Преимущества IEC 61850 в сетях среднего и низкого напряжения

Лоран Гиз и Тьерри Кост из ТК 57 МЭК рассказывают о преимуществах применения стандарта IEC 61850 на участках среднего и низкого напряжения при переходе к умным сетям.

Введение

IEC 61850 может эффективно использоваться на подстанциях среднего и низкого напряжения.

От энергетических компаний сегодня все больше требуется повышение надежности, безопасности и эффективности работы электрических сетей при одновременном повышении качества производимой электроэнергии. Компании также должны увеличивать долю распределенных источников энергии, например возобновляемых источников, систем распределенного хранения энергии и станций для зарядки электромобилей, подключенных к сетям среднего или низкого напряжения.

Решить эти проблемы помогут уже существующие инновационные технологии интеллектуальных сетей. На подстанциях среднего и низкого напряжения, являющихся основным компонентом любой распределительной сети, находятся выключатели, конденсаторы, трансформаторы и другое оборудование, используемое для обеспечения бесперебойных перетоков мощности, их балансирования и передачи. Такие подстанции, расположенные в непосредственной близости к большинству потребителей, становятся ключевым элементом развития электрических сетей.

Переход таких подстанций на работу с новым интеллектуальным функционалом становится болезненным вопросом при вводе в эксплуатацию очередной умной сети, а стандарт IEC 61850 представляется одной из наиболее подходящих основ для такого перехода.

Да, IEC 61850 может эффективно использоваться на подстанциях среднего и низкого напряжения и уже в ближайшем будущем позволит лучше выполнять предъявляемые требования благодаря новым документам, разрабатываемым в настоящее время ТК 57 МЭК.

С учетом большого количества элементов системы, которые потенциально будут затронуты переходом на новые технологии, такой переход не может быть осуществлен одномоментно, и один из ключевых аспектов предлагаемой модернизации с использованием стандарта IEC 61850 заключается в том, что к соответствующим преимуществам стандарта можно двигаться постепенно. Например, использование IEC 61850 не обязательно означает применение соответствующих данному стандарту пакетов протоколов передачи данных. Применение IEC 61850 позволяет воспользоваться многими преимуществами стандарта даже без замены традиционных видов связи, например на основе IEC 60870-5-101/104 или DNP3, на новые.

На момент выхода номера некоторые стандарты находились в разработке, а их текст не был доступен публично, поэтому их названия и соответствующий функционал в статье набраны полужирным.

Преимущества использования IEC 61850

Преимущества стандарта для пользователя обычно предполагают:

  • Сокращение времени и стоимости внедрения интеллектуальных устройств среднего и низкого напряжения в системы управления распределительными сетями благодаря подходу к моделированию, реализованному в стандарте.
  • Повышение наблюдаемости и управляемости участков среднего и низкого напряжения сети, в том числе областей распределенной генерации.
  • Повышение качества предоставления услуг за счет частичной или полной децентрализации систем автоматики фидеров.
  • Поддержку дополнительных функций (балансирование нагрузки фидеров низковольтного участка сети, управление пределами изменения напряжения, а также мониторинг и управление распределенной генерацией).
  • Оптимизацию оборудования и снижение количества выездов на объекты.
  • Предотвращение нежелательного выделения части энергосистемы на изолированную работу.

В области моделирования стандарт предлагает следующее:

  • Вторая редакция IEC 61850 уже включает в себя многие ключевые элементы (речь идет о тех, что уже используются традиционными подстанциями, например измерение мощности, управление переключениями и мониторинг и т. д.).
  • Технический отчет IEC/TR 61850-90-2 помогает выработать подходы к моделированию устройств связи с объектами (УСО, RTU).
  • В техническом отчете IEC/TR 61850-90-6 будут предложены способы поддержки функций автоматики фидера, в частности с учетом требований, опубликованных в техническом отчете IEC/TR 62689-100.
  • В готовящейся к публикации второй редакции IEC 61850-7-420 [1] будет реализована поддержка интегрирования распределенной генерации, в том числе функций, связанных с новыми электросетевыми правилами (grid codes) [2], впервые представленными в техническом отчете IEC/TR 61850-90-7 и основанными на нем.
  • IEC 61850-80-1 и IEEE 1815-3 помогают реализовать поддержку модели IEC 61850, используя протоколы стандартов IEC 60870-5-101/104 и DNP3 соответственно.
  • Стандарт IEC/TS 62361-102 упрощает интеграцию модели IEC 61850 в общую информационную модель (CIM).

В области связи стандарт предлагает следующее:

  • В редакции 2.1 IEC 61850 уже содержатся высокоэффективные способы обмена данными (режим «Клиент — сервер» или «Издатель — подписчик» через ЛВС или ГВС), расширенные средствами кибербезопасности серии стандартов IEC 62351.
  • В готовящемся стандарте IEC 61850-8-2 [3] будет описан способ безопасного обмена данными между клиентом и сервером через сети общего пользования.

В области управления системами — что важно для распределительной автоматики, которую можно рассматривать как систему систем, — МЭК начала работу по соответствию требованиям к управлению динамическими системами (включая такие возможности, как обновление прошивки, подключение новых устройств, отключение устройств, удаленное обновление конфигурации и т. д.).

Далее в статье будут более подробно рассмотрены отдельные возможности и способы их реализации с помощью IEC 61850.

Снижение стоимости и времени интеграции интеллектуальных устройств в сетях среднего и низкого напряжения

В ближайшем будущем количество единиц оборудования в отдельной системе будет в некоторых случаях достигать и 100000. Одной из главных проблем сетей среднего и низкого напряжения является не потенциально снижаемая сложность таких сетей, а большое количество устройств, к ним подключенных, что важно с точки зрения общего масштаба. При этом указанное число может стать еще больше, поскольку будет необходимо управлять дополнительными десятками тысяч объектов распределенной генерации, подключенных к сети. Управление таким количеством устройств не только станет настоящим кошмаром для пользователей, если интеграция системы управления распределительными сетями (DMS) будет по-прежнему осуществляться вручную, но и отрицательно скажется как на капитальных, так и на операционных расходах.

IEC 61850 может существенно облегчить работу пользователя, обеспечив формальное описание полевых устройств и связанных с ними функций, которое может быть обработано компьютером. Благодаря использованию принципов, описанных в новом докладе IEC 61850-90-2, в котором предлагается способ моделирования УСО, сохранится обмен информацией между полевым оборудованием (обычно предоставляемой ИЭУ, например устройства релейной защиты или измерительными приборами) и операционным уровнем (DMS, системы управления аварийными отключениями (OMS) или ГИС), что позволит DMS (OMS, ГИС) автоматически интегрировать любые моделируемые по стандарту IEC 61850 полевые устройства и подсистемы.

Этот непрерывный процесс обеспечит пользователя информацией очень высокого качества и позволит избежать ошибок или несоответствия между данными с полевого уровня и содержанием баз данных DMS или систем любого другого рода. Еще одно основное преимущество такого процесса состоит в том, что он значительно снижает стоимость и время интеграции (по сравнению с традиционными подходами, основанными на ручном управлении), которая к тому же практически не зависит от качества данных. В таком случае появляется возможность получать максимальное количество полевых данных.

Таблица 1. Базовые методики моделирования по IEC 61850

Функция Возможности IEC 61850 Соответствующий документ МЭК
Построение однолинейной схемы, а также связанных с ней функций и способа их компоновки в ИЭУ Моделирование на SCL IEC 61850-6 в редакции 2.1
Моделирование информационного шлюза (например, УСО) с сохранением связи с исходными данными ИЭУ Моделирование УСО IEC 61850-90-2

IEC 61850-7 в редакции 2.1

Обеспечение совместимости информации, полученной через модель по стандарту IEC 61850 (на SCL), с CIM Совместимость между CIM и IEC 61850 IEC/TS 62361-102

Повышение наблюдаемости и управляемости в сетях среднего и низкого напряжения

Функциональные характеристики большинства DMS не рассчитаны на участки среднего и низкого напряжения.

Из-за высокой стоимости и сложности управления таким количеством «малых» устройств функциональные характеристики большинства DMS не рассчитаны на участки среднего и низкого напряжения, где может находиться большое количество высокочувствительного оборудования. В соответствии с приведенным выше утверждением о значительном сокращении времени и стоимости интеграции умных устройств при использовании IEC 61850, подход к моделированию, реализуемый в данном стандарте, позволяет увеличивать центральную базу данных, добавляя в нее значительное количество информации, и постоянно обновлять ее в случае подключения новых сетевых устройств.

Кроме возможностей IEC 61850, которые упоминались в предыдущем разделе, пользователи могут получить и другие преимущества — см. таблицу 2.

Таблица 2. Мониторинг и управление сетями

Функция Возможности IEC 61850 Соответствующий документ МЭК
Измерение однофазных или трехфазных напряжения, тока, мощности, коэффициента мощности и т. д. M Group LN Серия IEC 61850-7
Оценка качества энергии Q Group LN Серия IEC 61850-7
Контроль за энергетическим оборудованием, в том числе трансформаторами, выключателями и переключателями/разъединителями Y и X Group LN Серия IEC 61850-7
Дистанционное управление коммутационным оборудованием CSWI Group LN Серия IEC 61850-7
Мониторинг локальных параметров (например, температуры) S Group LN Серия IEC 61850-7

Повышение качества услуг

Поскольку электричество — это главный источник энергии для жилых домов, офисов и промышленных предприятий по всему миру, качество услуг энергокомпаний приобретает все большее значение. Качество электроэнергии, предоставляемой такими компаниями, измеряется и собирается в показатели, которые публикуются, например, в «Отчете о результатах сравнительного анализа показателей непрерывности поставок электроэнергии» (Benchmarking Report on the Continuity of Electricity Supply) Совета Европейских регуляторов энергетики (Council of European Energy Regulators, CEER). В соответствии с этим отчетом, средняя длительность прерываний энергоснабжения для потребителей, подключенных к распределительным сетям, в разных странах варьируется от 10 до 700 минут в год. Хотя во всех странах с 1998 года наблюдается тренд на снижение этого показателя, в некоторых из них средняя длительность прерывания энергоснабжения превышает 100 минут в год, что довольно много для конечных потребителей в жилых домах, офисных зданиях и промышленности. Для отслеживания и оценки надежности энергетические компании часто используют другие показатели, в частности SAIDI, который определяет среднюю длительность аварийных отключений на каждого обслуживаемого потребителя, и SAIFI, который показывает среднее количество прерываний на одного потребителя.

Один из главных факторов, оказывающих влияние на качество электросетевых услуг, — это тип распредсети.

Один из главных факторов, оказывающих влияние на качество электросетевых услуг, — это тип распредсети (с воздушными или кабельными линиями электропередачи). В целом кабельные линии имеют более высокие показатели надежности, чем воздушные, однако использование интеллектуальных сетей — один из способов сократить различия в уровне надежности между ними.

Что касается типичных для Европы сетей среднего напряжения, то там традиционные подстанции среднего и низкого напряжения в распределительных сетях общего пользования оборудованы блоками кольцевой магистрали (БКМ) с плавкими предохранителями или автоматическими выключателями для защиты трансформаторов среднего и низкого напряжения, а также выключателями нагрузки с ручным управлением для коммутации кабелей. При возникновении повреждения появляется необходимость отправить бригаду на соответствующий объект для определения места повреждения вместе с вероятной проверкой положения индикаторов КЗ на различных подстанциях, если они имеются на данном фидере. Это долгий и дорогостоящий процесс, который может привести к длительным отключениям. Наличие распределенной генерации еще больше осложняет определение места повреждения и может потребовать установки направленных индикаторов КЗ. Когда распределительная сеть работает по схеме разомкнутого кольца, все стратегические узлы (включая точку нормального разрыва) должны оснащаться оборудованием с возможностью дистанционного управления, в том числе выключателями с приводом и индикаторами КЗ.

В районах, где используются радиальные схемы с ЛЭП большой протяженности, умные реклоузеры (АПВ) могут устранять короткие замыкания в непосредственной близости от места их возникновения.

В районах, где используются радиальные схемы с ЛЭП большой протяженности (например, в США, Южной Америке, на Ближнем Востоке и в Австралии), умные реклоузеры (АПВ) могут устранять короткие замыкания в непосредственной близости от места их возникновения, а не только на базовой подстанции, однако при этом такие устройства должны быть подключены к центру управления отключениями для передачи сообщения о возникновении КЗ. В противном случае оператор сети может не получить информации о данном событии, из-за чего многие потребители останутся без электроэнергии.

Два преимущества использования стандарта IEC 61850:

  • На уровне центров дистанционного управления — их обеспечение тщательно проверенными данными относительно любого короткого замыкания, возникшего на сетях среднего или низкого напряжения, что позволяет оператору дистанционного управления принимать различного рода меры, начиная с удаленного конфигурирования в ручном режиме и заканчивая использованием централизованных алгоритмов самовосстановления.
  • На локальном уровне — поддержка внедрения локальных средств автоматического самовосстановления (преимущественно на основе одноранговой связи между интеллектуальными устройствами, расположенными на фидере), что приводит к сокращению времени реконфигурирования.

За исключением функционала распределенной автоматизации, воспользоваться преимуществами IEC 61850 можно и без применения протокола передачи данных этого стандарта.

Кроме возможностей IEC 61850, которые упоминались в предыдущем разделе, пользователи могут получить и другие преимущества — они собраны в таблице 3.

Таблица 3. Улучшение качества оказания услуг (энергоснабжения)

Функция Возможности IEC 61850 Соответствующий документ МЭК
Определение места повреждения и сигнатурный анализ (функция относится к устройствам релейной защиты и индикаторам короткого замыкания) P Group LN Серия IEC 61850-7
Оценка качества электроэнергии Q Group LN Серия IEC 61850-7
Индикация подачи напряжения или тока IEC/TR 61850-90-6
Индикация состояния короткого замыкания (в том числе типа короткого замыкания: постоянное, полупостоянное, неустановившееся и т. д., — а также затрагиваемых им фаз), статистика коротких замыканий IEC/TR 61850-90-6
Поддержка динамической топологии (с учетом вероятности перемещения точки нормального разрыва кольцевой схемы среднего напряжения) IEC/TR 61850-90-6
Схема децентрализованного самовосстановления IEC/TR 61850-90-6
Рис. 1. Стандартная схема индикатора короткого замыкания на основе разрабатываемого технического отчета IEC/TR 61850-90-6

Поддержка расширенных функций (балансировка нагрузки низковольтных фидеров, управление предельными значениями напряжения)

Тупиковые низковольтные линии распределительных сетей часто имеют высокий небаланс между трансформаторами, между низковольтными фидера в трансформаторе и между тремя фазами в одном трансформаторе. При подключении к сети большого количества объектов распределенной энергетики (например, солнечных панелей) эта разбалансированность усугубляется, что приводит к снижению мощности в сети и на трансформаторах вследствие повышения значений тока на участках сети с более высокой нагрузкой и в результате протекания электрического тока по нейтралям, обычно спроектированным не для этого.

Одной из основных задач энергокомпаний по всему миру является удержание колебаний напряжения в пределах, установленных соответствующими контрактами (то есть +/- 10% от целевого значения в соответствии с электросетевыми правилами). Напряжение обычно регулируется трансформаторами, использующими устройства регулирования под нагрузкой (РПН) и конденсаторные батареи, которые расположены на подстанциях высокого и среднего напряжения и которые подают реактивную мощность в сеть. Операторы распределительных сетей (DSO) устанавливают контрольную точку и готовят сценарии и диапазоны колебаний напряжения, например на основе кривых прогнозируемой нагрузки и генерации.

В результате подключения к сети среднего и низкого напряжения большого числа объектов распределенной энергетики управление напряжением создает большие проблемы для DSO. Ситуации могут различаться в зависимости от того, в какой местности располагается зона обслуживания данного оператора (город или сельская территория), а также от типа и кучности подключенных объектов распределенной энергетики. В настоящее время операторы сталкиваются с ситуациями, когда напряжение на одном участке сети растет, а на другом — падает, или когда распределенная генерация ведет себя непредсказуемым образом из-за погодных условий.

Рис. 2. Регулирование напряжения интеллектуальными трансформаторами

Следовательно, электросетевые правила потребуют активного участия подключенных объектов распределенной генерации в управлении напряжением путем добавления возможности изменения их поведения в зависимости от напряжения конкретного участка сети при одновременном варьировании производимой/потребляемой активной/реактивной мощности (данное требование зависит от страны). DSO также используют датчики для управления напряжением по всей протяженности фидеров, новые управляющие устройства для регулирования напряжения на разных уровнях и централизованные или распределенные интеллектуальные устройства для оптимизации управления напряжением. Например, на подстанции среднего и низкого напряжения может быть установлен регулируемый распределительный трансформатор (интеллектуальный трансформатор) с устройством РПН и соответствующим контроллером, который получает информацию от нескольких точек управления низким напряжением в сети (см. рис. 2)

При дополнении возможностей стандарта IEC 61850, описанных в первом и втором разделах статьи, пользователи смогут внедрить функции текущего контроля в низковольтных участках сети и упростить мониторинг и управление подключенной распределенной генерацией.

Кроме возможностей IEC 61850, упоминавшихся в первом и втором разделах статьи, при внедрении IEC 61850 пользователи получают и другие преимущества — см. таблицу 4.

Таблица 4. Расширенные функции распределенной автоматики

Функция Возможности IEC 61850 Соответствующий документ МЭК
Мониторинг и управление подключенными объектами распределенной энергетики, включая функции, предписываемые электросетевыми правилами В разработке IEC 61850-7-420 в редакции 2

Снова повторим уже сказанное: воспользоваться этими преимуществами можно без применения протокола связи стандарта IEC 61850.

Оптимизация работы оборудования и сокращение количества выездов на объекты

К энергетическим компаниям все чаще предъявляется требование снизить капитальные и операционные расходы. Поскольку распредсетевые компании имеют огромное количество дорогостоящего оборудования, они пытаются найти способы оптимизировать использование данного оборудования, увеличить срок его службы и снизить расходы на его эксплуатацию и управление. Это требование становится еще более актуальным из-за растущего объема распределенной генерации.

Размещение на фидере интеллектуальных устройств позволяет энергокомпаниям управлять оборудованием удаленно. Стандарты позволяют мобильным техническим бригадам, удаленным операторам и центрам технического обслуживания совместно использовать значимые данные высокой сложности. Получив более точную информацию о состоянии оборудования, компании могут не только снизить количество дорогостоящих выездов бригад на объекты, но и более эффективно провести профилактические работы.

Моделирование в соответствии со стандартом IEC 61850 также позволяет учитывать номинальные характеристики оборудования, которые являются ключевым элементом при решении проблем, связанных с управлением оборудованием (см. в таблице 5 строку про распредустройства и IEC 62271-3). Методы моделирования по IEC 61850 позволят добавлять стандартные имена (standard names) для всей важной информации, то есть создавать формализованные машиночитаемые метки, связанные с соответствующим устройством, облегчая таким образом его интеграцию в системы технического обслуживания более высокого уровня.

Таблица 5. Поддержка управления оборудованием

Функция Возможности IEC 61850 Соответствующий документ МЭК
Мониторинг состояния первичного оборудования (в том числе трансформаторов, выключателей, переключателей, разъединителей) S Group LN Серия IEC 61850-7, дополненная IEC/TR 61850-90-3 в области контроля состояния
Мониторинг собственных нужд подстанции и зарядки аккумуляторных батарей ZAXN, ZUPS, ZBAT IEC/TR 61850-90-3
Мониторинг местных метеоусловий MENV Серия IEC 61850-7, дополненная IEC/TR 61850-90-6
Мониторинг обстановки в местах расположения устройств (в том числе контроль положения дверей, индикация присутствия посторонних лиц, срабатывание пожарной сигнализации, сообщения о затоплении и т. д.) IEC/TR 61850-90-6
Управление и мониторинг подключенной распределенной генерации, включая функции, предписываемые электросетевыми правилами В разработке IEC 61850-7-420 в редакции 2
Расширение описания паспортных данных распредустройств Расширения LPHD IEC 62271-3

Преимущества, указанные в таблице 5, также доступны без использования протокола связи стандарта IEC 61850.

Предотвращение нежелательного выделения на изолированную работу

Выделением на изолированную работу называется состояние системы, при котором один или несколько распределенных генераторов продолжают подавать мощность в какую-либо часть энергосистемы при отсутствии подключения к основной энергосистеме общего назначения. Нежелательное выделение на изолированную работу возникает, когда переход в такой режим участка сети и подключенных к нему потребителей не был санкционирован. Такая ситуация может случиться, главным образом, по двум причинам:

  • Несрабатывание РЗА, расположенные на объектах распределенной генерации: они не регистрируют данное событие и, следовательно, не подают сигнал на аварийное отключение.
  • Неправильная работа переключателя или выключателя: например, размыкание контактов выключателя фидера без предварительной команды об отключении всех затрагиваемых объектов распределенной энергетики.

Важно не допускать возникновения нежелательного выделения на изолированную работу не только потому, что оно может создать угрозу безопасности для эксплуатационного персонала станции, но и потому, что оно может привести к повреждению распределенных генераторов и сетевого оборудования вследствие несинхронизированного повторного включения выделившегося участка, отсутствия регулирования напряжения и частоты, перегрузки объектов распределенной энергетики и произвольного заземления. Кроме того, энергооборудование потребителей на таком участке может быть повреждено в результате низкого/неуправляемого качества электроэнергии или изменений в системе заземления, не приспособленной к такому режиму.

Защита, основанная на связи с подстанцией среднего или низкого напряжения, представляет собой более гибкий вариант.

Защита от разделения энергосистемы на изолированно работающие части, также называемая защитой от потери питания, обычно устанавливается только на промышленных объектах, подключенных к базовой подстанции. Однако большое число установок распределенной генерации в сочетании с увеличением количества микросетей, подключенных в разных точках распредсети, заставило энергетические компании пересмотреть правила. Например, надежно идентифицировать выделение на изолированную работу позволяет крайне узкий диапазон настройки напряжения и частоты, но это же создает риски для стабильности системы, так как значения напряжения и частоты понизятся еще сильнее после отключения распределенного генератора. Следовательно, защита, основанная на связи с подстанцией среднего или низкого напряжения, представляет собой более гибкий, локализованный вариант.

Один из наиболее эффективных способов предотвращения нежелательного выделения на изолированную работу предполагает обеспечение связи между устройствами, подключенными к фидеру. Этот способ состоит в принудительном отключении через рассылку команды на связь со всей подключенной распределенной генерацией устройствам на фидере, которые имеют данные об условиях выделения на изолированную работу. В случае КЗ на присоединении это называется функцией дистанционного отключения, которая состоит в отправке запроса на отключение/нулевую мощность через цифровую связь всем подстанциям среднего и низкого напряжения, запитанным от данного фидера, и всем установкам распределенной энергетики среднего напряжения, а затем — от этих подстанций среднего или низкого напряжения ко всем низковольтным объектам распределенной генерации.

Применение стандарта IEC 61850 поможет реализовать передачу таких сигналов дистанционного отключения на каждый из соответствующих объектов распределенной генерации.

Таблица 6. Предотвращение нежелательного выделения на изолированную работу

Функция Возможности IEC 61850 Соответствующий документ МЭК
Сигнал дистанционного отключения IEC/TR 61850-90-6
Статус соединения микросети IEC/TR 61850-90-6

Типы архитектуры систем связи

В целях упрощения рассматриваются три типа архитектуры для поддержки описанных выше функций. Также проводится их сравнение с точки зрения осуществления такой поддержки.

Цифровая связь с дистанционным мониторингом

Архитектура (см. рис. 3), которая основана на SCADA-системах и связанных с ними компонентах (таких как расширенная система управления распределительными сетями (ADMS)), позволяет оператору получать данные о состоянии каждого индикатора короткого замыкания дистанционно. Управление все еще производится в ручном режиме непосредственно на объекте, но техническое обслуживание может быть оптимизировано благодаря отправке ремонтной бригады непосредственно на поврежденный участок.

Рис. 3. Архитектура связи, в которой максимально задействованы программные средства DMS, позволяет более качественно контролировать состояние индикаторов короткого замыкания в удаленном режиме

Цифровая связь с дистанционным мониторингом и управлением

Данная архитектура (см. рис. 4) обладает всеми преимуществами предыдущей, а также включает в себя функцию телеуправления. Кроме того, она позволяет оптимизировать процесс реконфигурирования на основе топологии, а также состояние нагрузки и генерации.

Рис. 4. Управляемые коммутаторы среднего напряжения позволяют в удаленном режиме отключить поврежденный участок и существенно ускоряют повторное включение неповрежденного участка

Одноранговая связь

Одноранговая архитектура (см. рис. 5) предоставляет автономный инструментарий с часто более высоким быстродействием, чем у архитектур, осуществляющих связь через центральное устройство. Каждый интеллектуальный компонент, расположенный на фидере, может получить преимущества от обмена данными со своими соседями для осуществления распределенной автоматизации, например для обнаружения повреждения, выделения повреждения или вольт/ВАр-управления без необходимости связываться с дистанционным центром управления.

Рис. 5. Одноранговая система связи обычно имеет более высокий уровень оперативности, чем централизованное управление

Сравнение архитектур

В таблице 7 дана попытка сопоставить преимущества, описанные в предыдущих разделах, с архитектурами и дать их сравнительную оценку.

Таблица 7. Типы архитектуры связи и соответствующие возможности умных сетей [4]

Архитектура Возможности интеллектуальных сетей
Цифровая связь с дистанционным мониторингом — более высокая наблюдаемость Повышение наблюдаемости сетей среднего и низкого напряжения

Повышение качества предоставления услуг

Поддержка расширенных функций

Оптимизация работы оборудования и снижение количества выездов на объекты

Цифровая связь с дистанционным мониторингом и управлением — более высокая управляемость Повышение наблюдаемости и управляемости сетей среднего и низкого напряжения

Повышение качества предоставления услуг

Поддержка расширенных функций

Оптимизация работы оборудования и снижение количества выездов на объекты

Одноранговая связь Повышение наблюдаемости и управляемости сетей среднего и низкого напряжения

Повышение качества предоставления услуг

Предотвращение нежелательного разделения энергосистем

При адаптации соответствующих технологий связи к различным архитектурам важно различать коммуникационный уровень (то есть спецификацию протокола) от уровня информации (то есть модели данных и семантики) — см. таблицу 8 [5]. В любом случае выбор технологии из предлагаемых международными стандартами предоставляет энергетическому предприятию возможность внедрять устройства разных производителей и быть уверенным в надежности данной инвестиции.

Таблица 8. Технологии и стандарты связи для обмена данными с подстанцией среднего или низкого напряжения при стандартной архитектуре

Архитектура Коммуникационный уровень Уровень информации [6]
Цифровая связь с дистанционным мониторингом IEC 60870-5-101 или 104

DNP3 (IEEE 1815)

IEC 61850-8-1

В будущем — IEC 61850-8-2 для сетей общего пользования

IEC 61850
Цифровая связь с дистанционным мониторингом и управлением IEC 60870-5-101 или 104

DNP3 (IEEE 1815)

IEC 61850-8-1

В будущем — IEC 61850-8-2 для сетей общего пользования

IEC 61850
Одноранговая связь IEC 61850-90-5 IEC 61850
Для повышения наблюдаемости и управления:

• IEC 60870-5-101 или 104

• DNP3 (IEEE 1815)

• IEC 61850-8-1

• В будущем — IEC 61850-8-2 для сетей общего пользования

IEC 61850

Заключение

К энергетическим компаниям сегодня предъявляются все более высокие требования с точки зрения качества поставляемой ими энергии и обеспечения бесперебойного энергоснабжения. Процесс усугубляется широкой интеграцией распределенной генерации по всей сети, и чтобы соответствовать этим требованиям, энергетические компании устанавливают все большее количество интеллектуальных устройств на подстанциях среднего и низкого напряжения. Такие подстанции являются одной из основных составляющих долгожданной эволюции распредсетей. Энергокомпаниям уже давно пора сформулировать официальную стратегию цифровой трансформации подстанций среднего и низкого напряжения и всей сети в целом.

Преимущества IEC 61850 могут быть реализованы и сейчас.

Стандарт IEC 61850 может помочь совершить этот переход и в ближайшем будущем сможет представит функционал, который действительно поможет энергокомпаниям решить проблему все большего усложнения процесса управления сетями среднего и низкого напряжения. Преимущества IEC 61850 могут быть реализованы и сейчас при использовании, прежде всего, возможностей стандарта в области моделирования. Это позволит энергетическим компаниям успешно модернизировать имеющееся у них огромное количество устройств и привести их в соответствие с многочисленными и все более высокими требованиями.

Специалисты по энергооборудованию и связанному с ним ПО могут помочь компаниям найти наиболее подходящие решения и осуществить описываемый переход удобным и безопасным способом.

Примечания

[1] Ожидаемая дата публикации стандарта — ноябрь 2019 года (прим. ЦПС).

[2] Российским примером таких правил могут служить ПТЭЭСС (прим. ЦПС).

[3] Ожидаемая дата публикации стандарта — декабрь 2019 года (прим. ЦПС).

[4] Подчеркнуты наиболее значимые характеристики (прим. авт.).

[5] Стандарт IEC 61850 может назначен на IEC 60870-5-101/104 (благодаря использованию TS IEC 61850-80-1) или на DNP3 (благодаря применению IEEE 1815-1). Такая привязка позволяет использовать все преимущества языка конфигурирования системы (System Configuration Language) и получить формализованное машиночитаемое описание (прим. авт.).

[6] IEC 61850 позволяет привнести семантику в систему связи, значительно упрощая процесс интеграции подсистем (прим. авт.).

Цифровая подстанция

(close)