕК 61850 зазначено вимогам якого документа повинні відповідати комутатори для електричних станцій та підстанцій – стандарту МЕК 61000-6-5. МЕК 61000-6-5 (ГОСТ Р 51317.6.5-2006) носить назву «Стійкість до електромагнітним перешкодамтехнічних засобів, що застосовуються на електростанціях та підстанціях. Вимоги та методи випробувань». У цьому документі зазначено перелік електромагнітних впливів та нормовані їх величини для різних інтерфейсів пристроїв, залежно від їхнього розміщення на енергооб'єкті. Більш детально електромагнітні дії, представлені в МЕК 61000-6-5, та відповідні процедури випробування на стійкість до них, описані в серії стандартів МЕК 61000. Якщо подивитися, наприклад, документацію сучасного мікропроцесорного пристрою РЗА, то там можна побачити декларації відповідності МЕК 61000-4-2 , 4-5, 4-6 та ін, а також величини впливів (ступеня жорсткості), яким вони задовольняють. Звичайно, необхідні ступеня жорсткості для комутаторів і пристроїв РЗА по одним і тим самим впливам можуть відрізнятися, зважаючи на те, що пристрої РЗА з'єднуються через ряд проміжних елементів з силовим обладнанням. 14 ЦИФРОВА ПІДСТАНЦІЯ | www.digitalsubstation.ru

p. 15

КОНСУЛЬТАЦІЯ ЩО ТАКЕ QoS? Під якістю обслуговування (QoS) розуміється здатність мережевої інфраструктури надавати покращене обслуговування певному виду трафіку, що передається за допомогою різних технологій. Таблиця 1. Класи трафіку згідно стандарту IEEE 802.1p. Якість обслуговування на другому рівні моделі OSI (канальному) у межах одного мережевого елементазабезпечується за рахунок використання моделі диференційованого обслуговування (Differentiated Service – DiffServ) та забезпечується: Класифікацією та розміткою трафіку. Управлінням навантаженнями (механізми черг). Слід зазначити, що дана модель починає працювати лише у разі появи черг та навантажень. Відповідно до стандарту МЕК 61850 усі комунікаційні процесипередачі даних здійснюються за допомогою технології Ethernet. Ця технологія визначає формат Ethernet кадрів (фреймів), лінії з'єднання (середову передачі), електричні та світлові сигнали на фізичному рівні, Протоколи управління доступом до середовища - на другому рівні моделі OSI (канальному). Основні методи та технології Ethernet описуються сімейством протоколів IEEE 802.3. Протокол Ethernet у чистому вигляді не підтримує функцію пріоритезації трафіку, тому поряд зі стандартним протоколом Ethernet IEEE 802.3, організація IEEE розробила стандарт створення віртуальних локальних мереж VLAN IEEE 802.1q. У стандарті IEEE 802.1q передбачається вставка додаткового чотирибайтового тега VLAN у заголовок Ethernet вихідного кадру, що містить мітку пріоритету (Priority) класу обслуговування (Class of Service – CoS) IEEE 802.1p (див. рис. 1). КЛАСИФІКАЦІЯ І РОЗМІТКА ТРАФІКА Сучасні комутаторидозволяють розрізняти кадри Ethernet (класифікувати трафік) за параметрами мітки пріоритету (Priority) IEEE 802.1p. Значення пріоритету залежно від типу трафіку наведено в таблиці 1. Стандарт МЕК 61850, за замовчуванням, передбачає для GOOSE повідомлень та вибірок миттєвих значень SV пріоритет рівний 4. Таким чином, класифікація та розмітка трафіку вирішує дві задачі: Віднесення переданих даних . Призначення кадру, що передається, відповідного пріоритету. УПРАВЛІННЯ ПЕРЕВАНТАЖЕННЯМИ (МЕХАНІЗМИ ЧЕРГ) Перевантаження виникає у разі переповнення вихідних буферів передавального трафік обладнання. Основними механізмами виникнення перевантажень (або, що рівнозначно, Рис. 1. Структура кадру Ethernet відповідно до стандарту IEEE 802.1q. Біти пріоритету Позначення Клас пріоритету трафіку 111 (7) 110 (6) 101 (5) 100 (4) 01 (2) 001 (1) NC (Network Con- Критично важливий для мережі. Трафік управління мережею. trolled) VO (Voice) VI (Video) CL (Controlled Effort) EE (Excellent Effort) – BK (Background) BE (Best Effort) ) Інтерактивний голосовий Інтерактивний мультимедійний (відео) Контрольований Потоковий мультимедійний Пріоритетний Стандартний (Економний) Фоновий Нижчий Трафік, що передається з максимальними зусиллями («по можливості») Варіант за замовчуванням 000 (0) є агрегація трафіку (коли швидкість вхідного трафіку перевищує швидкість вихідного) та неузгодженість швидкостей на інтерфейсах. Управління пропускною спроможністю у разі перевантажень (вузьких місць) здійснюється за допомогою механізму черг. Кадри Ethernetпоміщаються у черги, які впорядковано обробляються за певним алгоритмом. Фактично, керування перевантаженнями – це визначення порядку, в якому кадри виходять з інтерфейсу (черг) на основі пріоритетів. Якщо перевантажень немає – черги не працюють. Так як черги не нескінченні, вони можуть заповнюватись та переповнюватись. Якщо черга вже заповнена, то нові пакети до неї не потрапляють та відкидаються. Це називається кінцевими втратами. Проблема кінцевих втрат у тому, що у цій ситуації комутатор неспроможна не відкидати цей кадр, навіть якщо має високий пріоритет. Таким чином, необхідний механізм, який виконує такі дві операції: З'ясувати, чи дійсно черга переповнена і чи немає в ній місця для кадрів з високим пріоритетом. Сформувати політику, згідно з якою насамперед відкидатимуться фрейми з нижчим пріоритетом, і лише потім – з вищим. Пріоритезація використовується для класифікації кадрів шляхом їх прив'язки до однієї з черг виходу. Мітка пріоритету IEEE 802.1p для призначення черги визначається www.digitalsubstation.ru | ЦИФРОВА ПІДСТАНЦІЯ 15