Реализация технологии «цифровая подстанция» в пилотном проекте по автоматизации РТП 10 кВ

В современных условиях развития российской экономики перед энергокомпаниями стоит задача в сжатые сроки овладеть передовыми технологиями. При этом возрастает потребность в принципиально новых инженерных решениях, адаптированных к практическим реалиям отрасли и обеспечивающих стабильный прогнозируемый экономический эффект от внедрения. Технология «цифровая подстанция» в настоящее время – одна из самых перспективных и инновационных, что подтверждает ее включение в шорт-лист приоритетных технологий, подготовленный Министерством энергетики РФ. В компании АО «ОЭК» реализован амбициозный подход к воплощению данной концепции в РТП 10 кВ.

Главная проблема, стоящая перед сетевыми организациями, – отсутствие нормативных документов, регламентирующих правила расчета показателей надежности защит энергообъектов и позволяющих достоверно оценить целесообразность внедрения инновационных решений. А отсутствие полноценных технических условий и требований для данных проектов затрудняет быстрый переход к серийному использованию автоматизированных систем защит и управления.

В 2014 году в компании АО «ОЭК» были разработаны и утверждены технические требования к пилотному проекту по автоматизации существующего РТП. В соответствии с данными требованиями руководством компании было выбрано РТП 10 кВ, расположенное в центральном районе распределительных электрических сетей на территории Москвы. Специалистами была проведена работа по анализу существующих на рынке фирм производителей и конкретных предложений на поставку системы защиты и управления для распределительных сетей с целью выбора наиболее эффективного как в части инновационных технологий, так и в части экономической окупаемости, при серийном использовании данной системы в дальнейшем. В итоге выбор был сделан в пользу ООО «Лаборатория Интеллектуальных Сетей и Систем», как одного из основоположников развития технологии в России.

Подрядчиком было предложено решение по реализации концепции посредством установки на РТП программно-технического комплекса собственной разработки под наименованием iSAS (рис. 1). Работоспособность данного комплекса была подтверждена в ходе успешных испытаний на специализированном полигоне ОАО «НТЦ ФСК ЕЭС», что засвидетельствовано подписанными протоколами испытаний. Все задачи защиты и управления в ПТК выполняются при помощи программных блоков, реализующих соответствующие алгоритмы, которые устанавливаются на головной промышленный сервер. Исходя из условий требования надежности, было принято решение о резервировании основного сервера другим таким же.

Структурная схема работы iSAS — Рис. 1. Структурная схема работы программно-технического комплекса iSAS

Источниками данных в цифровом формате служат устройства сопряжения с шиной процесса (так называемые Merging Units), установленные непосредственно в ячейках распределительного устройства производства российской компании ООО «Компания ДЭП». Данные устройства подключаются к аналоговому измерительному и силовому коммутационному оборудованию и служат преобразователями аналоговых величин и дискретных сигналов о положении коммутационных аппаратов в цифровую информацию. При появлении управляющих воздействий устройства осуществляют взаимодействие с силовым оборудованием, посылая на них сигналы отключения.

Сигналы от всех устройств низшего уровня комплекса обрабатываются и поступают в головные серверы посредством цифровых коммутаторов, поддерживающих обмен данными по стандартам МЭК 61850-9-2LE/МЭК 61850-8-1 (GOOSE) и имеющих встроенный сервер точного времени. Удаленный доступ к цифровому РТП осуществляется при помощи 3G роутера, находящегося непосредственно на объекте, и двух 3G модемов, установленных в офисе компании. Данный способ организации связи предполагается на первом этапе внедрения проекта. Далее будет осуществлена полная интеграция ПТК посредством оптических каналов связи в существующую систему АСУ ТП.

Аппаратная основа каждого комплекса – многопроцессорная серверная система, на которую устанавливаются операционная система Linux и прикладное ПО iSAS. К основным функциям планировщика ресурсов, входящего в iSAS, относится контроль времени выполнения каждого процесса, эффективная приоритизация функций и осуществление доступа этих процессов к аппаратным ресурсам. Базовое прикладное ПО осуществляет разделение информационного пространства на три контейнера: контейнер жесткого реального времени, контейнер мягкого реального времени и контейнер модулей, не критичных ко времени исполнения. Исходя из данного разбиения, планировщиком ресурсов происходит выделение процессорного времени и прочих аппаратных ресурсов той или иной технологической функции. Помимо этого базовая система обеспечивает интерфейс взаимодействия модулей между собой.

Элементарные функции системы представляют собой логические узлы, которые создаются в системе Matlab, тестируются там, после чего при помощи специальных конвертеров транслируются в программные модули, интегрируемые в общую систему. Значительное преимущество данного подхода в плане осуществления релейной защиты энергообъекта состоит в том, что подобная модель позволяет свободно изменять алгоритмы работы системы посредством замены одного файла Matlab на другой без изменения кода системы. Таким образом, можно свободно менять алгоритмы защит по своему усмотрению, устанавливать на всех вновь вводимых объектах только те алгоритмы, которые прошли проверку временем и зарекомендовали себя с наилучшей стороны.

Конфигурирование программно-технического комплекса производится при помощи файла формата SCL в полном соответствии со стандартом МЭК 61850. На основании данного файла в центральном процессоре запускаются соответствующие модули объектной модели, построенной на базе математических алгоритмов Matlab с определенными настройками и взаимосвязями. Возможность изменения интерфейса программного комплекса позволяет эффективно использовать и управлять системой в разных ситуациях.

На базе программно-технического комплекса защиты и управления РТП-10 кВ осуществлены следующие модули:

функциональная подсистема релейной защиты и автоматики (РЗА);
функциональная подсистема телемеханики (ТМ);
функциональная подсистема контроля качества электроэнергии (ККЭ);
функциональная подсистема автоматической системы технического учёта электроэнергии (АСТУЭ).

Функциональная подсистема РЗА предназначена для осуществления функций релейной защиты всех элементов РТП-10 кВ. Согласно технологии «цифровая подстанция», вторичные цепи энергообъекта выполняются в виде высокоскоростных каналов передачи данных, обеспечивающих транспорт измеренных и преобразованных в цифровой вид мгновенных значений тока и напряжения, а также положений коммутационных аппаратов для выполнения всех задач защиты и управления. Централизованный модуль РЗА представляет собой программную функцию, выполненную по принципу «логического устройства» стандарта МЭК 61850.

К полному времени срабатывания модуля релейной защиты в этом случае необходимо отнести время передачи цифровой информации по каналам связи, что приводит к увеличению данного показателя. Стандартом МЭК 61850 предъявляются строгие требования к коммутационному оборудованию с обязательным приоритетом отдельных видов сообщений. Время передачи информации для целей релейной защиты в распределительных сетях ограничивается 2 мс, в магистральных – 0,6 мс.

К бесспорным преимуществам подобного способа организации системы релейной защиты следует отнести функциональную гибкость набора защит. Перечень используемых алгоритмов может устанавливаться по усмотрению эксплуатирующей организации. Яркий пример – использование дифференциальной защиты шин 10 кВ, помимо стандартной для объекта данного класса напряжения логической защиты шин. Данное решение при выполнении его традиционным способом привело бы к существенным финансовым издержкам и было бы нецелесообразно. Применение концепции «цифровая подстанция» открывает кардинально новый подход как к формированию требований к надежности энергосистемы, так и к возможностям ее реализации.

Схема работы модуля представлена на рис. 2. Полученные значения по протоколу SV от устройств сопряжения с шиной поступают в логический узел RMXU, где они преобразуются в векторную форму. Именно в таком виде они участвуют в дальнейшем преобразовании в логических узлах защит. Параллельно сюда же поступают данные о положениях коммутационных аппаратов, по протоколу GOOSE. На выходе, после сравнения с уставками формируются сигналы запуска защит и сигналы отключения, которые поступают в отдельный модуль логики отключения, вместе с данными о состоянии выключателей. В случае срабатывания защиты формируется сигнал телеуправления на отключение выключателя, который передается по протоколу GOOSE в устройство сопряжения с шиной процесса.

Рис. 2. Схема работы модуля релейной защиты

Функциональный модуль телемеханики предназначен для выполнения функций автоматизированной системы управления электроэнергетическим объектом. Концептуально подсистема выполняется аналогичным образом, в виде программной функции. Модуль телемеханики в ПТК выполняет функции оперативного управления, обмена информацией с вышестоящим уровнем и мониторинга основного и вспомогательного силового оборудования. К основным задачам оперативного управления относятся:

отображение текущего состояния коммутационного оборудования и аналоговых величин технологического процесса;
программная реализация оперативных блокировок;
регистратор аварийных событий с выдачей предупредительных сигналов, записью и хранением необходимой информации для полноценного анализа произошедших событий.

Функциональный модуль технического учета электроэнергии используется для измерения активной и реактивной энергии прямого и обратного направления, фиксации максимумов мощности, измерения параметров трехфазной сети на основе обработки цифрового потока мгновенных значений тока и напряжения. Подсистема технического учета электроэнергии также позволяет реализовать создание и хранение архива регистрируемых данных с выполнением функций самодиагностики корректной работы.

Мгновенные значения тока и напряжения передаются из устройств измерения по шине процесса через коммутаторы ЛВС в центральный процессор. Там при помощи логических узлов происходит вычисление действующих значений электрических величин и расчет энергии. Значения данных по энергопотреблению записываются в архив данных. Из архива и узлов, обеспечивающих вычисление параметров электросети в реальном времени, информация может быть прочитана при помощи интерфейса чтения HML, а также передана смежным системам или на вышестоящие уровни иерархической информационной системы.

Функциональный модуль контроля качества электроэнергии применяется для контроля показателей качества электрической энергии в соответствии с ГОСТ 32144-2013. Подсистема позволяет производить измерения показателей качества электроэнергии в режиме реального времени, архивировать значения объединенные на интервалах в соответствии с ГОСТ 30804.4.30-2013, публиковать автоматизированный отчет о соответствии ПКЭ заданным нормам. Информация доступна для визуализации через HMI, а также для передачи смежным системам.

Для успешной приемки программно-технического комплекса из наладки и его дальнейшей эксплуатации сотрудники компании прошли обучение на первом в Российской Федерации учебном полигоне ОАО «НТЦ ФСК ЕЭС», построенном в полном соответствии со стандартом МЭК 61850. На данном полигоне осуществлена интеграция оборудования релейной защиты и автоматики различных производителей и проводится сертификация всего оборудование на соответствие требованиям стандарта. Ранее на нем была успешно проведена сертификация ПТК iSAS.

Реализация пилотных проектов на энергообъектах АО «ОЭК» в полном соответствии с концепцией, в черте города Москвы, в условиях повышенной концентрации инженерных ресурсов, позволит более детально изучить все проблемы и возможности, связанные с дальнейшим развитием направления, и продвинуться вперед в вопросе разработки методологических основ в соответствии, с которыми станет возможным осуществить переход к серийному внедрению подобных проектов на практике. В ближайшее время будет произведен и опубликован технико-экономический анализ эффективности перехода на типовое решение в условиях распределительных сетей города Москва, с учетом повышенных требований, предъявляемых к энергоснабжению потребителей на территории мегаполиса.