Обмен данными IEC 61850 в реальном времени между ЦПС для реализации новых принципов РЗА

Рамон Бейкли, Адольф Фрей и Стефан Мейер (ABB Switzerland Ltd.) рассказывают о системах РЗА и управления ЦПС на основе обмена данными по стандарту IEC 61850 в сравнении с традиционными решениями.

Системы автоматизации, защиты и управления цифровыми подстанциями на базе шины процесса IEC 61850 все чаще становятся частью проектов нового строительства и реконструкции.

Системы автоматизации, защиты и управления цифровыми подстанциями на базе шины процесса IEC 61850 все чаще становятся частью проектов нового строительства и реконструкции. Эти современные системы используют технологии GOOSE и выборок мгновенных значений (SV) для передачи важных данных реального времени внутри подстанции; как правило, это связи между устройствами преобразования дискретных и аналоговых сигналов (ПДС/ПАС) на уровне технологического процесса и ИЭУ защиты и управления на уровне присоединения.

Но даже на цифровых подстанциях передача сигналов релейной защиты на другую подстанцию выполняется проводами через традиционные интерфейсы TDM (временное мультиплексирование, англ. TDM) или напрямую через оптоволокно. Это не только противоречит концепции цифровой подстанции, но и создает проблемы для глобальных сетей связи (WAN), которые в долгосрочной перспективе превратятся в операционные технологические сети на базе коммутации пакетов. Использование надежной связи в реальном времени на базе технологий GOOSE и SV вне пределов подстанции не только подчеркивает концепцию цифровой подстанции и поддерживает общие тенденции в сфере технологий связи, но и открывает невиданные возможности внедрения новых функций, выходящих за рамки подстанций, а также новых подходов к текущим решениям с улучшенным быстродействием.

При выводе технологий IEC 61850 за границы подстанций возникает множество вопросов касательно быстродействия, а также проектирования, пуско-наладки, испытаний и техобслуживания. В некоторой степени это связано с принадлежностью сервисов GOOSE и SV ко 2-му уровню сетевой модели и с изначальной ориентацией на внутриподстанционные ЛВС. Необходимо уделять внимание таким аспектам, как доступность сервисов, гарантированное быстродействие, корректная работа приложения, конфликты конфигурации, разделение сетей в пределах подстанции и информационная безопасность. Важное значение имеют новые возможности с точки зрения повышения быстродействия, доступности, интеграции, а также сокращения затрат. Например, было продемонстрировано [1], что при переходе с традиционной дистанционной защиты, использующей проводные подключения, на сообщения GOOSE и волоконно-оптические кабели быстродействие улучшается на 5 мс.

Требования к функциям релейной защиты

В данном разделе приведен обзор требований к критически важным функциям РЗА, а также перечислены обязательные условия для использования GOOSE и SV в схемах защиты. Аналогичная информация принимается за основу при оценке подходящих технологий для защиты линии с использованием GOOSE и SV.

Требуемое быстродействие для устранения короткого замыкания в схемах защит линии определено в IEC 608341. Как правило, время устранения КЗ (Tc) для ЛЭП высокого напряжения составляет 3-6 периодов промышленной частоты [2]. В системах защиты с передачей телесигналов критическим параметром быстродействия является максимальное время передачи (Tac). Для цифровых систем связи значение Tac должно быть менее 10 мс (в некоторых рекомендациях речь идет даже о 5 мс [4]). Эта величина рекомендована для любых схем защит высоковольтных линий, независимо от типа интерфейса связи.

Указанное время передачи должно гарантироваться также для функций РЗА на базе GOOSE или SV. Помимо минимального времени передачи, для дифференциальной защиты важна точная синхронизация измерений, поскольку в ином случае может произойти ошибочное или неселективное срабатывание. Использование SV для дифференциальной защиты создает новые проблемы в этой области, поскольку теперь обе подстанции должны иметь один источник времени, и должна быть обеспечена синхронизация двух временных зон (т.е. двух подстанций). Расхождение в синхронизации по времени будет иметь те же последствия, что и асимметрия каналов связи в традиционном режиме работы с «эхо»-сигналом, при котором максимальная разница задержек в разных направлениях не должна превышать 200–400 мкс. Это означает, что удаленные концы линии электропередачи должны быть синхронизированы с минимальным временным отклонением в одной и той же области. Это достигается путем синхронизации со спутником (например, спутники GPS) или концепцией синхронизации по сети. В любом случае информация о времени имеет критически важное значение, и требует диагностики и проверки.

Кроме того, если для функций релейной защиты используются пакетные технологии, такие как GOOSE или SV, необходимо принять особые меры по защите критически важных данных от несанкционированного изменения и доступа к шинам станции и процесса IEC 61850 со стороны глобальной вычислительной сети.

Влияние на проектные решения

На современных традиционных или цифровых подстанциях структура внутренних сетей связи подразумевает наличие шины станции и шины процесса IEC 61850, которые полностью изолированы от сети связи между подстанциями, используются отдельные порты ИЭУ (как правило, несовместимые с IEC 61850) и передаются только обработанные данные из терминала, а не исходные данные с полевого уровня.

Рис. 3 демонстрирует подобную схему, в которой обработанные в терминале данные передаются между двумя концами линии электропередачи для реализации функции защиты линии. В представленной схеме сигналы дистанционной защиты обрабатываются дополнительно с помощью внешнего устройства передачи сигналов и передаются по каналу E1 (2 Мбит/с) в сети WAN. Данные для дифференциальной защиты линии передаются посредством протокола IEEE C37.94. В любом случае традиционная технология TDM, применяемая для передачи сигналов от защит, устанавливает лишние требования к преобразованию при использовании глобальной сети с коммутацией пакетов. Доступность и быстродействие схемы ограничены сложностью решения, которое подразумевает наличие множества устройств и подключений при ограниченных возможностях диагностики или резервирования.

Рис. 2 и 3

На рис. 2 представлены функциональные модули традиционной дистанционной защиты линии. Как правило, устройства передачи телесигналов (УПАСК, англ. TPE), а также соединения между терминалами, УПАСК и оборудованием связи являются нерезервированными и, значит, ограничивают доступность всего решения. Кроме того, многие подсистемы в рамках такого решения не диагностируются, и обработка сигналов в них ограничивает быстродействие всей схемы защиты. На рис. 3 проиллюстрировано то же самое, но для традиционной дифференциальной защиты линии. Очевидно, что любые исходные данные, необходимые для текущего сравнения на дальнем конце линии, сначала должны быть обработаны в локальном терминале, прежде чем будут переданы на другой конец. Применение концепции IEC 61850 позволяет существенно уменьшить сложность всей схемы защиты.

Рис. 4. Схема подстанции, использующей технологии GOOSE и SV для защиты линии

На рис. 4 показано, как выглядит подстанция, использующая сообщения GOOSE и SV для защиты линии. Несущие опасный для персонала потенциал и недиагностируемые медные кабели заменяются на оптоволокно, подключения к ИЭУ — на доступ к шинам станции и процесса.

Такое решение имеет множество преимуществ, таких как:

  • существенное снижение затрат на монтаж кабелей,
  • невосприимчивость к электромагнитным помехам,
  • существенное уменьшение используемых устройств или повышение надежности за счет резервирования при том же количестве оборудования,
  • снижение требований к пространству на подстанциях,
  • расширение функций диагностики,
  • повышение доступности за счет применения схем резервирования на базе стандарта IEC 61850 и устранения единичной точки отказа,
  • взаимозаменяемость/интеграция устройств от разных производителей благодаря использованию только стандартных сервисов связи IEC 61850,
  • связь только на основе коммутации пакетов без необходимости преобразования в TDM.
Рис. 5. Функциональные модули дистанционной защиты линии на базе GOOSE

На рис. 5 представлены функциональные модули, обеспечивающие работу дистанционной защиты линии на базе технологии GOOSE. Наиболее очевидные изменения по сравнению с традиционным методом (рис. 2) — это упрощение схемы за счет отказа от функционального модуля УПАСК, а также возможность резервирования соединений между ИЭУ и оборудованием связи на основе протокола PRP.

Рис. 6. Связь между терминалами в традиционной дифференциальной защите

Применение новых принципов для дифференциальной защиты линии, аналогично дистанционной защите, в корне меняет суть дифференциальной защиты. В настоящее время дифференциальная защита линии основана на двух (или более — в случае разветвленных линий) терминалах РЗА, установленных по концам линии электропередачи, которые обмениваются результатами измерения тока и позволяют устройствам-приемникам вычислять дифференциальный ток. Даже несмотря на то, что интерфейсы для связи стандартизованы (например, соответствуют IEEE C37.94), само решение является полностью проприетарным. Это означает, что для выполнения функций дифференциальной защиты линии необходимо наличие двух терминалов от одного производителя на каждом конце линии. Для конфигураций с резервированием требуется наличие на каждом конце линии двух терминалов от разных производителей. На рис. 6 представлена типичная конфигурация с терминалами защиты M1 и M2 на каждом конце линии.

Как только появляется возможность передать данные «полевого» уровня между противоположными концами линии электропередачи, в концепцию дифференциальной защиты линии можно внести фундаментальное изменение. Реле больше не зависит от обработанных и, соответственно, проприетарных данных, поступающих с другой стороны. Наличие доступа к технологии SV не только обеспечивает реальную возможность взаимодействия устройств разных производителей, но и позволяет строить совершенно новые оптимизированные схемы дифференциальной защиты линии. Терминал дифференциальной защиты с одной стороны линии электропередачи получает локальную и удаленную информацию о токе и напряжениях посредством стандартизованных потоков SV. С помощью этой информации терминал может выполнять функцию защиты и определять, есть ли замыкание в линии. В случае обнаружения КЗ терминал отправляет сигналы аварийного отключения в виде сообщений GOOSE как в направлении локального ПДС выключателя, так и в направлении удаленного ПДС. На рис. 8 изображена новая концепция.

Рис. 7 и 8

Если взглянуть на все решение для дифференциальной защиты линии целиком, то новая концепция обеспечивает существенное сокращение количества задействованных функциональных модулей, что приводит к упрощению схемы при одновременном увеличении доступности. Терминалы дифференциальной защиты линии имеют прямой доступ к полевым данным, поступающим от ПАС или электронных датчиков на своей подстанции, а также с удаленной подстанции через оборудование связи WAN. Использование протоколов PRP или HSR обеспечивает резервирование, обычно недоступное в традиционных схемах, а применение технологии GOOSE гарантирует полноценную диагностику для всей схемы. Кроме того, два терминала резервируют друг друга, поскольку имеют доступ к полевым данным с обоих концов линии и могут посылать команды на оба конца. Это означает, что схема с резервированием, требующая в настоящее время наличия четырех ИЭУ, может в дальнейшем быть обеспечена посредством двух ИЭУ и устройств уровня процесса. На рис. 7 представлена подобная схема. Сравнивая с рис. 3, можно заметить, что улучшены функции резервирования, а также снижена сложность, так как используется на два терминала меньше.

Техническое решение

Решение включает несколько функций, обеспечивающих надежный, высокодоступный и безопасный обмен данными между подстанциями по сети WAN на базе технологий GOOSE и SV в соответствии с IEC 61850.

Интеграция по IEC 61850

Решение для передачи сообщений GOOSE и SV по сети WAN построено на базе ИЭУ, выступающего в роли шлюза в соответствии с IEC 61850. Это подразумевает полноценную поддержку MMS для диагностики и контроля всех сопутствующих параметров, обеспечивающих интеграцию в систему автоматизации подстанции.

Преобразование «на ходу»

Как правило, каждая подстанция во многом является копией другой — для устройств в рамках подстанции используются одинаковые правила присвоения имен и сетевые адреса, которые уже задействованы на удаленной подстанции. Из-за этого практически невозможно соединить две подстанции без внесения существенных изменений в конфигурации или без наличия специальных функций для решения указанной проблемы в составе шлюзового ИЭУ. Шлюзовое ИЭУ может решить проблему с помощью механизма преобразования, способного переводить специальные поля данных на скорости физического соединения без внесения дополнительных задержек. Механизм преобразования исправляет возможные конфликты данных путем замены предварительно определенных полей в сообщениях GOOSE или SV.

Фильтр «белого списка» и туннелирование

Из соображений кибербезопасности, масштабируемости и нагрузки на канал связи данные GOOSE и SV не следует передавать на все остальные подстанции. В данном случае должен применяться принцип «нужной информации», т.е. только необходимые данные GOOSE и SV должны передаваться на удаленные подстанции. Это обеспечивается с помощью фильтрующего блока, который гарантирует, что локальная и удаленная подстанции (и шины процесса) могут обмениваться только необходимой информацией. Для этого организуется фильтрация на передающей стороне и формируется «белый список» на принимающей стороне. Кадр GOOSE или SV может проходить в систему и туннелироваться в направлении принимающей стороны, только если совпадут критерии фильтрации для GOOSE/SV. Весь остальной трафик остается в сети локальной подстанции и не обрабатывается системой. Аналогичный процесс выполняется в отношении соединения между глобальной вычислительной сетью WAN и шиной станции/процесса. Только соответствующие заданным критериям сообщения могут попасть на подстанцию, в то время как все остальные сообщения/пакеты отбрасываются. Дополнительным расширением этого функционала является аутентификация. Все это вместе формирует надежную функцию брандмауэра на уровне L2, которая разграничивает зоны безопасности, но при этом позволяет обмениваться данными в реальном времени между концами линии.

Диагностика, аутентификация и резервирование

Соединение подстанций друг с другом подразумевает передачу данных за пределы подстанций по глобальной сети WAN. Это устанавливает дополнительные требования к информационной безопасности, а также контролю потоков данных в целях обеспечения надежности и защиты. Проблема кибербезопасности решается с помощью аутентификации пакетов данных AES-256 на уровне приложения во избежание повторения, трансформации или манипулирования данными в сети WAN. Чтобы гарантировать максимальную доступность, все каналы передачи данных постоянно диагностируются, и в случае отказа канала выдается сигнал тревоги. При обрыве сетевого соединения функция резервирования обеспечивает мгновенное переключение на второй тракт данных в сети WAN.

Для задач наладки и обслуживания решение предоставляет функции диагностики данных GOOSE и потоков SV в устройствах связи, позволяющие контролировать туннелирование каждого отдельного GOOSE и SV.

Поддержка HSR/PRP

ИЭУ, выполняющее функции шлюза, является частью подстанции, соответствующей IEC 61850, поэтому поддерживает уже ставшие стандартными протоколы резервирования HSR и PRP и гарантирует благодаря этому максимальные надежность и быстродействие.

Применение и потенциал новой системной архитектуры

При передаче данных по сетям Ethernet их доступность для широкого спектра функций внутри и вне подстанции ограничивается лишь архитектурой сетей связи и управлением потоками передаваемых данных.

В отличие от традиционных подстанций, где ИЭУ защиты и управления индивидуально и независимо друг от друга собирают и используют данные процесса в реальном времени, на цифровых подстанциях данные процесса собираются полевыми устройствами и передаются в ИЭУ защиты и управления по сети связи. При передаче данных по сетям Ethernet их доступность для широкого спектра функций внутри и вне подстанции ограничивается лишь архитектурой сетей связи и управлением потоками передаваемых данных. По сравнению с сегодняшней ситуацией, когда обмен аналоговыми данными в реальном времени ограничен дифференциальной защитой линии между терминалами одного и того же производителя, а также функциями передачи векторных измерений для глобальной централизованной системы мониторинга и управления переходными режимами, потенциал передачи выборок аналоговых значений и данных GOOSE между несколькими подстанциями открывает новые возможности для решения задач релейной защиты, управления и автоматизации во всей энергосистеме. Приведенные ниже примеры дают идеи выхода за границы традиционных решений и призывают обратить внимание на новые решения, которые становятся возможными благодаря доступности дискретных и аналоговых данных в реальном времени.

В тех случаях, когда есть каналы связи между подстанциями, а сами подстанции цифровые, подобные решения легко внедрить — необходимо лишь дополнить оборудование связи устройствами для обмена данными GOOSE и SV.

Автоматическое регулирование напряжения

Как правило, функции АРН работают на основе напряжения, измеренного непосредственно на низкой стороне силового трансформатора. Передача измерений напряжения с дальних концов линии в функцию АРН на понижающей подстанции может помочь оптимизировать регулирование напряжения и минимизировать число операций устройства регулирования под нагрузкой (РПН). Это не только продлевает срок службы устройства РПН, но и повышает стабильность сети.

Интеграция возобновляемых источников энергии

Для регулирования генерации распределенных ветряных или солнечных электростанций обычно требуется измерять ток и напряжение в точках подключения к сети. Возможность передачи аналоговых результатов измерений, полученных в точке подключения к сети, диспетчеру электростанции без необходимости протягивания цепей от трансформаторов тока за пределы подстанции позволяет использовать оборудование совместно, избежать дополнительных зависимостей и ограничений во время эксплуатации и обслуживания.

По мере распространения возобновляемых источников энергии необходимо решать новые задачи в области релейной защиты. Более слабые токи короткого замыкания могут создать трудности для традиционных схем защиты и требуют разработки новых подходов, например, к защите линии. В то время как дистанционная защита линий широко используется для ЛЭП, сети со сложной конфигурацией и слабыми токами короткого замыкания нуждаются в дифференциальной токовой защите. Дальнейшая цифровизация подстанций, заключающая в передаче выборок аналоговых значений по технологической сети, дает возможность внедрения экономически эффективных функций дифференциальной защиты, при которых устройство, установленное на одной подстанции, способно обрабатывать потоки SV как со своей, так и с удаленных подстанций.

Схемы противоаварийной автоматики (ПА)

Схемы противоаварийной автоматики традиционно основываются на дискретных данных и иногда на аналоговых значениях, передаваемых, к примеру, по протоколу C37.94 между ИЭУ в составе подстанций. Изредка используются данные векторных измерений, которые обрабатываются в центральной точке. Возможность обмена данными процесса между подстанциями в реальном времени позволяет внедрить новые решения по противоаварийной автоматике с использованием дискретных и аналоговых данных, поступающих с нескольких подстанций в сети.

Быстродействие

Рис. 9. Обзор различных вариантов дифференциальной защиты линии

После обсуждения новых подходов к дифференциальной защите линий в главе 3 особый интерес вызывает быстродействие, обеспечиваемое различными подходами. На рис. 9 представлен обзор описанных ранее схем. Традиционный подход с проводными соединениями между ИЭУ дифференциальной защиты линий и трансформатором тока и выключателем, а также со связью между ИЭУ и подстанциями с использованием C37.94 сравнивается с двумя цифровыми вариантами. В одном варианте — «цифровом» — ИЭУ дифференциальной защиты линий преобразуют выборки мгновенных значений и данные GOOSE в формат C37.94 и обратно; в другом — «цифровом+» —между подстанциями передаются выборки SV и сообщения GOOSE. Во втором случае присутствует только одно ИЭУ дифференциальной защиты линии, обрабатывающее SV и GOOSE, которые поступили с обоих концов линии.

Ключевым показателем при анализе быстродействия является суммарное время устранения КЗ. Как правило, этот интервал включает также значения времена срабатывания и горения дуги для выключателя, которые не учитываются в тестовых испытаниях. Поскольку основное внимание уделено передаче сигнала, только ИЭУ РЗА на «дальнем» конце линии выполняет функцию дифференциальной защиты (PDIF), а ИЭУ на «ближнем» конце используется только для получения и передачи сигнала в рамках этой упрощенной схемы.

Суммарное время устранения КЗ

Рис. 10. Обзор различных вариантов дифференциальной защиты линии

В описанном контексте суммарное время устранения КЗ — это промежуток времени между изменением силы подаваемого тока до значения, соответствующего КЗ, на одном из концов линии (ближний конец) и моментом получения сигнала аварийного отключения выключателем на ближнем конце линии, сформированного ИЭУ дифференциальной защиты на другом конце линии. На рис. 10 показаны те же варианты дифференциальной защиты, но с точки зрения передаваемых потоков данных. Устройство на ближнем конце линии отображено дважды: как источник аналоговых измерений и как приемник дискретных сигналов аварийного отключения. ИЭУ РЗА на «дальнем» конце линии (отмеченное как «PDIF») получает данные слева (ближний конец), выполняет функцию дифференциальной защиты PDIF с учетом локальных данных и посылает сигнал аварийного отключения направо (к устройствам, которые физически являются снова теми же, что установлены на ближнем конце линии).

В целях более точной оценки влияния связи между подстанциями на время устранения КЗ тестовая схема отличается от реальной системы тем, что функция PDIF выполняется только на одном конце линии (утверждение верно и для традиционного варианта). Это означает, что данные должны быть переданы дважды через канал связи — сначала аналоговые значения от локальной подстанции без функции PDIF на удаленную подстанцию с PDIF. Затем информация об аварийном отключении должна вернуться с дальнего конца на выключатель ближнего конца, где измеряется промежуток времени с момента изменения силы тока на величину, соответствующую КЗ, до момента поступления сигнала аварийного отключения с дальнего конца.

Тестовая схема и измерительное оборудование

Используемая тестовая схема состоит из двух комплектов оборудования для современной подстанции со следующими компонентами:

  • Телекоммуникационное оборудование, использующее технологию передачи MPLS-TP для данных GOOSE, SV и C37.94.
  • Коммутатор L2-уровня, на котором построена шина станции и шина процесса.
  • Преобразователь аналоговых сигналов, подключенный к трансформатору тока и выполняющий измерения аналоговых сигналов и их преобразование в потоки данных SV согласно IEC 6180-9-2.
  • Терминал дифференциальной защиты линии, одновременно выступающий в роли преобразователя дискретных сигналов с релейными выходами, срабатывающими при получении сигнала аварийного отключения от подстанции на дальнем конце.
  • Гроссмейстерские часы PTP для синхронизации.

Для подачи токов и измерения времени устранения КЗ использовалось устройство Omicron CMC356. В трех разных тестовых схемах, изображенных на рис. 9, использованы одинаковые аппаратные компоненты, описанные выше; устройство Omicron подключалось к различным платам аналоговых входов, а также использовались различные конфигурации устройства дифференциальной защиты.

Условия измерений

Поток данных C37.94 для традиционного и цифрового вариантов передается с помощью телекоммуникационного оборудования. Этот канал связи между подстанциями добавляет задержку времени устранения КЗ, равную 1 мс. Эта постоянная задержка времени в обоих направлениях передачи данных необходима для выполнения функций дифференциальной защиты независимо от часов GPS.

Используемый терминал РЗА оснащен двумя различными интерфейсными модулями C37.94. Один из них поддерживает канал передачи данных между двумя подстанциями с пропускной способностью 64 кбит, второй — 2 Мбит. Для получения полного представления о суммарном времени устранения КЗ для различных модулей и, следовательно, для разной пропускной способности канала связи измерения всегда выполняются для обоих модулей.

Результаты измерений

Рис. 11. Разница времени устранения КЗ (мс) в сравнении с традиционной схемой C37.94 64 кбит

На рис. 11 приведено относительное время устранения КЗ по сравнению с традиционным решением для канала 64 кбит, которое является наиболее распространенным на текущий момент.

В силу особенностей тестовой схемы, в которой канал связи между подстанциями учитывается дважды (аналоговый сигнал в одну сторону и дискретный сигнал в обратную сторону), зарегистрированные значения необходимо поделить на два, чтобы оценить разницу задержки времени передачи в одном направлении.

По сравнению с традиционной схемой с пропускной способностью канала 64 кбит/с можно заметить, что увеличение скорости связи для интерфейса C37.94 до 2 Мбит/с существенно уменьшает время устранения КЗ в рамках проанализированной схемы. В цифровом варианте с шиной процесса для GOOSE и SV требуется немного больше времени из-за дополнительной задержки, обусловленной добавлением устройства ПДС, которое получает сигнал аварийного отключения по протоколу GOOSE и перенаправляет его на свои дискретные выходы. Дополнительное время можно полностью компенсировать за счет применения ПДС с быстродействующими выходами — исключая промежуточные реле и используя твердотельные выходы, срабатывающие быстрее традиционных релейных выходов.

В варианте «Цифровой+», где отсутствует преобразование аналоговых значений или цифровых выборок IEC 61850 в формат C37.94, а также по протоколу C37.94 не передаются дискретные данные, достигается существенное сокращение времени передачи, влияющее на время устранения КЗ. В основном это обусловлено тем фактом, что в данном варианте используются только технологии с коммутацией пакетов, и в нем отсутствует необходимость преобразования кадров Ethernet в технологию с коммутацией каналов C37.94. Использование Ethernet для связи как внутри подстанции, так и между подстанциями, упрощает структуру системы и не требует изменения технологий передачи данных.

Выводы

Как продемонстрировано в настоящей статье, на базе современных технологий и стандартов возможно внедрение новых «продвинутых» концепций цифровой подстанции. Подобные схемы обладают существенными преимуществами: расширенные возможности обмена данными с ускорением времени срабатывания защиты, увеличение наглядности решений, повышение доступности и, наконец, наличие потенциала для экономии средств за счет упрощения проектных решений, монтажа и технического обслуживания.

Реализация описанного решения — это один из возможных ответов на множество вызовов в электроэнергетике.

Тем не менее, существует потребность в существенных изменениях подходов к проектированию подстанций, синхронизации с точным временем в масштабе всей сети и внутреннему взаимодействия служб эксплуатации, а также в принятии новых решений, не применявшихся ранее. Цифровизация энергетических систем, увеличение сложности сетей из-за интеграции все большего количества возобновляемых источников приводит к усложнению схем защиты. Усиливающееся стремление создать высокоэффективную сеть при минимизации затрат дает толчок к поиску новых решений. Реализация описанного решения — это один из возможных ответов на множество вызовов в электроэнергетике.

Литература

  1. Baechli, M. Kranich, R. Chowdhury, M. Haeusler и Y. A. Jassassi, «Релейная защита на базе обмена IEC 61850 GOOSE между подстанциями», CIGRE-GCC, Маскат, 2017 г.
  2. «Техническая брошюра CIGRE 192. Релейная защита с использованием каналов связи», август 2001 г.
  3. «IEC 60834-1. Аппаратура РЗА с передачей телесигналов для энергетических систем. Эксплуатационные характеристики и испытания», МЭК, Женева, Швейцария, октябрь 1999 г.
  4. «Техническая брошюра CIGRE 521. Релейная защита линий и систем на базе цифровых каналов и коммутации пакетов», декабрь, 2012 г.

Блог компании PLC Technology

(close)

 

Блог компании PLC Technology

(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: