Специалистам были предложены следующие вопросы:

1. Какая частота дискретизации для целей РЗА является целесообразной и почему?
2. Какой (какие) типовые наборы данных должны быть предусмотрены при передаче измерений по IEC 61850-9-2, почему?
3. Какой протокол синхронизации времени для выборок мгновенных значений вы считаете наиболее целесообразным в рамках национального профиля?

Андрей Шеметов

ПАО «ФСК ЕЭС»

Анализируя выбранную частоту дискретизации в 80 точек за период, я не получил ни одного вразумительного ответа, почему она выбрана. При этом задавалась она и на западе, но ответа не последовало. Если вспомнить с чего начинались МП защиты то это 6 точек за период и хватало для МТЗ. В настоящее время все алгоритмы МТЗ, ДЗ, дифференциальных защит используют 20 или 24 точки. При работе с SV потоками все производители берут 1 точку в работу 2, 3, 4 выбрасываются, затем 5 точку, 6, 7, 8 выбрасываются и т.д. Т.е для 20 точек хватает. При создании работы по совместимости ДФЗ разных производителей были получены данные о 36 точек за период – это необходимый максимум для терминала РЗА. Поэтому логично ввести в российский профиль кратное число и принять 40 точек за период, тем самым убрать 50 % лишнего трафика. Если российские производители хотят выходить на зарубежный рынок РЗА, то сделать поддержку 40 и 80 точек не сложно.

Набор в 8 значений так же не понятен мне и был выбран исходя из применения тупиковой и неперспективной технологии AMU. Цифровые ПС не дадут должного эффекта без оптических ТТ и электронных ТН с выдачей цифрового потока данных. Поэтому для них нужно принять 3 значения в потоке. Или 3 тока, или 3 напряжения. Токов и напряжений нулевой последовательности они не измеряют и грузить сеть ненужной информации незачем. Так же для ДЗШ, ДЗТ, ДЗЛ не нужны напряжения, туда передаются 3 тока. Ограничив количество выборок и количество данных, мы обеспечим передачу в 100 мегабитном потоке необходимого количества данных для ДЗШ больших РУ. Так же нужно принять набор в 1 значение тока или напряжения. 1 значение тока и напряжения используется для передачи напряжения с ВЛ (ШОН, ТН в одной фазе), тока нейтрали АТ, Т, реактора, фазного тока для защиты от перегрузки в общей обмотке АТ, тока или напряжения для защит от замыканий на землю обмотки статора генератора (синхронного компенсатора). При применении AMU на время реконструкции ПС и поэтапной замены ТТ возможна передача 3-х фазных токов или напряжений в посылке из 3-х значений и временных значений токов и напряжений нулевой последовательности в посылке из 1 значения, которые после установки оптических ТТ и электронных ТН, выбрасываются из потока, а фазные значения принимают параметры SV потоков от AMU, и терминалы РЗ перепрограммировать не нужно. Поэтому два набора данных: 3 и 1.

С точки зрения повышения надёжности и снижения затрат, конечно, PTP. Он не требует отдельной сети и имеет дублирование. ЦПС без синхронизации времени умирает, транспортная инфраструктура синхронизации должна быть резервированная.

Николай Дони

ООО НПП «ЭКРА»

Для устройств релейной защиты должен поддерживаться формат SV, рекомендуемый в проекте стандарта IEC 61869-9 (SmpRate=96, частота дискретизации F=4800 Гц, NoASDU=2, частота генерации Ethernet кадров – 2400 Гц ), что позволит:

• практически без переделки использовать проверенные алгоритмы цифровых устройств релейной защиты с 24 или 48 цифровыми отсчетами на период с использованием известных методов прореживания и восстановления (но не отсеивания) данных;
• получать в устройствах преобразования аналоговых сигналов в цифровую форму, в определенных случаях, данные для релейной защиты из данных, предназначенных для целей измерений, так как кратность частот дискретизации для этих двух видов данных равна 3.

Частота генерации Ethernet кадров рекомендуемого формата SV значительно меньше, чем при использовании спецификации  61850-9-2LE (4000 Гц), что уменьшает трафик в сети. Выигрыш – за счет уменьшения «накладных»  расходов на общую часть Ethernet кадров при передаче одного и того же количества полезной информации.

Для уже работающих устройств релейной защиты должна поддерживаться спецификация IEC 61850-9-2LE MSVCB01 (I4U4, F=4000 Гц, SmpRate=80, NoASDU=1).

Наборы данных могут быть различными, в зависимости от выполняемых функций устройств релейной защиты. Желательно иметь в области APDU Ethernet кадра максимальное количество полезной информации.

Для устройств SAMU, устанавливаемых  в ячейках ОРУ рядом с ТТ, из-за отсутствия цепей ТН,  обычно аналоговыми входными сигналами являются только токи. Для спецификации 61850-9-2LE с жестко фиксированной областью APDU (ASDU1) I4U4 видно явное недоиспользование области данных, предназначенной для передачи информации о фазных напряжениях. Для защиты шин c большим количеством присоединений предпочтительно иметь в одном потоке информацию о трехфазных токах двух присоединений и не иметь информацию о напряжениях (I8U0).

Использование гибкой системы типов наборов данных (InUm) позволит уменьшить общий объем полезной передаваемой информации. В рамках стандарта IEC 61869-9 можно в одном кадре передавать до 20 аналоговых сигналов. Все цифровые устройства релейной защиты должны уметь настраиваться на необходимый формат кадра с использованием соответствующего .icd файла от конкретного издателя SV потока.

В системе передачи информации в цифровом виде могут быть использованы промежуточные перепаковщики данных, объединяющие данные из разных потоков SV с определенным набором сигналов в Ethernet кадры с требуемым набором данных для конкретных устройств релейной защиты (защиты многообмоточных трансформаторов, шин, ошиновок).

Синхронизация моментов взятия цифровых отсчетов в устройствах SAMU, электронных ТТ и ТН в пределах цифровой подстанции может осуществляться всеми существующими методами, обеспечивающими необходимую точность 2 мкс. Предполагается использование:

• импульсов 1PPS или протокола IRIG-B по выделенным резервированным линиям связи;
• протокола IEEE 1588 (PTP) c резервированной службой точного времени.

Использование протокола IEEE 1588 является предпочтительным, так как не требуются дополнительные линии  связи к упомянутым устройствам.

В рамках отечественного профиля стандарта обязательно должна быть оговорена стратегия поведения устройств преобразования  аналоговых сигналов в цифровой вид при потере синхронизации.

Михаил Пирогов

ООО НПП «Микропроцессорные технологии»

Обычно для работы РЗА интересует полоса частот от 45 Гц до 11 гармоники. Условно можно считать от первой до одиннадцатой гармоники. В теории получается, что частота дискретизации должна быть 22 отсчета на период. На практике же, частота дискретизации должна быть выше с целью минимизации погрешности различных важных алгоритмов реле. Например, для алгоритма расчета частоты по переходам через ноль – погрешность метода на интервале 40-55 Гц для 80 точек на период в 10 раз ниже, чем для 40 точек на период. При этом высокая частота дискретизации необоснованно приводит к увеличению вычислительной мощности микроконтроллера цифровой обработки сигналов. Здесь нужен баланс. Исходя из личного опыта считаю, что частота дискретизации 40 отсчетов на период является самой оптимальной для большинства защит. Исключением являются централизованные защиты от однофазных замыканий на землю, а так же орган формирования тока, манипуляции дифференциально-фазной защиты, орган сравнения фаз дифференциально-фазной защиты.

Передавать нужно уметь мгновенные отсчеты с шифрованием. По мере развития технологии цифровой подстанции вопрос защиты данных станет более остро, поэтому уже сегодня нужно задуматься о шифровании не только MMS, GOOSE, но и мгновенных отсчетов.

На мой взгляд, оптимальным является PTPv2.

Дмитрий Антонов

ЗАО «РАДИУС Автоматика»

Утверждение новых стандартов IEC 61869-9/13 является очередным шагом эволюционного развития технологии передачи мгновенных значений в цифровом виде. Используемый в настоящее время, по сути «профиль», IEC 61850-9.2LE несет некоторые неудобства и ограничения при реализации цифровых подстанций. Разработанные документы снимают эти ограничения.

Но необходимо помнить, что профиль «9.2LE» был разработан с целью упростить и упорядочить применение данной технологии на всех этапах от реализации оборудования производителями до последующих наладки и эксплуатации. Подавляющее число производителей оборудования реализовали передачу SV-потоков именно с учетом данного профиля. Поэтому в ситуации отсутствия реального опыта внедрения технологии в российской энергетике на базе отечественного оборудования, возникают мысли о преждевременности разработки национального профиля. Необходимо на базе уже разработанного оборудования получить опыт, а затем на его основе систематизировать требования к составу передаваемой информации.

В соответствии с этим, на первом этапе сохраняем параметры профиля 9.2LE, кроме протокола синхронизации времени:

1. Частота дискретизации для РЗА – 80 т/период;
2. Набор по «9.2LE»;
3. Протокол синхронизации времени PTP v2.

На втором этапе, предположительно:

1. Частота дискретизации для РЗА в зависимости от класса напряжения ПС: для энергообъектов 6-35 кВ – 20-40 т/период (достаточно для реализации алгоритмов, но при этом снижается нагрузка на сеть и теоретически удешевляется оборудование); для энергообъектов 110 кВ и выше – 80 т/период (позволит реализовать «быстрые» алгоритмы на базе мгновенных значений).
2. Наборы данных должны быть гибко настраиваемые на этапе проектирования ПС.
3. Протокол синхронизации времени PTPv2.

Максим Грибков

ПАО «МОЭСК»

Решение о разработке отечественного профиля считаю пока преждевременным. Сейчас необходимо опробовать уже имеющиеся разработки и наработки, и в будущем, используя полученный опыт, приступить к разработке своего стандарта.

Для быстродействующих устройств РЗА наиболее целесообразно использовать 96 точек на период, при этом для типизации устройств и элементов, использование 96 точек на период также целесообразно и в остальных устройствах.

Наборы данных зависят от каждого конкретного случая применения, поэтому вводить ограничения и рамки считаю не целесообразным, тем более, что вариантов не так уж и много.

Наиболее подходящим на нужд РЗА является протокол синхронизации времени для выборок мгновенных значений РТРv2.

Андрей Подшивалин

ООО «ИЦ «Бреслер»

Глубоко убежден, что российский профиль МЭК 61850 необходим. И это не противопоставление России остальному миру. Наоборот, это следование букве стандарта МЭК 61850, который предоставляет широкие возможности, но предполагает их локализацию с целью оптимизации процессов разработки компонентов системы автоматизации, инжиниринга проектов, эксплуатации системы в целом. Стандартизация требований в части 9-2 является первоочередной при внедрении полностью цифровых решений на подстанции. Но хочется надеяться, что российский профиль охватит и другие составляющие связи (например, часть 8-1).

Требования в части частоты дискретизации сигналов и набора данных в МЭК 61850-9-2, надеемся, будут выработаны коллегиально в рамках рабочей группы, включающей все заинтересованные стороны.

Алексей Гришин

ООО «Компания ДЭП»

На данный момент непонятна конечная цель разработки собственного профиля. Мы хотим отгородиться от существующего мира с его опытом и пройти своим путем по тем же граблям? Сейчас есть уже работающие примеры профилей и разработка собственного приведет к нескольким последствиям:

1. несовместимости с зарубежными образцами;
2. увеличенной нагрузке на наших производителей, которым придется поддерживать оба профиля (национальный и зарубежный) для обеспечения совместимости, обеспечения тестируемости новых разработок и поддержания уже эксплуатирующегося парка оборудования.

Дополнительные частоты больше подходят к частоте питающей сети 60 Гц, соответственно вопрос – наша энергетика собирается переходить на эту частоту?

Мы считаем, что создание нового профиля целесообразно в следующих случаях:

• в национальных сетях есть какие-то особенности, которые не позволяют достичь требуемого результата при применении только существующих стандартов;
• в  случае  создания чего-то абсолютно нового, чего нет еще в других стандартах.

Борис Зайцев

НПП «Динамика»

Наше предприятие занимается разработкой диагностического оборудования,  поэтому наши приборы будут поддерживать все утвержденные форматы, в то же время нам проще работать с небольшим перечнем форматов.

Обычно для задач релейной защиты хватает 24 выборки за период, но их может не хватить, если надо выделить высшие гармоники, вычислить производную и т.д., поэтому желательно иметь кратную величину в 48 или 96 выборок. Видимо надо рекомендовать 96, так как это дает более высокую точность вычисления действующего значения сигналов, остальные можно получить путем прореживания выборок в процессе их обработки.

Нам кажется, что в качестве дополнительной информации могут быть только те данные, которые невозможно вычислить из текущих выборок, но эта информация присутствует на MU. Например, выборки 3Io с параллельной линии или значение тока с метрологической обмотки ТТ и т.д.

Достаточно иметь синхронизацию по РТР, это исключит дополнительные кабели на ОРУ.

Юрий Иванов

ООО «Прософт-Системы»

На мой взгляд, острой необходимости в создании российского профиля нет, однако, если будет принято решение о его создании, то за основу можно взять спецификацию 9-2LE, изменив в ней всего несколько положений.

Даниил Муратов

ГК «Текон»

Для целей РЗА подойдет как 80, так и 96 точек за период, предложенные стандартами (частота дискретизации 4000 и 4800 Гц соответственно). Сложно выбрать определенную частоту, так как все зависит от требований к быстродействию, точности, загрузки сети и тесно связано с размером передаваемого кадра – количества сигналов в нем (второй вопрос). Для РЗА, работающей в сети 50 Гц достаточно и 40 точек за период. По нашему мнению оптимальны 64 и 128 выборок за период, так как для этих частот есть эффективные фильтры Фурье.

Точно не стоит жестко определять формат набора данных для передачи по SV как 4 тока и 4 напряжения (как это сделано в 9-2LE), так как зачастую это не так. Стоит оставить возможность гибкой конфигурации структуры кадров (как в 9-2), либо предложить несколько структур наборов данных, покрывающих все основные случаи. Также дополнительно стоит учесть возможность передачи измерений постоянного тока. По нашему мнению оптимальные наборы – 4т. 4н., 5т. 3н., 8т.

Тут тоже следует дать возможность выбора – помимо PPS, определенного в 9-2LE, использовать PTPv2, SNTP (либо толькоPTPv2). Дополнительно стоит указать требования к точности синхронизации. Также стоит учесть возможность использования протоколов резервирования для шины процесса.

Алексей Мокеев

ООО «Инженерныый центр «Энергосервис»

Для большинства устройств РЗА достаточно использование частоты дискретизации 4 кГц (80 точек на период) или 2 кГц (40 точек на период). Для ИЭУ, используемых для измерения ПКЭ, частоту дискретизации следует выбирать кратной частоте дискретизации для УРЗА. Например, 12 кГц (240 выборок за период), 16 кГц (320), 20 кГц (400) и т.д.

Следует предусмотреть наборы как от цифровых комбинированных первичных измерительных преобразователей тока и напряжения, так и наборы только от первичных измерительных преобразователей тока или только первичных измерительных преобразователей напряжения.

На данном этапе целесообразны различные варианты синхронизации времени для AMU (SAMU): PPS, IRIG-B (IRIG-A), PTP.

Максим Ильин

ОАО «НТЦ ФСК ЕЭС»

Частота дискретизации для релейной защиты зависит от класса напряжения. Для медленнодействующих алгоритмов можно использовать 24 точки на период, для быстродействующих уже можно использовать 48, но для защит от замыканий на землю в сетях с изолированной нейтралью необходимо значительно больше. Поэтому логичнее использовать частоту в 96 точек на период, и зависимости от алгоритмов можно прореживать выборки.

Наборы данных уже перечислены в стандарте 9-2 (4 типа тока и 4 типа напряжения). А вот гибкость конфигурации необходима для формирования потоков. И можно не ограничиваться 8 каналами, а использовать до 24 каналов, как в Китае.

Я считаю, что наиболее целесообразен протокол PTPv2, т. к. с ним отпадает необходимость подведения отдельного канала для синхронизации.

Вопросы к IEC 61850 9.2 не ограничиваются только параметрами для РЗА. Приводим мнение главного метролога ПАО «ФСК ЕЭС» на данную проблему.

Олег Большаков

ПАО «ФСК ЕЭС»

Об учете ЭЭ. Для задачи учета электроэнергии частоты 256 точек на период (частота выборки 12800 точек в секунду) хватает чтобы реализовать стандартные алгоритмы, используемые в аналоговых счетчиках электроэнергии. Даже при частоте 80 точек на период (4000 выборок в секунду) превосходит стандартные частоты выборки в большинстве высокоточных аналоговых счетчиков электроэнергии (от 2000 до 5000 выборок в секунду). Поэтому 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 Прософт-Системы Екатеринбург.

Если говорить о качестве электроэнергии, то согласно требованиям ПАО «ФСК ЕЭС» к средствам измерения показателей качества электроэнергии (расширенный список ПКЭ), изложенным в стандарте организации STO 56947007-29 200 80 180-2014 ИП ПКЭ, определен функционал этих приборов и их характеристики. Этим документом регламентирован 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 погрешностей измерений расширенного списка показателей качества электроэнергии МВИ-111-003-2015». В ней регламентируются погрешности измерений всех параметров при использовании отечественных СИ. Методы измерений, заложенные в СИ определяют ГОСТ 32144-2013, ГОСТ Р 51317.4.7-2008 и ГОСТ Р 51317.4.30-2008. Таким образом 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».
Для ЦПС приборы измерения ПКЭ по требованиям ПАО «ФСК ЕЭС» на основе цифровой шины пока отсутствуют. Можно сказать что точность единичных отсчетов цифровых трансформаторов достаточна для измерения ПКЭ по классу А (погрешность 0,1 %). Однако на измерения нестационарных сигналов влияет точность синхронизации устройств на шине, алгоритмы усреднения величин на измерительных интервалах и количество точек на период измерения. Предлагаемая стандартом частота отсчетов – 256 точек на период для 50-ой гармоники дает всего 5 точек на период. В аналоговых СИ ПКЭ частоты выборки превосходят предлагаемую от 3 до 10 раз. Поэтому в цифровых СИ для обеспечения такой-же точности измерений 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 измерения СИ ПКЭ. Если использовать опробованные алгоритмы, то для измерения ПКЭ необходимо увеличить частоту выборки до 1024 точек на период.