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.

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: