Пришло время задуматься об отечественном профиле МЭК 61850

В ходе выставки «Электрические сети России 2015» журнал «Цифровая подстанция» организовал конференцию, посвященную обзору проектов цифровых подстанций, функционирующих на территории РФ и Республики Беларусь.

Конференция была разделена на 2 части:

  1. Теоретический блок, в рамках которого представители компаний рассказали о проектах, поделились впечатлениями и планами на будущее
  2. Практический блок, в рамках которого были проведены практические демонстрации на оборудовании известных производителей и представлены новые разработки ведущих отечественных компаний.
Электрические сети_026
Спикеры конференции (слева направо): Шеметов А.С., Грибков М.А., Дымшаков А.В., Хайкин М.С., Петров С.В.

Первую часть конференции открыл Андрей Сергеевич Шеметов – Заместитель начальника Департамента релейной защиты, метрологии и автоматизированных систем управления технологическими процессами ПАО «ФСК ЕЭС».

Основной лейтмотив его выступления состоял в акцентировании внимания всех присутствующих на актуальных проблемах технологии ЦПС, обзоре ближайших планов на будущее по отношению к цифровой подстанции в ПАО «ФСК ЕЭС» и переносе темы конференции в практическое русло.

Шеметов А.С.  - ПАО «ФСК ЕЭС»
Шеметов А.С. – ПАО «ФСК ЕЭС»

«Я бы хотел перевести то обсуждение, которое сейчас пойдет, в русло практического применения. На сегодня написаны концепции, статьи, где очень много «воды», но не сказано, а что же мы должны получить и что мы должны достичь в процессе применения технологии ЦПС», – отметил Андрей Шеметов в самом начале своего выступления, – «Цифровая подстанция для ФСК ЕЭС не является самоцелью. Требуется практические вещи, которые позволят нам достичь конкретных результатов».

Мы много занимались теоретизированием, время практики.

Далее Андрей Сергеевич провел простую аналогию между тем, что мы должны получить от цифровой подстанции и тем, что мы получили, применяя МП РЗА
«По опыту использования МП РЗА, мы получили наблюдаемость объекта, ускорение расследования аварий, но при этом получили увеличение объема монтажа кабельной продукции и оборудования в 1,5 раза, что в свою очередь повлекло за собой увеличение объемов обслуживания».

В рамках выступления были обозначены следующие цели:

  1. Уменьшение затрат на всех этапах: от проектирования, строительства, наладки, до последующей эксплуатации
  2. Увеличение надежности

Для увеличения надежности, по мнению Андрея Шеметова, требуется сделать следующее:

  • Создать типовые архитектуры ЦПС.
  • Разработать нормативную базу по проектированию и наладке ЦПС.
  • Разработать алгоритмы, позволяющие устройствам принимать 2 потока 9-2 от разных измерительных трансформаторов.
  • Сократить количество неконтролируемых линий связи на энергообъектах.

Для уменьшения затрат было предложены следующие процедуры:

  • Создание типовых шкафов ФСК ЕЭС.
  • Создание Российских профилей МЭК 61850.
  • Унификация всех цифровых потоков.
  • Реализация системы самодиагностики оборудования энергообъектов.
  • Создание модульных систем.

«Опыт внедрения МП терминалов РЗА показал, что у нас есть ухудшение надежности РЗА в первые 2-3 года, так называемые приработочные отказы. Каждый проектировщик вносит свою лепту в надежность, но ухудшает положение. Отсутствие типизации приводит к одному – инвариантность решений, влекущее снижение надежности. Гибкость МЭК 61850 безусловно хороша, но без жестких стандартов мы придем к тому, что степень свободы проектировщика наладчика и эксплуатирующих организаций резко возрастет. Если раньше все ограничивалось количеством дискретных входов/выходов, то сейчас у нас есть GOOSE, неконтролируемое использование которого может привести к появлению огромных объемов информации» – отметил Андрей Шеметов.

Любые призывы проектировщиков об индивидуальном подходе к каждому проекту – в корне неверны.

«Если говорить о ЦИТ, AMU, DMU, РЗА, мы можем сделать полностью дублированную систему, и выход одного компонента из строя не приведет к её разрушению. Именно на таких системах мы получим и повышение надежности, и упрощение проектирования. Решения и требования должны быть типизированы», – продолжил он.

Нельзя позволить производителями навязывать свое мнение эксплуатации.

Андрей Сергеевич указал на большую проблему данного периода развития технологий цифровых подстанций: «На сегодняшний момент у нас нет нормативной базы, позволяющий разработать документацию для всех стадий проектирования. Если посмотреть в МЭК 61850, то там уже все написано, надо только это взять. В части наладки также требуется создавать нормативную базу».

Любой технологический объект в будущем переходит в человеко – часы, тратящиеся на его содержание и обслуживание.

«Сейчас у нас есть четкое понимания, для чего требуется GOOSE, MMS, SV, Report. Я считаю, что нужно создать российские профили и российские стандарты, по которым эти данные должны формироваться на основе МЭК 61850. Разработать более жесткие требования и унифицировать подход. То, что не заложено в МЭК 61850 и отдано на откуп производителей, мы должны проработать и заявить всем, что мы, меняя 1 терминал на другой, не должны сталкиваться с проблемами. В идеале, было бы оптимально, если бы мы могли поменять только IED name и ввести устройство в работу, иначе, придется выводить большую часть оборудования на всей подстанции, для того чтобы заменить один терминал» – отметил Андрей Шеметов.

Я считаю, что нужно создавать российские профили и российские стандарты…

«Принципы создания ЦПС должны быть в упрощении и удешевлении всего цикла, повышении надежности. На каждом этапе проектирования и наладки, инженер должен думать, что делать эксплуатации с этим через 25 лет. Этот вопрос, я считаю, должен ставить перед собой каждый».

Технический директор НПП «Динамика» – Герасимов Артем Анатольевич адресовал Андрею Сергеевичу вопрос, по завершению его доклада: «Кто занимается вопросами регламентации многих направлений развития в рамках ФСК ЕЭС?» Андрей Сергеевич рассказал о процессах, происходящих в данный момент в ФСК ЕЭС: «В рамках ФСК ЕЭС мы пробуем запустить пробный договор на создания СТО по эксплуатации цифровой подстанций, понятно, что первый СТО, будет крайне сырым, но мы пытаемся разорвать замкнутый круг. Когда мы приходим в МЭС и говорим, давайте сделаем какой-то элемент цифровой подстанции, или еще что-то, нам говорят, а как мы будем это эксплуатировать, требуются регламентирующие НТД, когда мы говорим надо создать регламентирующие НТД, нам говорят, а зачем они нужны, если цифровой подстанции нет. Понятно, что первый СТО будет сырым, но двигаться нужно, находить ошибки, исправлять их и обновлять СТО».

Электрические сети_035

После вводной презентации Андрея Шеметова, задавшей общий тон конференции, разговор перешел в русло обзора проектов цифровых подстанций.

Слово взял Максим Александрович Грибков – Директор департамента релейной защиты и автоматики ПАО «МОЭСК»

Выступление было посвящено ПС 35 кВ «Бабайки».

Грибков М.А. - ПАО «МОЭСК»
Грибков М.А. – ПАО «МОЭСК»

«В ПАО «МОЭСК» был реализован пилотный проект цифровой подстанции. Чтобы избежать больших проблем и минимизировать возможный ущерб для энергосистемы, мы решили сделать пилот на базе уже существующей ПС 35кВ «Бабайки», подстанции, расположенной в северных электрических сетях, в рамках проекта реконструкции в 2013 году. ПС 35 кВ «Бабайки» – подстанция двух классов напряжения: 6 кВ и 35 кВ. В рамках реконструкции не предполагалось использования технологий цифровой подстанции на стороне 6 кВ. ОРУ 35 кВ сделана по схеме 1 секционируемая система шин с 7 присоединениями, РУ 6 кВ – 16 присоединений. Так как это был первый проект мы решили перестраховаться, поэтому подстанция сделана с полным дублированием, в виде двух комплексов. Основной – традиционное решение на базе РЗА компании Siemens с аналоговым трактом, второй комплекс сделан на основе терминалов цифровой релейной защиты Алгоритм NR – полностью цифровая линейка. Мы реализовали все аспекты МЭК 61850 в полном объеме: MMS, GOOSE, SV» – рассказал Максим Александрович.

Так как задача пилотного проекта – обкатать технологии, Максим Александрович рассказал о двух методах тестирования новой системы и их результатах: «Было выбрано 2 метода:

  • Опыт выжидания приработочных отказов, а также анализ внешних КЗ в сетях 6 и 35 кВ. Каких-либо дефектов и отказов за этот период не было, поэтому мы решили провести жесткие испытания.
  • Натурные испытания. В рамках действующей ПС мы искусственно создавали двухфазные КЗ на линиях, шинах 35 кВ, и в зоне действия защит трансформаторов.

Для чистоты эксперимента мы сравнивали результаты и анализ работы как терминалов Siemens, так и цифровых защиты Алгоритм NR, а также в систему был введен независимый регистратор.

Если хочешь узнать что-то подробно, попробуй сам. Все подводные камни мы могли увидеть только при самостоятельной реализации проекта такого типа.

Мы рассмотрели и проработали много вариантов технических решений.

Если говорить о результатах, можно отметить следующее: С точки зрения технико-экономических показателей – применение таких решений для ПС 35 кВ дорого и не эффективно. При подходе к таким проектам нужно основательно рассчитывать технико-экономические показатели».

Максим Александрович указал на насущную проблему – опыт эксплуатации: «В самом МЭК 61850 не регламентирована методика дальнейшей эксплуатации оборудования. На сегодняшний день как у нас действовала защита на сигнал, так и осталась. Ввести защиту в работу на отключение пока затруднительно по следующим причинам: никто не знает, как эксплуатировать, с какой периодичностью, согласно каким методикам и опять же упор в персонал: персонал должен знать не только РЗА, но и быть IT специалистом и АСУшником. Хочу отметить, что такой универсальный персонал, трудно удержать в эксплуатации, так как даже зарубежные компании предлагают больший уровень заработной платы. У нас уже есть планы на будущее. В ближайшее время хотим также внедрить решения цифровых технологий на соседнюю подстанцию и объединить два объекта в одну систему».

«Основные цели,  которые должны быть поставлены:

  • Минимизация затрат на эксплуатацию.
  • Минимизация затрат на обслуживание.
  • Если мы говорим о развитии цифровых подстанций все должно сводиться к тому, чтобы далее была возможность управления районом электрических сетей с дальнейшим выводом на верхний уровень, пока это невозможно» – отметил Максим Грибков.

Электрические сети_044

Из зала прозвучал вопрос: «Как вы считаете, с точки зрения образования, специалист для цифровой подстанции – это отдельная специальность, или каждый отдельный специалист, выпускник ВУЗа должен обладать этими знаниями?». Максим Грибков ответил: «В рамках подготовки персонала должны существовать специальные программы, идущие отдельным курсом. Сейчас такие курсы уже существуют. Это будущее, мы от этого не уйдем».

Один из вопросов был посвящен роли эксплуатирующего персонала в процессе проектирования и наладки данного энергообъекта, в ответе на который Максим Грибков отметил, но в следствии первого опыта,  ПАО «МОЭСК» были ведомыми в данных процессах.

«Кто был проектировщиком, какой продукт использовался для конфигурирования энергообъекта, и кто был наладчиком?» – поинтересовались специалисты из зала. «Проектирование и строительство вела компания ООО «АСТ», в наладке участвовали представители компаний ООО «АСТ» и Nari Relays, программный продукт, используемый для проектирования также принадлежал компании Nari Relays» – прокомментировал Максим Грибков.

Далее последовал вопрос о экономических показателях энергообъекта и причинах удорожания, на что Максим Александрович ответил следующее: «Сравнение мы проводили в комплексе. Как любят говорить, что если мы медь заменить на оптику, то можно сэкономить. Но мы ведь меняем не только линии связи, но и устройства, а их также надо учитывать в стоимости, а устройства – дорогие.  Затратным получилось применение шкафов с устройствами. Наладка – это работа специалиста, с большей квалификацией – высокооплачиваемый специалист. Для нас проект цифровой подстанции можно сказать был бесплатный. Мы не проводили сравнительный анализ по этому аспекту».

На примере работы ДЗТ цифровая защита была быстрее.

«Проводились натурные испытания в части КЗ и сравнения традиционного подхода и цифровой системы, а есть ли данные о временах срабатывания?», спросили спикера. «На примере работы ДЗТ цифровая защита была быстрее. Время работы алгоритма Siemens с учетом отключения составило 60 мс. Алгоритм Nari – 32 мс» – раскрыл данные Максим Александрович.

Так как ПС «Бабайки» реализована с использование IEC 61850-9-2, специалисты спросили про ошибки передачи данных, пропаже выборок, за период эксплуатации объекта. По словам Максима Грибкова, никаких ошибок и сбоев передачи данных зафиксировано не было.

Решение о типизации – самое правильно решение. Вспомним электромеханику. Любой наладчик, приехавший с дальнего востока на территорию Москвы мог наладить шкаф, потому что он был типовым.

«Как вы оцениваете надежность распределенных систем оперативного тока, при условии, что устройства были вынесены на ОРУ 35 кВ?» – спросили Максима Александровича. «Конечно питание терминалов на ОРУ от АКБ – дополнительный риск. На мой взгляд, вероятности повреждений в системе оперативного тока увеличились» – ответил спикер.

«Решение о типизации – самое правильно решение. Вспомним электромеханику. Любой наладчик, приехавший с дальнего востока на территорию Москвы мог наладить шкаф, потому что он был типовым. С точки зрений типизаций по структуре цифровой подстанции – обязательно. Типизация должна быть и уже на берегу, а не когда-то потом. Чем быстрее начнем, тем лучше» – прокомментировал Максим Александрович вопрос о типизации объектов при успешном завершении стадии пилотных проектов.

«Считаете ли вы необходимость в Российских профилях стандарта МЭК 61850, о чем упоминал Андрей Шеметов?» поинтересовалась редакция ЦПС. «Да, мы должны сами выдвигать требования, которые мы будем дальше использовать и реализовывать. Сейчас мы плывем по течению, принимаем то, что нам дают, в результате возникают ошибки. Каждый производит то что хочет. Чем быстрее мы задумаемся о своих профилях, тем будет лучше» – поддержал позицию Андрея Сергеевича Максим Грибков.

С увеличением опыта эксплуатации цифровых подстанций возникают новые вопросы, которые требуют ответа прямо сейчас. Многие вопросы посвящены новому для энергообъектов сегменту – локальной вычислительной сети и трафику данных. В рамках конференции свой взгляд на актуальность анализа сетевого трафика для оценки работы оборудования представил инженер-программист 2 категории НПП «Динамика» – Петров Сергей Викторович.

Электрические сети_048
Петров С.В. – НПП «Динамика»

«Стандарт МЭК 61850 изменил среду передачи данных на ПС. Все данные, необходимые для функционирования оборудования передаются в цифровом виде. Возникают новые требования к оборудованию, а также появилась дополнительная структура – ЛВС. На примере опыта сотрудничества компании Динамика с другими вендорами – периодические совместные испытания по проверке взаимодействия оборудования часто выявляют проблемы именно в сегменте информационного обмена данными» – начал свое выступление Сергей Петров.

Сергей выделил основные моменты, на которые стоит обратить внимание при обнаружении ошибок в информационном обмене:

  • Необходимо проверить наличие сообщений в ЛВС.
  • Необходимо убедиться, что сообщения являются корректными. Требуется рассматривать структуру сообщений, порядок их следования, временные интервалы и т.д.
  • Для трафика SV необходимо убедиться в наличии синхронизации источников.

При работе ПС по стандарту МЭК 61850 мы наблюдаем большое количество трафика, который необходимо распределять, перенаправлять и ограничивать.

«Во время недавних испытаний в Нижнем Новгороде возникала необходимость анализа трафика: типов сообщений, данных, вложенных в передаваемые сообщения, а также необходимость визуализации этих данных. В рамках экспериментов мы пробовали изменять структуру сообщений, добавляя и убирая различные атрибуты данных, для оценки поведения оборудования. Часто возникали запросы по передаче заведомо ложных сообщений. При работе ПС по стандарту МЭК 61850 мы наблюдаем большое количество трафика, который необходимо распределять, перенаправлять и ограничивать. При ошибках настройки оборудования или нештатных ситуациях трафик может значительно вырасти. Такой большой спектр задач требует единого инструмента. Известная программа WireShark позволяет решить только часть задач по анализу сетевого трафика, но проблема заключается в зависимости от мощности железа ПК, на который данное ПО устанавливается» – отметил Сергей Викторович.

«В НПП «Динамика» было разработано решение – «Сетевой Анализатор», позволяющий решить полный спектр задач, связанный с анализом трафика данных.

Задача анализатора:

  • Сканирование сети на наличие GOOSE-сообщений и SV-потоков.
  • Анализ структур этих сообщений.
  • Визуализация данных.
  • Проверка следования сообщений, упорядоченности и временных интервалов.
  • Для SV имеется проверка синхронизации данных, визуализация данных, построение ВД и осциллограмм.
  • Для расширенного тестирования предполагается функция генерации сетевого трафика с пользовательскими полями и/или данными.
  • Фиксация наличия и потери GOOSE и SV потоков в длительных режимах работы устройств.

«Анализатор» – расширение функционала РЕТОМ 61850. Может работать в двух режимах: первый режим – online – непосредственное отображение информации в реальном времени и offline-режим для длительных испытаний.

Для удобства работы наладки в основной пакет программ была включена программа для обнаружения SV потоков, их визуализации и отображения. Также она может работать с .PCAP файлами, ранее сохраненными другими программными пакетами» – рассказал Сергей Петров.

Представленные 2 решения компании «Динамика» по нашим предварительным оценкам действительно помогают решить большой спектр задач по работе с сетевым трафиком на энергообъектах. Не удивительно, что вопросы из аудитории также были посвящены различным вариантам взаимодействия различных решений НПП «Динамика».

Электрические сети_046

На вопрос «Каким образом происходит разработка оборудования, существует ли взаимодействие между IT-специалистами и релейщиками?» Сергей ответил: «Разумеется, IT-специалисты консультируются со специалистами РЗА при разработке оборудования».

Далее следовал вопрос о возможном применении разработок НПП «Динамика» – «Если я захотел бы на ЦПС проверить дистанционную защиту. Сможет ли оно сгенерировать потоки SV тока и напряжения?» – «Да, вы можете проверить дистанционную защиту, подменив потоки от конкретных MU на присоединении» – ответил Сергей Викторович.

«Можно ли использовать устройство как виртуальный терминал. Можно ли его подключить к SCADA системе, а дальше управлять c АРМ?» спросили из зала. Но, к сожалению оказалось, что к SCADA его подключить нельзя, требуется непосредственное местное управление.

Учитывая специфику разработок, прозвучал вопрос по метрологии, а частности пригодности программного решения не только для РЗА но и АСУ ТП и АИИСКУЭ, однако, оказалось, что ПО заточено под нужды РЗА и к метрологии его привязывать не стоит.

В результате диалога с залом выяснилось, что в будущем планируется расширение функционала устройства в сторону функций РАС.

Сгенерировать какой-либо поток данных не проблема, все данные можно найти в сети и скомпилировать самостоятельно, и использовать не только для шалости, но и для серьезных атак

Дискуссия коснулась вопросов кибербезопасности на Нижегородской ГЭС, о которой рассказывал Сергей Петров в рамках презентации. Сергей высказал следующее мнение: «Вообще, ИБ – это отдельная серьезная разработка. Сгенерировать какой-либо поток данных не проблема, все данные можно найти в сети и скомпилировать самостоятельно, и использовать не только для шалости, но и для серьезных атак».

«Если в ближайшее время, воплотиться в жизнь инициатива Андрея Сергеевича о Российский профилях МЭК 61850, как вы думаете, сколько времени может занять «доработка» оборудования для того, чтобы оно выполняла все заложенные функции, но с учетом ограничений, наложенных Российскими профилями?» поинтересовались у представителя компании производителя. Сергей Петров ответил: «Здесь нельзя ответить однозначно. Все зависит от объема этих ограничений и жесткости новых требования».

Начальник отдела системных решений ООО «Прософт-Системы» Алексей Дымшаков в рамках конференции выступил с двумя докладами. Первый был посвящен подстанции 500 кВ «Исеть».

Дымшаков
Дымшаков А.В. – ООО «Прософт-системы»

 

«АСУ ТП ПС 500 кВ «Исеть» спроектирована и внедрена компанией «Прософт-Системы». По техническому заданию МЭС «Урала» на объекте нами было реализовано решение по размещению шкафов АСУ ТП непосредственно на ОРУ 500 кВ. С точки зрения экономической целесообразности, на ПС 500, 220 и некоторых 110 кВ применение МЭК 61850 – оправдано. Нам удалось сэкономить 12 км медного кабеля на 5 присоединениях 500 кВ, в денежном эквиваленте это около 3,5 млн рублей.

Наши специалисты выполнили полный комплекс работ по внедрению на ПС 500 кВ «Исеть», от проектирования до пусконаладки и сдачи в эксплуатацию, в рекордные сроки – всего за 5 месяцев.

Отличительной особенностью данного проекта стало размещение АСУ ТП в непосредственной близости к ОРУ.

Как было упомянуто ранее, отличительной особенностью данного проекта стало размещение АСУ ТП в непосредственной близости к ОРУ. Контроллеры ARIS С303 производства ООО «Прософт-Системы» выполняют функции сбора данных, сигнализации, телеуправления и оперативной блокировки. В рамках шины процесса реализованы только GOOSE-сообщения.

При проектировании и наладки учитывались следующие параметры:

  1. Неблагоприятные климатические условия.
  2. Повышенный уровень электромагнитных помех. Потребовалась оценка ЭМ обстановки на объекте, в соответствии с которой было принято решение разместить шкафы на ОРУ таким образом, чтобы оказывалось минимальное воздействие ЭМС на оборудование.
  3. Более жесткие требования к самому оборудованию. На базе собственной испытательной лаборатории мы тестировали контроллеры в специальной термокамере на устойчивость к экстремальным температурам до -60˚С, а также имитировали точку росы, при которой контроллер покрывался инеем. Испытания проводились 1 неделю, за это время не произошло ни одного сбоя.
  4. Также при проектировании цифровых подстанций необходимо чтобы подводимые кабели к шкафам были заземлены с обеих сторон. Трассы при проектировании должны быть продуманы и проходить перпендикулярно высоковольтным шинам на максимальном удалении от них. Для исключения влияния грозовой активности шкафы должны быть удалены от молниеотводов. Кроме того, нельзя в одном кабеле прокладывать цепи сигнализации и питания.

Стоит отметить, что благодаря встроенному в контроллеры ARIS GPS/ГЛОНАС-модулю обеспечивается синхронизация времени. Каждый контроллер в шкафу АСУ ТП, установленном на ОРУ, подключен к собственной антенне. Помимо синхронизации, получаемой от общеподстанционного сервера времени, при обрыве связи контроллеры могут самосинхронизироваться. Если же какой-либо контроллер потеряет и эту синхронизацию, он может синхронизироваться от другого контроллера по протоколу NTP.

Так как все устройства цифровые, подсистемы интегрированы в SCADA, и каждое устройство может осуществлять измерения. Для этого была разработана система контроля вторичного оборудования на основе измеряемых величин.

Так как все устройства цифровые, подсистемы интегрированы в SCADA, и каждое устройство может осуществлять измерения. Для этого была разработана система контроля вторичного оборудования на основе измеряемых величин. В качестве эталона был выбран контроллер присоединения, и все измерения от других устройств сравнивались с ним на верхнем уровне. Погрешность считается в реальном времени. Если ее уровень превышает допустимые показатели, можно говорить о потенциальной неисправности конкретного устройства или измерительного тракта» – рассказал Алексей Дымшаков.

Электрические сети_033

После того как Алексей Дымшаков представил два новых решения – вынесенные на ОРУ 500 кВ шкафы АСУ ТП и систему самодиагностики подстанции – последовало большое количество вопросов из зала:

Был задан вопрос по части нализа ЭМС и выборе мест установки шкафов. В частности интересовались дополнительными работами над заземлением ОРУ. «Была использована программа для моделирования, по которой мы грамотно спроектировали расстановку шкафов АСУ ТП и заземлений. Никаких дополнительных работ на ОРУ не проводилось» – ответил Алексей.

«Аттестован ли контроллер, который вы взяли за базисный и от которого считается погрешность, как средство измерения?» – спросили у Алексея. «Да, он аттестован, внесен в государственный реестр как средство измерения» – прокомментировал Алексей.

«Вы сказали об экономии кабельного хозяйства. Будет ли дешевле реализация аналогичного проекта в традиционном исполнении, а не на стандарте МЭК 61850?» – поинтересовались у спикера. Алексей Дымшаков привел следующий аргумент: «Если делать не по стандарту МЭК 61850, то часть функционала теряется. К примеру, для реализации функции ОБР используется отдельный шкаф.  Конечно, если создавать обычную ТМ, то будет дешевле, но при этом вы потеряете в функциональности».

По представленной системе диагностики оборудования также появились вопросы: «Учитывали ли вы диапазон измерения? В чем смысл таблицы расчета погрешностей, если расчет ведется только до двух знаков после запятой?»

При внедрении этой системы пришлось перепрашивать все терминалы МП РЗА, которые не умели выдавать измерения с необходимой скоростью

На этот вопрос ответил Андрей Шеметов: «Полтора года назад департамент РЗА «ФСК ЕЭС» начал работу по созданию алгоритма контроля аналогово-цифрового тракта. Сейчас 2 проекта ПС 500 кВ «Исеть» и ПС 330 кВ «Ильенко». Два алгоритма различаются, просто не хотелось раньше времени рассказывать об этой работе. В ближайшее время мы начнем анализ данных. Уже есть четкие представления, что этот алгоритм будет работать. Я думаю в следующем году мы опубликуем всю необходимую информацию и сообщим, что это такое. Большая вероятность, что этот алгоритм будет включен в требования ко всем SCADA. Метрологи сначала были против, однако после сбора информации с 40 объектов ПАО «ФСК ЕЭС» оказалось, что не все так плохо и алгоритм имеет право на существование. Это несколько преждевременно. Скоро доделаем и все скажем». Алексей добавил: «При внедрении этой системы пришлось перепрашивать все терминалы МП РЗА, которые не умели выдавать измерения с необходимой скоростью».

«Каждый шкаф отдельно оснащен системой GPS/ГЛОНАС для резервирования. Но если вы передаете только GOOSE-сообщения, зачем такое излишнее резервирование системы синхронизации времени?» – поинтересовались из зала. «Действительно, все наши контроллеры ARIS C303 оснащены приемником GPS/ГЛОНАС, это стандартная конфигурация. В обычном режиме идет синхронизация от источника времени» – обосновал Алексей.

Отдельный вопрос был посвящен обслуживанию устройств на улице, на что Алексей ответил: «Система успешно проработала всю прошлую зиму. Проводить техобслуживание не было необходимости. Вообще шкафы оснащены всеми системами для регулирования температуры и влажности. Сам контроллер со съемными клеммниками закреплен на болтовом соединении, если потребуется его замена, то достаточно отцепить клеммники, открутить поврежденное устройство и установить новое».

Второй доклад Алексея Дымшакова был посвящен применению МЭК 61850 в рамках автоматизации Сакмарской солнечной электростанции и новым разработкам компании «Прософт-Системы».

«Особенность системы АСУ ТП Сакмарской СЭС заключается в том, что в ней есть как классическая электрическая, так и фотоэлектрическая части. Фотоэлектрическая часть сделана на базе устройств Schneider Electric, мы, в свою очередь, создали АСУ ТП электрической части энергообъекта.

В рамках данного объекта мы впервые на базе собственных решений реализовали систему мониторинга трансформаторного оборудования СУМТО. Шкаф с контроллером ARIS C303 установлен на ОРУ рядом с трансформатором. Информация с контроллера передается на коммуникационный сервер ARIS CS и ARIS SCADA.

В результате установки оборудования ПТК ARIS:

  1. В реальном времени измеряется cos ϕ.
  2. Вручную или по заданному алгоритму с помощью SCADA регулируется мощность, генерируемая в сеть.
  3. Осуществляется мониторинг панелей: температура, освещенность и т.д.
  4. Осуществляется мониторинг и управление линиями 110кВ и собственными нуждами РУ-10кВ.
  5. Ведется мониторинг состояния контроллеров САУ ФЭЧ, инверторов и т.д.
  6. Реализована система информационного обмена.

Остановимся подробнее на автоматизации распределительных устройств 10кВ. Сегодня главная проблема ячеек 6-35 кВ заключается в необходимости устанавливать в них огромное количество приборов для организации системы АСУ ТП. Это и измерительный преобразователь, и контроллера ввода-вывода, шлюз для интеграции терминалов РЗА, счетчик и прибор качества электроэнергии, отображающее устройство.

Все эти устройства требуют наличие достаточного места для монтажа в ячейках, увеличивают стоимость ячейки как на этапе проектирования монтажа наладки, так и при эксплуатации.  Еще один немаловажный фактор – это то, что эти устройства работают по разным протоколам. Мы разработали специальные контроллеры ячейки 6-35 кВ серии ARIS C304/С305, которые выполняют все выше перечисленные функции, являются модульными и обеспечивают нужный заказчику уровень автоматизации ячейки.

Вторая проблема современных ячеек заключается в большом количестве цепей измерения сигнализации, блокировки и управления. При применении контроллера ARIS C304/C305 монтаж кабельных связей данных цепей не выходит за рамки ячейки (все монтируется на заводе-изготовителе ячейки), внешними являются только информационные каналы, где используется кольцевая топология. Передача данных осуществляется в протоколах стандарта МЭК 61850-8-1 (GOOSE и MMS).

Сегодня данное решение на основе ARIS C304/C305 проработано совместно со многими производителями ячеек.

В числе других новинок ООО «Прософт-Системы» – реализация в рамках АСУ ТП энергообъекта системы мониторинга и диагностики трансформаторного оборудования и функции расчета ресурса силового выключателя.

Разработан новый многофункциональный контроллер, совмещающий в себе функции УСПД и устройства АСУ ТП, ARIS MT210, с реализацией всех требований ФСК ЕЭС, в том числе по резервированию питания и процессорным модулям.

Отдельно стоит отметить разработку нового программного продукта ARIS SCADA 2.0. – полностью русифицированная SCADA, способная работать на разных платформах (операционных системах) с внутренней моделью МЭК 61850. SCADA также является модульной, помимо основных, уже разработанных, модулей в ближайшее время появятся модули для расчетов режимов, поддержки GIS и др.» – рассказал Алексей Викторович.

По итогам выступления Алексея Дымшакова последовали новые вопросы из зала:

Первый вопрос: «Вопрос по алгоритму управления СЭС. Вы управляете cos ф и мощностью с АРМа, а ведь при включении в сеть мы должны уметь управлять с учетом нагрузки с традиционными источниками. Как этот вопрос решается сейчас?» Алексей пояснил: «Пока данное управление осуществляется вручную».

«Как терминалы РЗА передавали значения тока в контроллер для реализации функции мониторинга силового выключателя?»  спросили Алексей. «По MMS с 1-секундной периодичностью. Терминалы МП РЗА производителю пришлось доработать и реализовать данную функцию, ранее её не было» – ответил Алексей.

Участники конференции также поинтересовались разработкой новой SCADA: «Какие инструментальные средства разработки использовались при написании SCADA?

Алексей отметил, что SCADA написана на С++.

«Андрей Шеметов говорил о том, что нет документов и практики обслуживания устройств МЭК 61850. Как вы считаете, кто должен разработать данный документ: производители или эксплуатация?» – поинтересовалась редакция ЦПС. Мнение Алексея заключалось в следующем: «Я думаю, что производители и заказчики должны объединиться и написать данный документ».

О проекте ПС 110 кВ «Приречная», который можно позиционировать как «переходной» между классическими подстанциями с аналоговым трактом и привычными топологиями цифровых подстанций, рассказал гость из Республики Беларусь – Хайкин Михаил Семенович – РУП «Гомельэнерго»

Электрические сети_024
Хайкин М.С. – РУП «Гомельэнерго»

«Данный объект был введен в работу в начале февраля 2015 года. Основная система модульного ввода/вывода с передачей данных по оптическим кабелям – разработка компании GE HardFiber Process Bus. Система состоит из выносных модулей ввода/вывода, именуемые Bricks и терминалов РЗА. Схема ПС – двойная система шин с обходной. 2 линии 110 кВ, 2 Тр 110/10 кВ и 1 Тр 110/6 кВ. Защита каждого присоединения выполнена двумя терминалами РЗА (основной и резервный комплекты). Эти терминалы выполняют функции и защиты и АУВ. Функция АУВ активирована в одном терминале, но если терминал выходит из строя, то эти функции подхватывает другой терминал.

Для защит используется по 2 керна ТТ из 5, на каждый керн установлен отдельный Brick. Данная система реализована только на стороне 110 кВ. На стороне 10 и 6 кВ установлены стандартные терминалы защиты в ячейках.

На каждом соединении стоит 2 Bricks, перекрестно включенных на терминалы РЗА  по 2 линии связи на терминал. Если выходит из строя один из бриков, то терминал переключается на второй. Реализовано полное резервирование каждого элемента системы.

Сейчас не надо сравнивать стоимости ПС цифровых и классических, так как это еще пилотные проекты, если это пойдет на поток, то стоимость будет реально ниже, чем стандартные ПС.

В данной системе реализована не классическая шина процесса. Эти терминалы и Bricks работают по принципу точка-точка. В каждом Brick находится 4 цифровых ядра, каждый из которых может быть подключен к отдельному терминалу РЗА. Между ядрами Brick организован обмен сообщениями, поэтому все функции АСУ ТП и РЗА не требуют  дополнительных линий связи.

При построении мы старались руководствоваться принципами: надежности – резервирование каждого элемента системы и экономичности – мы старались выжать все возможности устройства.

Сами Brick не требуют установки в шкаф. Благодаря наружному исполнению их можно устанавливать на улице.

Каждый брик поддерживает от 4 до 8 токовых входов и напряженческих» – рассказал Михаил Семенович.

Михаил Семенович отметил некоторые особенности реализации:

  1. Отсутствуют ключи в выходных цепях. Ключи можно реализовать только программно.
  2. Наибольшие проблемы в устройстве ДЗШ шин, которое не имеет ни одного цифрового входа или выхода, соответственно мы не можем управлять терминалом.
  3. Управление выключателями осуществляется через РЗА. Однако мы продублировали управление выключателями по меди.

Недостатки:

  1. Отсутствие дискретных входов/выходов на терминалах ДЗШ.
  2. Малое количество выходных контактов для организации оперативных блокировок.

Достоинство:

  1. Минимизация медных связей. Исключение ошибок при сборе.
  2. Контроль оптических связей.
  3. Повышение надежности.
  4. Уменьшение поперечных связей между терминалами.

По своему опыту хочу заметить, что 50% ошибок в работе РЗА – человеческий фактор.

Михаил Хайкин сделал следующие выводы по проекту: «Если сравнивать со стандартной шиной процесса, то это переходной вариант. Возникла острая необходимость в обучении специалистов, а также необходимость в появлении IT специалиста в команде релейщиков. В части стоимости: Параллельно в ПС 110 кВ «Приречная» строилась еще одна ПС 110 кВ. У приречной больше трансформаторов, у второй ПС больше линий 110 кВ. Стоимость по факту одинаковой оказалась, но на приречной стоимость наладки была в разы дешевле.

Электрические сети_043

Презентация такого проекта, как и ожидалось, вызвала много вопросов к гостю из Республики Беларусь.

В результате первого вопроса выяснилось, что система ТМ реализована отдельно и передача данных осуществляется по меди.

«Резюмируя опыт внедрения, как вы считает, при наличии 61850 на терминале необходимо минимальное наличие дискретных входов/выходов?» – просили у Михаила. «Да, я считаю что это необходимо, так как на ПС находятся не только релейщики, но и другие специалисты, которым достаточно реализовать минимальные оперативные переключения, не заходя в АРМ и т.д.» – ответил специалист.

Вообще я хочу отметить, что эта система более адаптирована для релейщиков, нежели обычная система цифровой подстанции.

Максим Грибков, знакомый с представленной технологией поинтересовался: «Я тоже изучал данное предложение по Bricks, и, как я помню, питание осуществляется по тому же кабелю, в котором лежит оптика. Когда я  задавал вопрос производителям GE, они сказали, что в случае повреждения кабеля, придется его полностью заменить, так как он не ремонтно пригоден. Как вы справились с этой проблемой?» Михаил Семенович поделился опытом: «Да, это так, но мы купили нашу оптику и самостоятельно распаяли. Поэтому брики мы и поставили внутрь шкафа, так как переживали за климатику, кроме того цепи питания из кабеля выведены из кабеля и располагаются отдельно.»

«В рамках данной технологии используется 9-2?» – уточнили специалисты. «От Brick идут данные в цифровом виде, но это не 9-2 , однако если стандарт определяет синхронность отсчета, здесь терминал сам задает отсчет» – уточнил Михаил Хайкин.

Один из вопросов был посвящен наличию системы синхронизации времени, однако, выяснилось, что для данной технологии она не требуется.

Последний вопрос затрагивал вопросы интеграции данной системы в АСУ ТП. Михаил Семенович рассказал: «Интеграция АСУ ТП происходит в рамках шины станции, где требования к синхронизации менее жесткие, чем в рамках шины процесса».

Последний доклад о Полигоне «Цифровая станция ПАО «РусГидро», в состав которого входят оптические ТТ, электронные ТН, устройства РЗА различных производителей, представил Алексей Павлович Морозов.

Алексей Павлович отметил : «В рамках проведения натурных испытаний были обнаружены и выявлены отклонения от заданных технических параметров и алгоритмов работы оборудования, вот некоторые из них:

  • Неправильное срабатывание цифровых устройств РЗА при потере сигналов синхронизации электронных блоков ОТТ и ЭТН (оптические трансформаторы тока и электронные трансформаторы напряжения).
  • Неизвестно откуда появившийся импульс 18 кА, зафиксированный измерительными устройствами на ТТ – гибкой петле, имеющий продолжительность несколько милисекунд. Аналогичные всплески фиксировались и на ОТТ стационарного исполнения. В результате отработали все защиты, подключенные к данному трансформатору. Терминалы компании НПП «ЭКРА» пик не зафиксировали на осциллограммах, при этом функционально алгоритм защиты отработал. Причина заключается в меньшей частоте дискретизации информации в устройствах.
  • При испытаниях наблюдались искажения в SV потоках (измерение тока и напряжение в цифровом формате). Возникали помехи, высокие шумы, иногда происходила потеря SV-потоков. Данные проблемы пока не имеют объяснения. Все искажения идут с нормальным статусом измерений, что приводит к ложному действию защит на отключение при отсутствии аварии в сети.
  • При измерении трехфазного тока происходит сдвиг измерений по временной шкале. Устройства компаний «Alstom» и «ABB» принимают данные синхронно с регистратором аварийных событий, который принят за эталон. При этом в устройствах компаний НПП «ЭКРА» и ИЦ Бреслер наблюдается сдвиг по временной шкале от эталона на 6 миллисекунд. Сдвиг связан с тем, что задана буферизация измерительных отсчетов в устройствах в пределах 6 миллисекунд для обеспечения синхронности измерений ОТТ, ЭТН с аналоговым блоком измерений (MU), подключенным к трансформатору напряжения 13,8 кВ. В устройствах «Alstom» и «ABB» измерения от аналогового MU не используются, поэтому буферизация не превышает 4 миллисекунд.
  • Непредсказуемая работа устройств РЗА на отключенном от сети блоке в результате подачи от испытательной установки в шину процесса сигналов, аналогично настроенных ОТТ и ЭТН, при этом устройства воспринимали измерения от ОТТ с нулевыми значениями и с периодичностью в 1 сек переключались на испытательную установку. В результате происходили срабатывания РЗА с периодичностью 1 сек. Это, конечно, диверсия, но от ошибок персонала никто не застрахован».

Цифровая подстанция

(close)

 

Цифровая подстанция

(close)

Имя пользователя должно состоять по меньшей мере из 4 символов

Внимательно проверьте адрес электронной почты

Пароль должен состоять по меньшей мере из 6 символов

 

Сообщить об опечатке

Текст, который будет отправлен нашим редакторам: