О полноте реализации цифровой подстанции

Цифровая подстанция не ограничивается только системой РЗА и АСУ ТП. Очевидно, что наиболее активный упор ведется на анализ и применение IEC 61850 в части РЗА, однако, вопросы контроля качества электроэнергии, систем СМПР до конца не разрешены.

В последнее время у нас в стране активно ведется обсуждение инновационных цифровых сетей, подстанций, стандартов, архитектуры, выбора решений и путей внедрения. Самое активное участие в таких обсуждениях принимают идеологи релейной защиты. Поскольку цифровые технологии измерений реализуются, как правило, на оптических эффектах, то можно избежать явлений насыщения и остаточной намагниченности, сильно ухудшающих работу всех вторичных систем. Применение этих прогрессивных, практически безынерционных технологий гармонично решает задачи АСУ ТП и РАС, но потребовало коррекции алгоритмов работы терминалов релейной защиты, что уже выполнено многими производителями.

Отметим, что точность единичных отсчетов цифровых трансформаторов  достаточна для выполнения самых точных измерений  (погрешность 0,1%). Однако на измерения и последующую обработку данных влияют задержки и потери пакетов, точность синхронизации устройств на шине, алгоритмы усреднения величин на измерительных интервалах и количество точек на период измерения.

На подстанциях высокого напряжения (ЕНЭС) существует много вторичных систем (АИИС КУЭ, СМПР, ОМП, контроля ПКЭ и т.д.) и успехи их реализации в цифровой технологии значительно скромнее.

Следует заметить, что на подстанциях высокого напряжения (ЕНЭС) существует много вторичных систем (АИИС КУЭ, СМПР, ОМП, контроля ПКЭ и т.д.) и успехи их реализации в цифровой технологии значительно скромнее. Например, цифровой счетчик электроэнергии ARIS сертифицирован и поверяется не под цифровую технологию и применяться для коммерческого учета при цифровом подключении формально не может. Что касается цифровых устройств СМПР, контроля ПКЭ и приборов ОМП, то таких приборов под современные требования ПАО «ФСК ЕЭС» в цифровой технологии я не знаю.

Но если вести разговор о полнофункциональной цифровой подстанции, то все эти приборы должны появиться в ближайшее время и мы должны «видеть» эту перспективу.

Рассмотрим возможность реализации отдельных прикладных задач. Оценим частоту измерений, реализованную в разных аналоговых приборах. Если частота выборки в аналоговом приборе составляет 80 точек на период частоты, и вместо данных от встроенного АЦП процессору подставить данные с цифровой шины, то можно ожидать получить те же параметры измерений (погрешность, диапазон измерений, динамические характеристики), которые были у аналогового прибора. По некоторым мнениям для решений в области РЗА достаточно 80 или даже 40 измерений на период, но важна возможная задержка доставки пакетов к терминалу. Для задачи коммерческого учета электроэнергии с использованием цифровой шины «задержка» доставки информации не имеет большого значения. Используемые в современных высокоточных счетчиках электроэнергии частоты измерений (исходя из минимума шумов и точности преобразования) составляют от 2000 до 5000 измерений в секунду, что соответствует примерно от 40 до 100 измерениям на период частоты сети. Поэтому можно ожидать, что задача обеспечения необходимой точности в учете электроэнергии (класс 02S) представляется вполне решаемой при использовании реализованных готовых алгоритмов обработки измерений и этому есть доказательство – существующий цифровой счетчик ARIS производства ООО «Прософт Системы».

Вопросы без ответов возникают пока при оценке возможности реализации приборов контроля качества электроэнергии и при реализации фазовых измерений.

При рассмотрении приборов контроля качества ЭЭ выяснилось, что самый «низкоскоростной» из них использует частоту измерений 640 точек на период частоты сети, а самый «высокоскоростной» – более 1000 точек за период.

Согласно требованиям ПАО «ФСК ЕЭС» к средствам измерения показателей качества электроэнергии (расширенный список ПКЭ) изложенным в стандарте организации CTO 56947007-29 200 80 180-2014 ИП ПКЭ определен функционал этих приборов и их характеристики. Этим документом определен список измеряемых параметров и пределы измерений. Кроме того, по заказу ПАО «ФСК ЕЭС» была разработана Методика выполнения этих измерений с использованием отечественной приборной базы «Методика по определению погрешности измерений расширенного списка показателей качества электроэнергии МВИ-111-003-2015». Методы измерений, заложенные в средства измерения частично определяют ГОСТ 32144-2013, ГОСТ Р  51317.4.7-2008 и ГОСТ Р  51317.4.30-2008. Таким образом, сейчас определены требования ПАО «ФСК ЕЭС» к списку параметров, алгоритмам измерения, пределам измерений и погрешности. На этом основании отечественными производителями выпускаются 3 типа приборов аттестованных в ПАО «ФСК ЕЭС». При их рассмотрении выяснилось, что самый «низкоскоростной» из них использует частоту измерений 640 точек на период частоты сети, а самый «высокоскоростной» – более 1000 точек за период. Отсюда следует, что если необходимо сохранить погрешность и динамические характеристики прибора, необходимо обеспечить такую же скорость поступления данных по шине, и тогда возможно использовать уже разработанные и апробированные алгоритмы обработки данных в приборе. Если же использовать стандартную частоту для цифровой шины, то необходимо разрабатывать новые алгоритмы обработки данных (если это математически возможно).

Аналогичные вопросы возникают при рассмотрении реализации СМПР. Существуют приборы с низкой частотой выборки (80 точек на период частоты сети), однако в них точность фазовых измерений повышается за счет синхронизации измерений с входным сигналом по предыдущим периодам. В идеологии стандартной цифровой подстанции такая синхронизация не предусматривается. Возникает вопрос – какая частота асинхронных измерений достаточна для реализации фазовых измерений? Это будет зависеть от используемых алгоритмов обработки внутри терминала.

Как видно из приведенного рассмотрения автоматически использовать алгоритмы обработки сигналов аналоговых приборов и систем в терминалах всех прикладных задач цифровых подстанций не получается, вследствие более низкой частоты измерений (согласно стандарту МЭК 61850), либо отсутствия синхронизации с входным сигналом.

В цифровых СИ для обеспечения такой же точности измерений в некоторых прикладных задачах необходимо использование либо более высокой частоты выборки, либо других алгоритмов обработки, которые пока отсутствуют. Возможно они могут быть разработаны и проблема с измерениями ПКЭ будет решена на основе существующих цифровых стандартов, но для этого разработчикам терминалов с цифровым входом нужно поставить задачу реализации всех прикладных задач: ПКЭ, фазовых измерений ОМП и т.д. Если использовать опробованные алгоритмы, существующие в аналоговых ПС, то для реализации всех прикладных задач необходимо увеличить частоту выборки до 1024 точек на период.