Цифровая подстанция «Эйвон» компании TransGrid

Австралийская электросетевая компания TransGrid разработала проект цифровой подстанции. Первой подстанцией, сделанной с применением новой технологии, стала подстанция 330 кВ «Эйвон» в 100 км от Сиднея. Ввод объекта в эксплуатацию состоялся в 2017 году. ЦПС рассказывает, как TransGrid реализовала полномасштабную цифровую подстанцию. Статья описывает подходы компании к реализации цифровой подстанции «Эйвон»: рассматриваются вопросы архитектуры цифровой подстанции, стоимостные показатели и выводы, сделанные в результате разработки проекта.

Цифровая подстанция широко опирается на использование стандарта IEC 61850.

На подстанции «Эйвон» применены преобразователи аналоговых сигналов (ПАС) и преобразователи дискретных сигналов (ПДС), установленные рядом с первичным оборудованием и обеспечивающие оцифровку аналоговых сигналов тока и напряжения и дискретных сигналов. Информация в цифровом формате передается в устройства релейной защиты, автоматики и управления (РЗА), а также в измерительные преобразователи и систему мониторинга и диагностики силового оборудования по сети Ethernet.

Цифровая подстанция широко опирается на использование стандарта IEC 61850 — в частности, для передачи мгновенных значений тока и напряжения используется профиль стандарта IEC 61850-9-2LE. На подстанции также применяются синхронизация времени в соответствии со стандартом IEEE 1588 и стандарт IEC 62439-3 для реализации резервирования согласно протоколу PRP (Parallel Redundancy Protocol).

Введение

В 2014 году в австралийской электроэнергетике начался период фиксированного спроса на энергопотребление. Этот период, которому предшествовала существенная модернизация магистральных сетей Австралии, продолжается по сегодняшний день. В процессе модернизации значительные средства были направлены на создание такой электрической сети, которая могла бы устойчиво работать в условиях высоких нагрузок — это в итоге и было обеспечено, причем с существенным запасом. В таких условиях темпы развития электрических сетей замедлились. Перспективные проекты включают в себя только проекты технического перевооружения и проекты присоединения возобновляемых источников энергии к сетям.

Изменения, произошедшие в 2014 году, стали драйвером для реализации технологии цифровой подстанции, которая позволяет сократить затраты на модернизацию вторичных подсистем, отслуживших двадцатилетний срок на эксплуатируемых энергообъектах, и обеспечить экономичное присоединение объектов малой генерации.

Этапы проекта

Решения на основе стандарта IEC 61850 были наиболее распространенными и поддерживались большинством производителей.

Проект начался с анализа рынка, в частности с поиска экономически эффективных технических решений, причем из рассмотрения не была исключена ни одна из существующих технологий цифровизации. В ходе анализа было выявлено наличие 14 производителей вторичных подсистем, из которых лишь 4 имели в номенклатуре серийные технические решения для реализации цифровой подстанции или прототипы таких решений. Исследования также показали, что решения на основе стандарта IEC 61850 были наиболее распространенными и поддерживались большинством производителей.

Рис. 1. Этапы проекта

После выполненного анализа рынка были получены образцы серийного оборудования и прототипы и проведены лабораторные испытания для проверки функциональности технических решений и прикладного знакомства с технологией. На этапе тестирования была выявлена следующая особенность: в некоторых случаях стандарт IEC 61850 значительно опережал имевшиеся реализации (например, режим симуляции сообщений и различных режимов тестирования на тот момент времени поддерживались не всеми техническими решениями); в других — отставал и не учитывал современные технологии, доступные на рынке (например, в технических требованиях по реализации цифрового интерфейса электронных измерительных трансформаторов IEC 61850-9-2LE было зафиксировано требование по синхронизации времени по интерфейсу 1PPS по выделенной волоконно-оптической линии связи вместо требования реализации протокола точной временной синхронизации PTP (IEEE 1588 Precision Time Protocol)).

Исходно предполагалось 3 варианта реализации технологии цифровой подстанции:

  • Реализация шины станции.
  • Реализация шины станции и шины процесса.
  • Реализация шины станции и шины процесса с использованием электронных измерительных трансформаторов.

Результаты анализа вариантов представлены в таблице 1.

Таблица 1. Сравнение вариантов реализации цифровой подстанции

Сокращение Шина станции Шина процесса Шина процесса с применением электронных измерительных трансформаторов
Стоимость 2% 11% 9%
Кабельные лотки 40% 93% 93%
Панели 7% 47% 30%

На основании проведенного анализа был выбран вариант реализации цифровой подстанции с шиной станции и шиной процесса без применения электронных измерительных трансформаторов — этот вариант дает наибольший эффект для различных проектов, запланированных компанией TransGrid.

Среди 4 производителей технических решений для цифровой подстанции для испытаний в рамках полигона были отобраны три компании. TransGrid приобрела оборудование в составе ПАС, ПДС и устройств РЗА для 5 присоединений у каждого поставщика. Все решения были протестированы на функциональность и быстродействие. Все 3 системы были интегрированы в единую локальную вычислительную сеть для моделирования средней подстанции с 15 присоединениями.

После завершения испытаний в 2015 году 3 системы сравнивались по функциональности, быстродействию и стоимости. Исходя из результатов сопоставления, для практической реализации цифровой подстанции «Эйвон» были отобраны два поставщика: Alstom Grid (компанией теперь владеет концерн General Electric) и Nari Relays (NR).

Описание проекта

К подстанции 330 кВ «Эйвон», расположенной в 100 км к югу от Сиднея, подключаются 3 линии электропередачи 330 кВ. В рамках модернизации вторичных подсистем подстанции была запланирована замена контрольного кабеля и вторичного оборудования, включая устройства РЗА, устройства измерения и мониторинга и устройства диагностики первичного оборудования. Проект не предусматривал замену аккумуляторных батарей, зарядно-подзарядных устройств, оборудования системы собственных нужд и резервного генератора.

Поскольку при первоначальном строительстве не были предусмотрены кабельные лотки и кабели просто укладывались под землю, кабельная инфраструктура как таковая отсутствовала. Реализация новой кабельной инфраструктуры должна была произойти при модернизации подстанции.

Рис. 2. Расположение подстанции «Эйвон»

К подстанции подходят три линии электропередачи 330 кВ, подключаемые к одной секции шин, как показано на рис. 3.

Рис. 3. Однолинейная схема подстанции «Эйвон»

Указанная подстанция была выбрана первой площадкой для реализации технологии цифровой подстанции исходя из следующих критериев:

  • Малый размер.
  • Наличие типовой схемы распределительного устройства.
  • Близость к Сиднею и к месторасположению обслуживающего персонала TransGrid.
  • Модернизация подстанции предполагала замену всей кабельной продукции и всех вторичных подсистем.

Таким образом, компании TransGrid представилась возможность реализовать цифровую подстанцию с минимальным риском влияния на остальную сеть. Подстанции «Эйвон» стала первым шагом на пути цифровизации энергообъектов в рамках портфеля компании.

Проектные решения

Проектные решения были разработаны с учетом целого ряда факторов. Ключевые решения перечислены ниже:

  • Передача всех данных согласно стандарту IEC 61850. Несмотря на то, что по сети Ethernet возможно передавать данные в формате различных коммуникационных протоколов, основной стандарт для использования на подстанции — IEC 61850. Для устройств, не поддерживающих этот стандарт, предусматривается преобразование из нативного протокола в протокол стандарта IEC 61850. Применение единого стандарта позволяет сократить количество разнородных коммуникационных протоколов, применяемых на уровне станции.
  • Оцифровка сигналов в непосредственной близости от их источника. Она позволяет переводить информацию в цифровой формат один раз и использовать ее далее многократно, что позволяет сократить количество вторичных соединений и уменьшить габаритные размеры кабеля и его протяженность.
  • Использование всех преимуществ технологии Ethernet. С момента появления уже устаревшей технологии 10BASE2 прошло достаточно много времени. Теперь все соединения являются полностью дуплексными, с подключением каждого конечного устройства к коммутаторам. Существуют функции многоадресной фильтрации и виртуальных локальных сетей (VLAN), а также протоколы резервирования HSR и PRP. С использованием коммутаторов Ethernet возможно построение сетей различной конфигурации с требуемыми технологиями резервирования и уровнем надежности. Таким образом, при реализации локальных вычислительных сетей на энергообъектах должна использоваться технология Ethernet в полном объеме — она способна удовлетворить всевозможным требованиям и никаким образом не ограничивает функциональность реализуемых подсистем.
  • Решение проблем с функциональной совместимостью при большом количестве производителей. На подстанции «Эйвон» предусматривается дублирование комплектов устройств РЗА, при этом каждый комплект поставляется отдельным производителем. Это было сделано для сокращения количества проблем с функциональной совместимости по условиям стандарта IEC 61850, выявленных в ходе тестирования. Если бы комплекс реализовывался с применением оборудования большего количества производителей или же с большим объемом взаимодействия устройств основного и резервного комплектов, то это потребовало бы большего времени на тестирование предполагаемых к применению решений и на реализацию логики для обеспечения одинакового поведения устройств в различных режимах.
  • Отсутствие электронных трансформаторов тока и напряжения. TransGrid тестирует электронные трансформаторы тока и напряжения с 90-х годов и не имеет предрассудков относительно их применения. Когда проект только начинался, большинство будущих проектов подразумевало лишь модернизацию вторичного оборудования на подстанциях, на которых уже были установлены измерительные трансформаторы с неистекшим сроком службы. Срок службы измерительных трансформаторов составляет 40 лет и более, в то время как срок службы устройств вторичных подсистем — 20 лет или менее. Стоимость замены данных измерительных трансформаторов на электронные, даже с учетом их необслуживаемости, оказывается неоправданной. Таким образом, для всех проектов технического перевооружения предусматривается сохранение в работе традиционных трансформаторов тока и напряжения, а для будущих реализаций при новом строительстве — применение электронных трансформаторов.

Что было реализовано

Сетевая инфраструктура

Архитектура локальной вычислительной сети играла большую роль при реализации проекта, поскольку для реализации цифровой подстанции используется много новых сетевых технологий.

Наличие дублированных сетей не приводило к увеличению общего количества используемых портов коммутаторов, поскольку количество подключений устройств РЗА, ПАС и ПДС оставалось прежним.

Для повышения надежности функционирования системы для основного и резервного комплектов предусмотрено применение протокола резервирования PRP. Этот протокол поддерживается большим числом выпускаемых ПАС, ПДС и устройств РЗА. Среди рассматриваемых вариантов был вариант с подключением основного и резервного комплектов в одну дублированную сеть под управлением протокола PRP. Делая выбор между тем, будет ли это одна сеть или две независимые сети, проектировщики подстанции заметили, что наличие дублированных сетей не приводило к увеличению общего количества используемых портов коммутаторов, поскольку количество подключений устройств РЗА, ПАС и ПДС оставалось прежним. При этом стоимость коммутаторов сильно зависит от требуемого количества портов. Таким образом, наличие независимых дублированных сетей PRP под основной и резервный комплекты не приводит к увеличению количества используемых портов по сравнению с реализацией одной сети под управлением протокола PRP, но обеспечивает полное разделение комплектов и резервирование.

Для минимизации количества соединений с устройствами, установленными на открытом распределительном устройстве, предусмотрено применение протокола синхронизации времени PTP, сообщения которого передаются по той же сети Ethernet.

Чтобы обеспечить стабильную передачу мгновенных значений тока и напряжения, производилось назначение виртуальных локальных сетей каждому потоку IEC 61850-9-2LE. Это позволило создать виртуальное соединение вторичных устройств с измерительными трансформаторами тока и напряжения. В такой ситуации каждое вторичное устройство получает на свой интерфейс только ту информацию, в которой нуждается для своего функционирования, и не получает избыточной информации.

Рис. 4. Архитектура сети для одной подсистемы

Мгновенные значения тока и напряжения

В 2014 году большинство представленных на рынке решений обладали поддержкой протокола IEC 61850-9-2LE. В ходе проведенных исследований и испытаний было выявлено, что большинство преобразователей аналоговых сигналов было функционально совместимо с интеллектуальными электронными устройствами. Таким образом, для дальнейшей реализации был выбран именно протокол стандарта IEC 61850-9-2LE с одним исключением — вместо использования одного импульса в секунду 1PPS для синхронизации времени была предусмотрена синхронизация времени по протоколу PTP.

Преобразователи аналоговых и дискретных сигналов

Было определено, что частота возникновения отказов ПАС и ПДС окажется больше по сравнению с частотой отказов вторичного оборудования, устанавливаемого в помещении, в связи с широким диапазоном рабочих температур. Для проекта были выбраны устройства, имеющие наибольший срок службы. Отказы не были исключены, и для сокращения времени восстановления работоспособности элементов было предусмотрено применение разъемных соединений. Это было сделано в том числе для того, чтобы обеспечить возможность быстрой замены элементов, в частности, в сложных погодных условиях. Помимо этого, была стандартизирована и конфигурация устройств — с целью сокращения трудозатрат на тестирование устройств после их замены.

Стандартизация технических решений

Технические решения в наибольшей степени были стандартизированы на уровне присоединения с целью обеспечения единообразия конфигураций ПАС и ПДС, а также для обеспечения возможности перехода на электрические каналы Ethernet без изменения конфигурации устройств. Таким образом, информация, передача которой производится на уровне присоединения, всегда единообразна несмотря на то, что первичное оборудование может отличаться. Благодаря этому, интерфейс между точкой оцифровки информации и точкой ее использования оказывается типовым. Эта типизация также привела к значительному сокращению количества принципиальных схем при реализации проекта.

Реализованные функции

Функции релейной защиты, автоматики, управления, измерения и мониторинга электрооборудования используют измерения и дискретные сигналы в цифровом формате, поступающие от ПАС и ПДС, которые устанавливаются на открытом распределительном устройстве.

Физическая инфраструктура

ПАС и ПДС размещаются в герметичных шкафах без обогрева на открытом распределительном устройстве. Шкафы имеют двойные стенки и окрашены в светлый цвет для рассеивания тепла, выделяемого преобразователями. От шкафа в здание прокладываются два многожильных волоконно-оптических кабеля. Таким образом, в здание проложены только цепи переменного и постоянного тока и волоконно-оптические кабели.

Выводы

Подстанция «Эйвон» является начальным этапом перехода к реализации цифровых подстанций.

Первая цифровая подстанция компании TransGrid введена в эксплуатацию в 2017 году. В статье были рассмотрены основные аспекты перехода к цифровым вторичным подсистемам, который начался с исследований и лабораторных испытаний и завершился реализацией подстанции «Эйвон».

Подстанция «Эйвон» является начальным этапом перехода к реализации цифровых подстанций. В соответствии со стратегией, принятой в TransGrid, модернизация всех вторичных подсистем будет производится с применением технологии цифровой подстанции. В перспективных проектах будет предусмотрено применение электронных трансформаторов тока и напряжения, а также будет выполнена более тесная интеграция с коммутационными аппаратами, что приведет к полной виртуализации систем. Стратегия развития цифровых технологий в TransGrid представлена на рис. 5.

Рис. 5. Дорожная карта реализации цифровых подстанций

Снижение капитальных затрат при реализации цифровой подстанции превзошло все ожидания. Перечислим несколько явных преимуществ, которые дает технология:

  • Меньшие габаритные размеры зданий.
  • Меньший объем строительных и монтажных работ.
  • Меньшее количество шкафов с вторичным оборудованием.
  • Значительно меньшее количество кабельных соединений и разрабатываемых на этапе проектирования принципиальных схем.

Технология цифровой подстанции способна обеспечить снижение затрат — и настало время реализовывать эту технологию.

Список литературы

  1. CIGRE, 2016, B3-214, Completing the IEC 61850 substation — the need for metering, K. Hinkley / R. Hughes.
  2. UCA International user Group, 2004, IEC 61850-9-2LE, “Implementation Guideline for Digital Interface to Instrument Transformers using IEC 61850-9-2”.
  3. IEEE, 2008, 1588, “Standard for a Precision Clock Synchronization Protocol for Networked Measurement and Control Systems”.
  4. IEC, 2016, 62439-3, “Industrial communication networks — High availability automation networks — Part 3: Parallel Redundancy Protocol (PRP) and High-availability Seamless Redundancy (HSR)”.

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: