Концепция ЦПС РСК формoldcpd.mrsksevzap.ru/517.pdf-t=Koncepcija_CPS_RSK.pdf · 2015-01-21 · 10.9 Требования к подсистеме сбора и передачи

ОБЩЕСТВО С ОГРАНИЧЕННОЙ ОТВЕТСТВЕННОСТЬЮ «ЭНЕРГЕТИКА, МИКРОЭЛЕКТРОНИКА, АВТОМАТИКА»

УТВЕРЖДАЮ Первый заместитель генерального директора ООО «ЭМА» _____________ А.В. Фроленков

Концепция цифровой подстанции РСК и этапы ее реализации

Руководитель работ Директор по производству ____________________ Е.А. Борисов

Новосибирск 2011


2

Содержание

1 Введение ............................................................................................................ 5

2 Термины, определения и сокращения .............................................................. 7

3 Цели и задачи создания ЦПС ......................................................................... 15

4 Анализ мировой практики в области создания цифровых ПС, анализ выявленных преимуществ и недостатков. ..................................................... 16

4.1 Современные тенденции в оснащении силового оборудования встроенным интеллектом .................................................................... 16

4.1.1 Оптические преобразователи тока и напряжения ............................ 16

4.1.2 Модульные и комплектные распределительные устройства ........... 24

4.1.3 Устройства защиты, измерения и управления .................................. 26

4.2 Анализ реализованных проектов ЦПС ............................................... 32

4.3 Анализ выявленных преимуществ и недостатков .............................. 36

5 Общие принципы построения ЦПС ............................................................... 40

5.1 Базовые принципы построения ЦПС .................................................. 41

5.2 Общие требования к архитектуре ЦПС .............................................. 41

5.3 Структурная схема ЦПС ...................................................................... 46

5.4 Функциональная схема ЦПС ............................................................... 46

5.5 Основные требования по созданию ядра управления ЦПС .............. 48

6 Требования к основному электротехническому (первичному) оборудованию ЦПС ........................................................................................ 50

6.1 Требования к цифровым измерительным трансформаторам тока и напряжения ........................................................................................... 50

6.2 Требования к коммутационным аппаратам ........................................ 51

6.3 Требования к маслонаполненному трансформаторному оборудованию ...................................................................................... 51

6.4 Требования к оборудованию системы оперативного постоянного тока ....................................................................................................... 53

6.5 Требования к щитам собственных нужд (ЩСН)................................ 53

7 Требования к средствам контроля, защиты и управления ЦПС .................. 55

7.1 Требования к устройствам нижнего уровня ....................................... 55

7.2 Требования к устройствам среднего уровня ...................................... 56

7.3 Требования к устройствам верхнего уровня ...................................... 57


3

8 Требования к устройствам (модулям), обеспечивающим информационные связи .................................................................................. 59

9 Требования к средствам коммуникации и интеграции в архитектуре ЦПС.................................................................................................................. 61

9.1 Требования к «станционной» шине .................................................... 61

9.2 Требования к «технологической» шине ............................................. 61

9.3 Требования к подсистеме мониторинга состояния коммуникационной сети ЦПС............................................................. 62

9.4 Требования к пропускной способности и гарантированному времени доставки сообщений в коммуникационной сети ЦПС........ 63

9.5 Требования к механизмам обеспечения межподстанционного обмена, обмена с диспетчерскими центрами и ЦУС ......................... 63

10 Требования к основным технологическим информационным и управляющим системам и подсистемам ПС и направления их развития при создании ЦПС .......................................................................................... 66

10.1 Требования к подсистеме оперативного контроля и оперативного автоматизированного управления оборудованием ПС ...................... 66

10.2 Требования к подсистеме МП устройств РЗА и ПА .......................... 67

10.3 Требования к подсистеме регистрации аварийных событий и процессов (РАС)................................................................................... 69

10.4 Требования к подсистеме определения места повреждения на ЛЭП (ОМП) .......................................................................................... 71

10.5 Требования к подсистеме организации векторных измерений тока и напряжения для целей системы мониторинга переходных процессов (СМПР) ............................................................................... 72

10.6 Требования к подсистеме мониторинга состояния силового электрооборудования, инженерных и вспомогательных систем ЦПС ...................................................................................................... 73

10.7 Требования к подсистеме АИИС КУЭ ............................................... 73

10.8 Требования к подсистеме контроля качества электроэнергии .......... 74

10.9 Требования к подсистеме сбора и передачи оперативной и неоперативной технологической информации в центры управления сетями ОАО «ФСК ЕЭС» ................................................ 76

11 Требования к электропитанию и размещению технических средств ПАК ЦПС ........................................................................................................ 78

11.1 Требования к электропитанию технических средств ПАК ЦПС ...... 78

11.2 Требования к размещению технических средств ПАК ЦПС ............ 79


4

12 Требования к программному обеспечению ................................................... 80

12.1 Требования к базовому (общему) ПО ................................................. 80

12.1.1 Требования к системному ПО ........................................................... 80

12.1.2 Требования к инструментальному ПО .............................................. 81

12.2 Требования к специальному (технологическому) ПО ....................... 82

13 Требования к информационному обеспечению (ИО) ПАК ЦПС ................. 83

13.1 Требования к структуре информационных потоков ПАК ................. 83

13.2 Требования к организации баз данных (БД) и архивов ..................... 83

13.3 Требования к описанию оборудования и сигналов ЦПС в терминах стандартов МЭК 61968 / 61970 ........................................ 84

13.4 Требования к инструментальным программным средствам для работы с информационным обеспечением ......................................... 85

14 Требования к метрологическому обеспечению ПАК ЦПС .......................... 87

14.1 Требования к методологии метрологического обеспечения ............. 87

14.2 Требования к нормам точности измерений ........................................ 88

14.3 Требования к аттестации и поверке измерительных каналов ЦПС ........................................................................................ 89

15 Требования к обеспечению надежности ЦПС ............................................... 91

16 Требования к информационной безопасности ЦПС ..................................... 94

17 Требования по развитию нормативно-методической базы создания ЦПС .................................................................................................. 96

17.1 Анализ существующих нормативно-технических документов и выявление необходимости их корректировки .................................... 96

17.2 Перечень новых документов по проблемам создания и внедрения ЦПС, подлежащих разработке ..................................... 100

18 Особенности проектирования и стратегии внедрения ЦПС....................... 103

18.1 Особенности проектирования ЦПС .................................................. 103

18.2 Стратегия модернизации существующих подстанций РСК ............ 104

18.3 Стратегия нового строительства ЦПС .............................................. 105

19 Технико-экономическая эффективность ЦПС ............................................ 106

19.1 Источники эффективности ЦПС ....................................................... 106

19.2 Ожидаемые выгоды от построения ЦПС.......................................... 106

20 Общий вывод ................................................................................................. 107

21 Список литературы ....................................................................................... 108


5

1 Введение В «Концепции технической политики» РАО «ЕЭС России» отмечено, что традиционное электроэнергетическое оборудование не соответствует требованиям, которые накладывают новые экономические отношения. Распределительным сетевым компаниям необходимо новое оборудование, которое позволит снизить первоначальные затраты на его установку и позволит снизить издержки на техническое обслуживание подстанций. Отдельно стоит проблема обеспечения качественными измерениями процессов выбора оптимальных режимов эксплуатации оборудования, оптимальных режимов передачи и распределения электроэнергии, учета потребления и потерь электроэнергии, обеспечения высокой надежности электроснабжения потребителей [1]. С другой стороны, новые технологии производства высоковольтного оборудования перешли из состояния научных исследований и экспериментов в стадию практического использования. Разработаны и внедряются современные коммуникационные протоколы обмена информацией. Широко применяются цифровые устройства защиты и автоматики. Произошло существенное развитие аппаратных и программных средств систем управления для применения на электрических подстанциях. Все это создает предпосылки для построения распределительных подстанций нового поколения – цифровых подстанций (ЦПС). Термин “Цифровая подстанция” означает подстанцию, на которой доступ к информации, ее передача и обработка производится в цифровом виде. Отличительными характеристиками ЦПС являются наличие встроенного в первичное оборудование интеллекта, применение локальных вычислительных сетей для коммуникаций, автоматизация работы подстанции и процессов управления ею. В перспективе цифровая подстанция будет являться ключевым компонентом интеллектуальной сети Smart Grid. Для успешной реализации проектов внедрения цифровых подстанций необходимо разработать общую концепцию построения программно-аппаратного комплекса цифровой подстанции в распределительных сетях. В концепции необходимо определить основные требования, которым должны удовлетворять вновь создаваемые подстанции нового поколения, и которые должны учитываться при реконструкции существующих подстанций в распределительных сетях. На основе разработанной концепции необходимо разработать типовое Техническое задание на проектирование цифровой подстанции РСК. В данной работе приводится Концепция цифровой подстанции РСК и этапы ее реализации.


6

При разработке Концепции цифровой подстанции РСК использовались материалы рабочих групп аналогичной тематики ведущих организаций:

- EPRI (Electric Power Research Institute) – Американский Институт Исследований в Электроэнергетике

- CIGRE (International Council on Large Electric Systems) – постоянная не- государственная и некоммерческая международная организация, базирующаяся во Франции

- IEEE (The Institute of Electrical and Electronics Engineers) – Международный Институт Инженеров Электроники и Электротехники

- Рабочих групп РАО «ЕЭС России», ОАО «ФСК», материалы ОАО «Институт «Энергосетьпроект», ОРГРЭС, материалах Международных и Российских семинаров и конференций.


7

2 Термины, определения и сокращения Список принятых сокращений:

АИИС КУЭ Автоматизированная система коммерческого учета электроэнергии

АРМ Автоматизированное рабочее место АСДУ Автоматизированная система диспетчерского управления АСДТУ Автоматизированная система диспетчерско-технологического

управления АС СО Автоматизированная система Системного оператора АСУ Автоматизированная система управления АСУ ТП Автоматизированная система управления технологическим

процессом БД База данных ВЛ Воздушная линия электропередачи ВН Высокое напряжение ГЛОНАСС Глобальная навигационная спутниковая система (Россия) ДП Диспетчерский пункт ЗИП Запасные части, инструменты, принадлежности ЗРУ Закрытое распределительное устройство ИЭУ Интеллектуальное электронное устройство КА Коммутационный аппарат КТС Комплекс технических средств КРУ Комплектное распределительное устройство КРУЭ Комплектное распределительное устройство с элегазовой

изоляцией ЛВС Локальная вычислительная сеть ОВБ Оперативная выездная бригада ОДУ Объединенное диспетчерское управление ОИК Оперативный информационный комплекс ОМП Определение мест повреждения на ВЛ ОРУ Открытое распределительное устройство


8

ОС Операционная система ПА Противоаварийная автоматика ПАК Программно-аппаратный комплекс ПК Персональный компьютер ПКЭ Показатели качества электроэнергии ПО Программное обеспечение ПС Подстанция ПТК Программно-технический комплекс ПТС Программно-технические средства РАС Регистрация аварийных событий РДУ Региональное диспетчерское управление РЗА Релейная защита и автоматика РПН Регулирование напряжения под нагрузкой РСК Распределительная сетевая компания СКС Структурированная кабельная система СО Системный оператор ССПИ Система сбора и передачи информации ССПТИ Система сбора и передачи технологической информации СУБД Система управления базой данных ТИ Телеизмерение ТМ Телемеханика ТН Трансформатор напряжения ТОиР Техническое обслуживание и ремонты ТС Телесигнализация ТТ Трансформатор тока ТУ Телеуправление ЦПС Цифровая подстанция ЦВУ Центральное вычислительное устройство ЦУС Центр управления сетями ЩПТ Щит постоянного тока ЩСН Щит собственных нужд


9

ЩУ Щит управления CIM Common Information model – общая информационная модель GOOSE General Object Oriented Substation Events – служба мгновенной

передачи сообщений GPS Global Positioning System – система спутникового

позиционирования (США) IED Intelligent Electronic Device – интеллектуальное электронное

устройство NTP Network Time Protocol – Сетевой протокол синхронизации

времени SCADA Supervisory Control and Data Acquisition – Диспетчерское

управление и сбор данных TCP/IP Transmission Control Protocol/Internet Protocol – набор сетевых

протоколов UDP User Datagramm Protocol – сетевой протокол передачи данных

Термины и определения:

Автоматизированное управление

Управление, осуществляемое персоналом во взаимодействии со средствами автоматизации основных операций по управлению оборудованием ПС

Автоматическое управление

Управление, осуществляемое средствами автоматизации без непосредственного участия человека в процессах сбора, обработки и передачи информации, формирования и выполнения управляющих воздействий.

АРМ Оборудование рабочего места персонала ПС, включающее специализированные программно-технические средства для непосредственной поддержки выполнения персоналом ПС возложенных на него функций.

АСДУ Иерархическая автоматизированная система оперативно-диспетчерского управления энергосистемой, программно-технические средства которой реализуются в диспетчерских центрах Системного оператора (ЦДУ ЕЭС, ОДУ, РДУ) и на объектах ЕЭС России.

АСДТУ Автоматизированная система диспетчерско-технологического управления. Иерархическая автоматизированная система управления электрическими сетями, программно-технические средства которой


10

реализуются в ФСК ЕЭС, ее филиалах (МЭС, ПМЭС), центрах управления сетями (ЦУС) распределительных сетевых компаний.

АСУ ТП Автоматизированная система управления технологическим процессом. Система, включающая программно-технический комплекс, решающий различные задачи сбора, обработки, анализа, визуализации, хранения и передачи технологической информации и автоматизированного управления оборудованием ПС

Диспетчерский пункт

Помещения (здание, часть здания или другого строительного сооружения) оборудованные необходимыми системами инженерного оборудования и безопасности, где располагается оперативно-диспетчерский (дежурный) персонал диспетчерского центра и оборудование, с помощью которого осуществляется управление режимом электроустановок в пределах закрепленной операционной зоны.

Диспетчерское ведение

Организация управления технологическим режимом работы и эксплутационным состоянием ЛЭП, оборудования и устройств, включенных в перечень объектов диспетчеризации, при которой технологический режим работы или эксплутационное состояние указанных объектов изменяется только по оперативным диспетчерским командам (с разрешения) диспетчера

Диспетчерское управление

Организация управления электроэнергетическим режимом энергосистемы, при которой технологический режим работы или эксплуатационное состояние объектов электроэнергетики или энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии изменяются только по диспетчерской команде диспетчера соответствующего диспетчерского центра или путем непосредственного воздействия на технологический режим работы или эксплуатационное состояние указанных объектов с использованием средств телеуправления из диспетчерского центра.

Интеграция Объединение технических и/или программных ресурсов отдельных систем и/или подсистем, заключающееся в обеспечении строго регламентированных информационных взаимосвязей между ними, основанных на использовании стандартных протоколов обмена данными.


11

Интерфейс передачи информации

Интерфейс устройства, позволяющий осуществлять обмен информацией (физической и логической) между устройствами одного или разных функциональных уровней иерархической системы. Интерфейс определяет подключение канала передачи данных (в части механического соединения, а также физических и функциональных характеристик сигнала).

Информационная модель АСУТП

Информационная модель, которая служит для отображения и описания информационных объектов, участвующих в процессе реализации функций подсистем и АСУТП в целом (измерения, таблицы базы данных, алгоритмы, видеоформы, документы и т.д.).

Информационный обмен между компонентами АСУТП

Архитектура, взаимосвязи между подсистемами и другими компонентами АСУТП, системное ПО, включая протоколы связи и внутренние интерфейсы системы, должны выбираться, исходя из следующих общих требований к информационному обмену между компонентами системы. Обмен информацией между подсистемами и между отдельными устройствами каждой подсистемы АСУТП должен осуществляться автоматически с помощью современных цифровых магистралей, образующих локальные информационно-управляющие сети (ЛВС), базирующиеся на стандартных международных протоколах.

Контроль показателей качества электроэнергии (ПКЭ)

Процедура сбора, хранения и анализа данных о качестве электроэнергии в точках подключения нагрузки высоковольтной и распределительной сети. Контроль ПКЭ должен удовлетворять требованиям межгосударственного стандарта ГОСТ 13109-97 "Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения", введенного в действие 1 января 1999 г. постановлением Госстандарта РФ от 28 августа 1998 г. N 338 взамен ГОСТ 13109-87.

Неоперативная технологическая информация - НТИ

Технологическая информация различного вида и назначения, сбор, обработка, хранение и передача которой осуществляется средствами АСУТП в соответствии с требованиями, определяемыми ее использованием для выполнения неоперационных функций.


12

Неоперационные функции

Функции, не связанные с непосредственным управлением электроэнергетическим режимом и принятием решений о способе действий подчиненного персонала в нормальных и аварийных режимах

Общая информационная модель (Common Information Model -CIM)

Информационная модель, задачей которой является единое унифицированное представление структур данных, независимо от источника происхождения данных и целей их использования. CIM представление является единым языком описания данных и интерфейса в общей интегрированной среде.

Оперативно-диспетчерское управление

Комплекс мер по централизованному управлению технологическими режимами работы объектов электроэнергетики и энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, если эти объекты и устройства влияют на электроэнергетический режим работы энергетической системы и включены соответствующим субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике в перечень объектов, подлежащих такому управлению

Оперативно-технологическое управление

Комплекс мер по управлению технологическими режимами работы объектов электроэнергетики и энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, если эти объекты и устройства не включены субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике в перечень объектов, в отношении которых осуществляется выдача оперативных диспетчерских команд и распоряжений

Оперативные переключения

Выполнение технологических операций по изменению технологического режима работы и эксплуатационного состояния ЛЭП, оборудования и устройств

Операционные функции

Функции, которые выполняются для непосредственного управления электроэнергетическим режимом и принятия решений о способе действий подчиненного персонала в нормальных и аварийных режимах

Программно-аппаратный комплекс (ПАК) цифровой подстанции

Совокупность (комплекс) программных и аппаратных средств измерения, управления и автоматизации подстанции, в которой весь информационный обмен, в том числе и с первичным оборудованием, осуществляется в цифровом виде в соответствие с группой международных стандартов IEC 61850


13

Регистрация аварийных событий и процессов (РАС)

Функция (функциональная подсистема) АСУТП, предназначенная для фиксации, накопления, анализа и представления информации о процессах возникновения, развития и ликвидации аварийных ситуаций на основном электрооборудовании ПС и прилегающих участках сетей.

Система сбора и передачи информации (ССПИ)

Система, в состав которой входят: средства сбора, обработки, подготовки, передачи телеинформации и приема сигналов (команд) телеуправления, реализованные на энергообъектах

Система сбора и передачи технологической информации (ССПТИ)

Система, в состав которой входят средства сбора, обработки, подготовки и передачи неоперативной технологической информации (НТИ), реализованные на энергообъектах, средства приема и организации хранения НТИ, устанавливаемые в центрах управления сетями, а также используемые для передачи данных каналы связи

Стандарт МЭК 61850

Стандарт МЭК 61850 относится к системам автоматизации подстанции и отвечает требованиям интегрированной обработки информации, предоставляя пользователям возможность доступа в реальном масштабе времени к упорядоченной системе знаний. МЭК 61850 определяет для поставщиков стандартизированные информационные модели. Применение стандарта МЭК 61850 для создания единой среды настройки позволит решить задачи интеграции приложений различных изготовителей и достичь независимости потребителя приложений от разработчика.

Технологическая информация

Информация различного вида и назначения, содержащая сведения об электроэнергетическом режиме и состоянии электрической сети и сетевого оборудования. Включает как оперативную (телеинформацию), так и неоперативную информацию.

Технологическое ведение

Подтверждение возможности изменения технологического режима работы или эксплуатационного состояния объектов электросетевого хозяйства, осуществляемое оперативным персоналом.

Технологическое управление

Выполняемые оперативным персоналом координация действий по изменению технологического режима работы или эксплуатационного состояния объектов электросетевого хозяйства и (или) сами действия с использованием средств телеуправления или непосредственно на объектах электросетевого хозяйства,


14

исключая случаи, когда эти действия выполняются по диспетчерской команде или координируются оперативным персоналом.

Центр управления сетями - ЦУС (ЦУС ФСК, ЦУС РСК)

Структурное подразделение сетевой компании, осуществляющее функции технологического управления и ведения в отношении объектов электросетевого хозяйства, входящих в его эксплуатационную зону

Цифровая подстанция (ЦПС)

Подстанция, на которой доступ к информации, ее передача и обработка полностью производится в цифровом виде.


15

3 Цели и задачи создания ЦПС Основной экономической целью создания ЦПС в ОАО «МРСК Северо-Запада» является максимизация прибыли компании от осуществляемых ею бизнес процессов технологического управления и эксплуатационного обслуживания электрических сетей. Основную экономическую цель можно представить в виде совокупности следующих целей:

повышение качества выполнения основных технологических функций;

повышение надежности выполнения основных технологических функций;

снижение затрат на выполнение основных технологических функций; Указанные цели при создании ЦПС достигаются за счет решения следующих задач:

организацию цифровых вторичных цепей при использовании традиционных электромагнитных измерительных трансформаторов тока и напряжения, а так же комбинаций из традиционных и электронных измерительных трансформаторов;

организацию резервирования при подключении к технологической шине;

упрощение кабельных систем на подстанции;

сокращение количества единиц оборудования на подстанции;

сокращение трудоемких и нетехнологичных видов монтажных и пуско-наладочных работ, связанных с прокладкой и тестированием вторичных цепей;

всестороннее тестирование системы за счет возможностей по созданию различных поведенческих сценариев и их моделирования в цифровом виде;

сокращение расходов на непроизводительные перемещения персонала за счет возможности настройки и контроля параметров работ из единого центра;

переход на работу без обслуживающего персонала и событийный метод обслуживания оборудования за счет абсолютной наблюдаемости технологических процессов;


16

4 Анализ мировой практики в области создания цифровых ПС, анализ выявленных преимуществ и недостатков.

Прежде чем современные инновационные технологии будут применены на действующих энергообъектах, их отработка производится на опытных полигонах. В качестве опытных полигонов как правило используются действующие подстанции в целом, либо их компоненты (отдельные присоединения, распределительные устройства, секции шин и т.д.). На опытных полигонах производится определение основных технических решений и требований, которым должны удовлетворять создаваемые подстанции. Анализ накопленного международного опыта, работ ведущих научных организаций (IEEE, CIGRE, EPRI и др.) и производителей оборудования (ABB, ALSTOM, SIEMENS, GENERAL ELECTRIC и др.) позволяет выделить основные тенденции при реализации проектов цифровых подстанций:

Замена основного измерительного оборудования, на устройства, основанные на новых принципах измерения и передачи данных;

Использование на подстанции компактного комплектного силового оборудования, оснащенного всеми видами датчиков и совместимого с новыми технологиями измерения и передачи данных для устройств защит и управления;

4.1 Современные тенденции в оснащении силового оборудования встроенным интеллектом

4.1.1 Оптические преобразователи тока и напряжения Высоковольтные оптические измерительные преобразователи тока и напряжения представляют собой новый класс изделий, основанных на новейших достижениях в оптике, электронике, системах цифровой обработки сигналов. Данные устройства отличаются исключительной безопасностью, высокой точностью измерений, быстродействием, малыми габаритами и весом. Работы по созданию оптических преобразователей тока и напряжения для высоковольтных измерений были начаты в начале 1970-ых годов. Первые промышленные экземпляры с приемлемыми классами точности начали появляться в конце 1980-х - начале 1990-х годов. В основе действия волоконно-оптического измерительного преобразователя тока лежит эффект Фарадея, который состоит в повороте плоскости поляризации света, распространяющегося в оптическом волокне под воздействием магнитного поля измеряемого электрического тока. Для


17

измерения напряжения используется эффект Поккельса - возникновение в диэлектриках двойного лучепреломления поляризованного света под действием электрического поля. Двойное лучепреломление при этом пропорционально напряженности поля. Пример конструкции оптического преобразователя тока приведен на рисунке. Основными элементами являются:

1) Высоковольтный ввод 2) Верхний алюминиевый фитинг 3) Силиконовые изоляторы 4) Эпоксидная труба с волокнами 5) Оптические волокна 6) Нижний алюминиевый фитинг 7) Соединительная коробка 8) Основание 9) Пластина заземления

В настоящее время оптические измерительные преобразователи выпускаются для работы под напряжением от 100 до 800 кВ. Номинальный ток преобразователей тока - от 40 до 4000 А. Оптические преобразователи тока и напряжения обеспечивают высокую точность измерений и их стабильность во времени и широком диапазоне параметров внешней среды. Преобразователи соответствуют требованиям IEC Class 0.2s и IEEE 0.3 для измерений, IEC 3P или 5P и IEEE 10% для защит. Динамический диапазон оптических преобразователей очень широк. Так, преобразователи тока соответствуют классу точности для измерений уже при токе 1А и продолжают соответствовать классу точности для защит при токе 170 кА. Такая

комбинация точности и динамического диапазона позволяет применять один и тот же преобразователь тока и для измерений, и для защиты оборудования. Оптические преобразователи имеют меньшие массогабаритные показатели, чем традиционные с масляной или элегазовой изоляцией. Кроме того, один гибридный преобразователь может заменять до трех трансформаторов в


18

традиционном исполнении – трансформатор тока для защит, трансформатор тока для измерений и трансформатор напряжения. Внешние интерфейсы измерительных преобразователей формируются внешними электронными модулями, которые могут быть удалены от оптического датчика на значительные расстояния и связаны с ним по оптоволоконному кабелю. Для передачи данных об измерениях используют три вида интерфейсов:

Аналоговый интерфейс большой мощности;

Аналоговый интерфейс малой мощности;

Цифровой интерфейс; Аналоговый интерфейс большой мощности применяют для обеспечения совместимости новых датчиков с традиционными устройствами измерения. Аналоговые модули интерфейса большой мощности представляют собой прецизионные усилители, на вход которых поступает сигнал от модулей аналогового интерфейса малой мощности. Характеристики аналогового интерфейса малой мощности определяются стандартами IEC 60044-7 (Инструментальные трансформаторы – Часть 7: Электронные трансформаторы напряжения) и 60044-8 (Инструментальные трансформаторы – Часть 8: Электронные трансформаторы тока). Интерфейс малой мощности применяется как для измерений, так и для релейной защиты. Аналоговые интерфейсы отвечают требованиям к точности IEC Class 0.2 для цепей измерения тока и напряжения, IEC Class 5P20 для цепей тока защит, IEC Class 3P для цепей напряжения защит. Характеристики цифровых интерфейсов для цепей измерения и защит (и других целей) определяются стандартами IEC 60044-7(8). Аналогичное назначение имеют стандарты IEC 61850-9-1 - «Specific Communication Service Mapping (SCSM) – Serial Unidirectional Multidrop Point to Point Link» и IEC 61850-9-2 – «Specific Communication Service Mapping (SCSM) – ACSI Mapping on an IEEE 802-3 based Process Bus». Оба дают возможность применять в качестве физического слоя Ethernet со структурами данных, определенных стандартом 60044.

4.1.1.1 Оптические преобразователи, производимые компанией NxTPhase T&D Corporation

NxtPhase T&D Corporation (Канада) является мировым лидером в разработке и производстве волоконно-оптического оборудования измерения тока и напряжения для решения различных задач в электроэнергетики. Его основные технологии производства изделий более чем 25 лет находились в процессе разработки, в течение которого NxtPhase и его предшественники, Honeywell и Carmanah Engineering Ltd., инвестировали более $200 миллионов в разработку


19

этой технологии. В конце 2007 года, вся линейка продукции NxtPhase была сертифицирована Российскими органами по сертификации. В 2009 году компания была приобретена французской компанией AREVA T&D (в настоящее время – ALSTOM). Компания представляет следующие типы серийно выпускаемых изделий, готовых к промышленной эксплуатации:

высоковольтные измерительные оптические преобразователи тока NXCT;

высоковольтные измерительные оптические преобразователи напряжения NXVT;

высоковольтные измерительные оптические преобразователи тока и напряжения совмещенные NXVCT;

измерительные оптические преобразователи трансформируемые NXCT-F3.

Оптический преобразователь тока NXCT позволяет выполнить измерение постоянного и переменного тока с высокой точностью в диапазоне от 1A до 63kA на высоковольтных линиях напряжением до 800 кВ. Датчик может устанавливаться на изоляционную колонну, выполненную из легкого композитного материала или монтироваться на шине с подвесным изолятором, через который волоконно-оптический кабель подводится к основанию. Конструкция NXCT позволяет выполнять измерения с максимально возможной точностью и стабильностью. Рабочие характеристики превосходят требования по точности для класса 0.2S, удовлетворяя требованиям коммерческого учета. Преобразователь NXCT также превосходит точностные требования для класса защиты 5P, предоставляя возможность использования одного и того же устройства для приложений релейной защити и коммерческого учета и исключая

необходимость в установке отдельных измерительных трансформаторов. Точностные характеристики сохраняются в широком динамическом диапазоне - от 5% до 200% номинального тока. По специальному заказу, нижний предел динамического диапазона может быть менее 1 % номинального тока. Точное воспроизведение сигналов от 0 Гц до 10 кГц предоставляет возможность произвести анализ переходных процессов и выполнить измерение гармонических составляющих для регистрации показателей качества электроэнергии. Доступны варианты с установкой на опору и с креплением на шине. Использование легкого изолятора из композитных материалов сокращает транспортные расходы, требования к опорным конструкциям и затраты на монтаж.


20

Оптический преобразователь NXVT позволяет выполнить измерение напряжения с высокой точностью в диапазоне от 138 кВ до 500 кВ. Оптический датчик состоит из матрицы ячеек, работающих на эффекте Поккельса. Уменьшенный размер и вес по сравнению с традиционным, заправляемым маслом оборудованием, позволяют выполнять размещение трансформаторов тока в компактных подстанциях, или в условиях модернизации существующих энергообъектов, где пространство может быть ограничено. Конструкция NXVT позволяет выполнять измерения с максимально возможной точностью и стабильностью. Рабочие характеристики превосходят требования по точности для класса 0.2S, удовлетворяя требованиям коммерческого учета. Трансформатор NXCT также превосходит точностные требования для класса защиты 5P, предоставляя возможность использования одного и того же устройства для приложений релейной защити и коммерческого учета и исключая необходимость в установке

отдельных измерительных трансформаторов. Точностные характеристики сохраняются в широком динамическом диапазоне - от 5% до 200% от номинального напряжения. Точное воспроизведение сигналов от 0 Гц до 6 кГц предоставляет возможность произвести анализ переходных процессов и выполнить измерение гармонических составляющих для регистрации показателей качества электроэнергии. Доступны варианты с установкой на опору и с креплением на шине. Использование легкого изолятора из композитных материалов сокращает транспортные расходы, требования к опорным конструкциям и затраты на монтаж.

Оптический преобразователь тока и напряжения NXVCT объединяет достоинства оптических преобразователей напряжения и тока в одном изделии, в диапазоне измеряемых напряжений от 115 кВ до 550 кВ.

Трансформируемый оптический преобразователь тока NXCT F3 имеет размыкаемую волоконно-оптическую измерительную петлю, выполненную в виде нескольких витков, охватывающих высоковольтный ввод, генераторную шину или проводник с током. Преобразователи могут быть использованы в информационно-измерительных системах технического и коммерческого учета и контроля качества электрической энергии. Особенности конструкции позволяют устанавливать преобразователь в тех местах, где установка традиционных медных трансформаторов крайне затруднена или просто невозможна. Измерительная петля датчика - сохраняющее поляризацию оптическое волокно, подключаемое к штатному комплекту электроники со стандартным набором выходных интерфейсов.


21

Для бесконтактного измерения тока в классах напряжения до 35 кВ разработан оптический модуль для интеграции в оборудование, состоящий из оптической головки и модулятора. Данное решение может встраиваться в высоковольтный выключатель или ввод.

Комплект электронных блоков, состав которого определяется типом оптического преобразователя, состоит из нескольких устанавливаемых в 19" стойку блоков. Все подключения к электронным блокам выполняются с задней стороны оборудования. В электронно-оптическом блоке устанавливаются модули, предназначенные для формирования и обработки оптических и электрических сигналов, поступающих от датчиков, узлы диагностики состояния оборудования и вывода данных через цифровой или аналоговый интерфейс. Блок может содержать следующие модули:

Электронный модуль преобразователя тока (CT). Стандартный трехфазный модуль тока предназначен для подключения к трем токовым датчикам и обеспечивает один основной и один опциональный низкоуровневые аналоговые интерфейсы, которые служат для подключения внешних приемников сигналов измерительной информации;

Электронный модуль преобразователя напряжения (VT). Стандартный трехфазный модуль напряжения предназначен для подключения к трем колоннам и обеспечивает один основной и один опциональный низкоуровневые аналоговые интерфейсы (LEA), которые служат для подключения внешних приемников сигналов измерительной информации;

Модуль контроля состояния производит мониторинг рабочих режимов всех модулей в блоке и обеспечивает одноточечный доступ к информации о статусе системы. Модуль находится в электронно-оптическом блоке вместе с электронными модулями тока и напряжения;

Цифровая карта (опциональная), устанавливаемая на электронный модуль тока, обеспечивающая предоставление цифровых данных, в соответствии с протоколом IEC 61850-9-2;

Модуль усилителя тока, обеспечивающий формирование высокоуровневых сигналов тока с номинальным значением 1A или 5A. Источником входных сигналов являются сигналы низкоуровневого аналогового интерфейса электронного модуля преобразователя тока;

модуль усилителей напряжения, формирующие из выходных сигналов низкоуровневого аналогового интерфейса электронного модуля VT высокоуровневые сигналы с номинальными значениями 100/√3 В;


22

Модуль питания обеспечивающий постоянные напряжения ±6 В и ±15 В, необходимые для работы модулей в блоках электроники;

4.1.1.2 Оптические преобразователи, производимые компанией ABB Магнито-оптический преобразователь тока серии МОСТ предназначен для наружного. При использовании преобразователя в цепях релейных защит система обеспечивает точную передачу сигнала при токах до 100 кА. Преобразователь имеет широкий диапазон измеряемых первичных токов от 4000 А до 5 А при напряжениях от 72,5 до 800 кВ. Преобразователь сохраняет класс точности 0,2S во всем диапазоне измерений. В конструкции преобразователя отсутствует масляная или газовая высоковольтная изоляция и таким образом по безопасности он превосходит все прочие типы трансформаторов тока. MOCT обеспечивает аналоговый токовый интерфейс 1А для подключения к устройствам измерения и защиты. MOCT находит широкое применение для передачи токовых сигналов измерительным

устройствам и системам защиты при затратах более низких, чем при применении традиционных трансформаторов тока. Оптический преобразователь напряжения EOVT использует изменение интенсивности луча света для точного измерения напряжения в высоковольтных линиях. Он выдает сигналы, которые используются в качестве входных для электронных измерительных приборов и реле при погрешность измерений, соответствующей классу 0,2S. Чувствительные элементы EOVT работают в среде элегаза внутри полимерного ввода, состоящего из стеклопластиковой трубы, покрытой обребрённой оболочкой из силиконовой резины. Электронный модуль управления формирует аналоговый выходной сигнал с амплитудой 120 В.

OMU является комбинированным оптическим измерительным устройством, предназначенным для измерений тока и напряжения на высоковольтных подстанциях. Он работает в диапазонах напряжений 115-550 кВ и токов до 4000 A и обеспечивает класс точности измерений 0.2S. Электронный модуль управления формирует аналоговый выходной сигнал с амплитудой 120 В и током 1А. Преобразователь служит источником входных сигналов для электронных измерительных приборов и систем релейной защиты. В OMU сенсоры тока и напряжения размещены в едином однофазном блоке, легком и компактном. Малые габаритные размеры и высокая точность OMU, по сравнению с традиционными комбинированными масляными трансформаторами тока и напряжения, делает его применение особенно выгодным для применения на существующих

подстанциях, имеющих ограниченную территорию.


23

4.1.1.3 Опыт разработки и применения оптических преобразователей в России ООО Научно-производственная компания «Оптолинк» (единственный российский производитель высокоточных волоконно-оптических гироскопов) и ОАО «Раменский электротехнический завод "Энергия"» (один из ведущих производителей электротехнического оборудования для электроэнергетики) организовали кооперацию с целью завершения НИОКР и организации массового производства оптических цифровых преобразователей тока, соответствующих стандарту IEC 60044-8:2002.

Принцип действия оптического преобразователя тока основан на преобразовании магнитного поля высоковольтной линии в изменение фазы света, идущего по оптическому волокну вокруг линии. Изменение фазы при этом линейно зависит от силы электрического тока, протекающего в линии. Переданный по оптоволокну оптический сигнал преобразуется в электрический - аналоговый или цифровой сигнал. Преобразователь рассчитан на работу в диапазоне напряжения до 132 кВ и измеряемых действующих значений тока от 4 А до 3000 А с классом точности по 0.2S. Преобразователь соответствует классу точности

для защит 5P в диапазоне токов до 5000А. РОСНАНО и Группа ОНЭКСИМ в 2010 году анонсировали проект по созданию производства волоконно-оптических систем измерения тока и напряжения. Образцы волоконно-оптических датчиков ЗАО «ВОТ-капитал», являющегося заявителем проекта, уже успешно прошли испытания на Ленинградской АЭС, Красноярском алюминиевом заводе РУСАЛа, Павлодарском электролизном заводе (Казахстан), ВНИИ Метрологической службы. Продукция проекта сертифицирована. Производство данных систем планируется развернуть в Москве, предполагаемый объем продаж в 2015 году составит около 2 млрд. рублей.

4.1.1.4 Преимущества оптических преобразователей США и Канада занимают лидирующие позиции в применении оптических измерительных преобразователей фирмы NxtPhase на действующих объектах электроэнергетики. По информации на 2009 год в мире было произведено следующее количество инсталляций оптических трансформаторов тока и напряжения одной только этой фирмы:

США 248;

Канада 184;

Турция 20;


24

Великобритания 12;

Россия 5; На основании опыта работы оптических измерительных преобразователей, накопленного в последние несколько лет в разных странах, уже можно сделать определенные выводы. Полностью оптическая технология измерения электрического тока и напряжения обладает рядом существенных технических, эксплуатационных и коммерческих преимуществ:

Полная гальваническая развязка от цепей с высоким напряжением;

Помехозащищенность от внешних электромагнитных возмущений;

Отсутствие явлений резонанса и насыщения;

Высокое быстродействие;

Малые значения веса и габаритов;

Повышенная электробезопасность;

Взрывопожаробезопасность;

Пассивность чувствительного элемента;

Широкий амплитудно-частотный диапазон измерения тока;

Маленький диаметр и гибкость чувствительного элемента, которые позволяют размещать его в трудных местах;

Минимальные требования на эксплуатационное обслуживание. Немаловажно, что при сопоставимой стоимости приобретения новых датчиков по сравнению с традиционными масляными или элегазовыми измерительными трансформаторами, их итоговая стоимость владения составляет не более 50% от стоимости владения традиционных аналогов за счет того, что они практически не требуют обслуживания.

4.1.2 Модульные и комплектные распределительные устройства В настоящее время при новом строительстве и реконструкции подстанций широко применяются модульные устройства. Они представляют собой конструкцию, объединяющую разъединители, выключатель(и), заземляющие устройства, датчики тока и напряжения, исполнительные механизмы с системой контроля и управления. В качестве примера могут служить ячейки PASS (Plug And Switch System) серийно выпускаемые концерном АВВ с 1998 года. Она представляет собой практически законченное распределительное устройство, в которое входит один, два или три (в зависимости от реализуемой схемы) разъединителя (1), заземлители (2), выключатель (3), датчики тока и напряжения (4).


25

Внутренняя электрическая изоляция ячейки образована смесью двух газов - элегаза и азота. В отличие от традиционных элегазовых КРУЭ, ячейки PASS предназначены для наружной установки, имеют значительно меньшие габариты и вес, монтируются всего на двух облегченных фундаментных опорах, легко включаются в систему автоматизированного управления и практически не требуют обслуживания при эксплуатации. Комплектуется ячейка PASS комбинированным разъединителем-заземлителем, принцип работы которого основан на круговом движении контакта. Такая конструкция включает в себя и функцию автоматической блокировки, т.к. невозможно заземлить разъединитель, не отключив его от системы сборных шин. При всех вариантах исполнения положение разъединителей однозначно

определяется по внешним указателям, механически связанных с валами разъединителя. Кроме того, в корпусе ячейки имеются специальные смотровые окошки, позволяющие визуально наблюдать положение контактов разъединителя. Особенность ячеек PASS - это комбинированный датчик тока и напряжения, который позволяет реализовать функции измерительных трансформаторов тока и напряжения.

Привод автоматического выключателя снабжается интерфейсами PISA (process interface for sensors and actuators - технологический интерфейс датчиков и приводов). Интерфейс PISA обеспечивает наблюдение за приводом, управление и слежение по каждой фазе отдельно, а также связь с модулями в шкафах управления.

Компания SIEMENS выпускает компактные распределительные устройства DTC-126 работающие в диапазоне до -55грд.С. Применение данного устройства в сравнении с традиционными обеспечивает сокращение занимаемых площадей подстанции до 60%, а также сокращение времени монтажа и наладки устройства до 60%. За 2008-2009 годы в России произведена установка более 20 данных

распределительных устройств. Компания АББ предлагается компактные распределительные устройства COMPASS, сочетающие в одном модуле:

Один высоковольтный выключатель с приводом;

Два разъединителя с приводами;

Два заземляющих ножа с приводами;

Один трансформатор тока;

Один трансформатор напряжения;


26

Один разрядник; Модульные и комплектные устройства оснащаются комбинированными датчиками тока и напряжения, которые позволяют реализовать функции измерительных трансформаторов тока и напряжения. Для измерения тока используется пояс Роговского, а для измерения напряжения - кольцевой емкостный делитель напряжения. Это позволяет добиться не только компактных размеров, но и избавиться от таких явлений как старение изоляции (масла, твердых диэлектриков в традиционных измерительных трансформаторах), насыщение сердечников и явления феррорезонанса. В настоящее время датчики тока и напряжения модульных и комплектных устройств заменяются на оптико-элктронные (ABB, NxtPhase, ALSTOM). Приводы автоматического выключателя, разъединителей и заземляющих ножей снабжается интерфейсами PISA (process interface for sensors and actuators - технологический интерфейс датчиков и приводов). Интерфейс PISA обеспечивает наблюдение за приводом, управление и слежение по каждой фазе отдельно, а также связь с модулями в шкафах управления. Все модульные и комплектные устройства оснащаются средствами мониторинга состояния оборудования с целью его контроля и диагностики. Это обеспечивает снижение затрат на техническое обслуживание и ремонт оборудования подстанций. КРУЭ любого типа для распределительных сетей характеризуются высокой степенью стандартизации оборудования и унификации функций. Номенклатура предлагаемых модулей способна удовлетворить любые пожелания заказчиков относительно функциональности оборудования и значений его номинальных параметров.

4.1.3 Устройства защиты, измерения и управления В настоящий момент оборудование для цифровой подстанции выпускается всеми основными производителями: GE, Alstom/Areva, ABB, Siemens. Компания GE DigitalEnergy выпускает 4 серии терминалов РЗА, поддерживающих информационный обмен в соответствии с МЭК 61850:

UR – терминалы РЗА для электроустановок высшего и среднего напряжения;

SR – терминалы РЗА для электроустановок среднего напряжения;

650 и SR-3 – терминалы РЗА для электроустановок среднего и низкого напряжения;

MII - терминалы РЗА для электроустановок низкого напряжения;


27

Терминалы РЗА серии UR имеют возможность комплектации «модулем шины процесса МЭК 61850» (для получения аналоговых и дискретных сигналов от первичных ИЭУ:

B30 Терминал дифференциальной защиты шин;

C30 Терминал управления присоединениями;

C60 Терминал защиты выключателей;

C70 Терминал защиты и управления конденсаторными батареями;

D30 Терминал дистанционной защиты линий;

D60 Терминал дистанционной защиты линий;

F35 Терминал защиты нескольких присоединений;

F60 Терминал защиты присоединений;

G30 Терминал защиты генераторов;

G60 Терминал защиты генераторов;

L30 Терминал дифференциальной токовой защиты линий;

L90 Терминал дифференциальной токовой защиты линий;

M60 Терминал защиты двигателей;

N60 Терминал измерения стабильности сети и синхронного измерения параметров векторов;

T35 Терминал защиты трансформаторов;

T60 Терминал защиты трансформаторов. Данные терминалы поддерживают информационный обмен GOOSE/GSSE и SV-сообщениями в соответствии с МЭК 61850 и являются серверами данных. Выпускаемые GE DigitalEnergy контроллеры АСУТП поддерживают информационный обмен GOOSE/GSSE и SV-сообщениями, а также клиент-серверный обмен в соответствии с МЭК 61850. Контроллер присоединения D25 подключается напрямую к электромагнитным измерительными трансформаторам тока и напряжения. Он поддерживает информационный обмен GOOSE/GSSE и SV-сообщениями в соответствии с МЭК 61850, а также является сервером данных. Общеподстанционные контроллеры D200 и D400 является концентраторами данных от контроллеров присоединения, а также шлюзом передачи данных в диспетчерские центры. Они поддерживают информационный обмен GOOSE/GSSE и SV-сообщениями в соответствии с МЭК 61850, и являются клиентами для получения данных и серверами для передачи данных на вышестоящие уровни.


28

Компания GE DigitalEnergy выпускает оборудование шины процесса МЭК 61850 (HardFiber) предназначенное для установки непосредственно у первичного оборудования. В состав шины процесса HardFiber входит:

Преобразователь сигналов BRICK;

Панель кросс-комутации для разделения линий связи от преобразователей BRICK;

Оптические кабели (прокладываемые на ОРУ) для подключения BRICK к панели кросс-комутации;

Модуль «шины процесса» МЭК 61850-9.2 для установки в устройства UR.

Система HardFiber обеспечивает новый качественный уровень самодиагностики систем защиты и управления, что позволяет исключить необходимость выполнения периодических обслуживаний. Реализованные в преобразователе сигналов (Brick) алгоритмы самодиагностики и тестирования контролируют десятки внутренних подсистем и предоставляют информацию о текущем состоянии системы несколько сотен раз в секунду. Возможна установка двух преобразователей сигналов (Brick) для соединения с


29

одним устройством защиты, что позволяет непрерывно выполнять проверку правильность получаемых данных об измерениях, прежде чем формировать соответствующие команды управления путем подачи их на независимые выходы. С архитектурой системы HardFiber возможно построение схем резервирования, в которых будет обеспечиваться максимальный уровень технического совершенства защит с учетом предъявляемых требований. Компания ALSTOM выпускает терминалы РЗА и контроллеры АСУТП, поддерживающие информационный обмен в соответствии с МЭК 61850:

P139 – терминал управления и защиты фидера;

P132, P141, P142, P143, P144, P145 –терминалы защиты фидера;

P439, P433, P435, P437, P442, P443, P444 - терминалы дистанционной защиты и управления;

P543, P544, P545, P546 – терминалы продольной токовой защиты линии и дистанционной защиты;

P547 – терминал дифференциально-фазной защиты линии;

P631, P632, P633, P634 – терминалы дифференциальной защиты трансформатора;

P741, P743 – терминалы дифференциальной защиты шин;

С264 – контроллер присоединения / общеподстанционный контроллер АСУТП.

Выпускаемые ALSTOM терминалы РЗА поддерживают информационный обмен GOOSE/GSSE-сообщениями в соответствии с МЭК 61850 и являются серверами данных. Контроллеры АСУТП С264 поддерживают информационный обмен GOOSE/GSSE-сообщениями в соответствии с МЭК 61850. Они являются как клиентами, так и серверами данных. Терминалы серии Рх40 имеют возможность комплектации модулями информационного обмена на шине процесса в соответствии с МЭК 61850-9.2, заменяющие модули традиционных аналоговых входов. Компания ALSTOM для шины процесса выпускает устройство COSI-NXMU, устанавливаемое непосредственно у первичного оборудования обеспечивающее подключения аналоговых сигналов от оптических ТТ и электромагнитных ТН.


30

Устройство COSI-NXMU обеспечивает подключение до 3 ТТ и 4 ТН (с частотой дискретизации до 256 выборок/период). Передача данных устройствам РЗА и АСУТП по шине процесса в соответствии с МЭК 61850-9.2 по резервированным оптическим интерфейсам Ethernet 100BaseFx. Компанией NR Electric Co выпускается полевое устройство NR's PCS-221 работающее на шине процесса МЭК 61850-9.2. Отличительной особенностью данного устройства является возможность подключения как оптическим, так и к электромагнитным измерительным трансформаторам. Компания SIEMENS выпускает терминалы РЗА и контроллеры АСУТП, поддерживающие информационный обмен в соответствии с МЭК 61850: P139 – терминал управления и защиты фидера; Современные устройства для построения цифровых подстанций выпускаются и в России. ЗАО «ИТЦ «Континуум+» с 2004 года ведет работы в данном направлении. Компания сосредоточила усилия на выполнении НИиОКР для находящегося в стадии динамичного развития рынка цифровых информационно-измерительных систем в энергетике, результатом которых стало появление технологии Digital Wires for Energy (DWE), направленной на построение систем автоматизации энергообъектов последнего поколения – «цифровой подстанции». Компания производит многофункциональный счетчик КНЮМ.056.


31

Он обеспечивает измерение и учет большого количества электрических параметров, а также передачу этих данных в цифровые сети подстанции. Счетчик наравне с подключением к аналоговым цепями трансформаторов тока и напряжения, может использовать поток данных IEC 61850-9.2, либо формировать поток данных IEC 61850-9.2 на основании собственных аналоговых входов. Счетчик может выступать в качестве источника измерений для большинства подсистем автоматизации объекта (учет электроэнергии, телемеханика, оперативное управление, измерение и контроль параметров качества и т. д.). Разнообразие

коммуникационных интерфейсов позволяет подключать устройство как по высокоскоростным современным каналам передачи данных, так и по существующим на объекте низкоскоростным полевым шинам. Многоканальный измерительный преобразователь наружной установки МИП Природа» разработан ЗАО «ИТЦ «Континуум+» в рамках технологии DWE

линейки изделий Epsilon. Это устройство выполняет функции merging unit в соответствии со спецификациями IEC 61850. МИП Природа устанавливается рядом с трансформаторами тока и напряжения на открытой части подстанции. Аналоговые сигналы тока и напряжения преобразуются в цифровой вид в соответствии с IEC 61850-9.2. МИП Природа имеет стандартные способы синхронизации измерений. Данные измерений передаются в системы автоматизации через оптические линии

Ethernet. МИП Природа имеет стандартные протоколы информационного взаимодействия, предусмотренные IEC 61850. Это позволяет использовать МИП Природа совместно с любыми комплексами, поддерживающими IEC 61850. Протокол IEC 61850-8.1 используется для управления, контроля и получения данных диагностики МИП Природа. Данные измерений передаются в соответствии со стандартом IEC 61850-9.2. Устройство телемеханики КНЮМ.054 разработано ЗАО «ИТЦ «Континуум+» в

рамках серии EncuLon. Устройство позволяет интегрировать в цифровую сеть подстанции традиционные источники дискретных и аналоговых сигналов (реле, измерительные преобразователи и т. д.), либо, используя дискретные и аналоговые выходы,

формировать управляющие воздействия (управление выключателями, разъединителями, переключение анцапфы трансформаторов и т. д.). Устройство телемеханики предназначено для применения в автоматизированных системах управления, построенных на базе решений IEC 61850, а также в традиционных автоматизированных системах.


32

4.2 Анализ реализованных проектов ЦПС

Одной из первых компаний, анонсировавших применение на практике технологий МЭК 61850, была компания Сименс. Заказ на проект ПС Garzweiler II, принадлежащей RWE Energie AG (Германия), был размещен летом 2003. АСУ ТП подстанции была введена в эксплуатацию с апреля 2005 года. ПС Garzweiler II обеспечивает электроснабжение шахт крупнейшего месторождения бурого угля в Германии.

Заказ на проект Проект ПС Salzgitter (Германия) был размещен в декабре 2003, а система автоматизации подстанции была введена в эксплуатацию в декабре 2005. ПС обеспечивает электроснабжение крупнейшего завода по изготовлению автомобилей.


33

ПС Winznauschachen (Швейцария) - первая в мире работающая подстанция соответствующая МЭК 61850. Заказ был размещен в апреле 2004, а система автоматизации подстанции была введена в эксплуатацию с ноября 2004.


34

Технические характеристики проектов цифровых подстанций Garzweiler, Salzgitter и Winznauschachen приведены в таблице:

Проект Garzweiler Salzgitter Winznauschachen

Напряжение (кВ) 110, 25, 6 110, 20 16 Число подстанций 3 6 1 Число присоединений 139 53 9

Число устройств МЭК 61850 134 52 9

АРМ и контроллеры SICAM PAS CC SICAM PAS CC SICAM PAS CC

Протокол для дистанционного управления и мониторинга

МЭК 60870-5 101 - МЭК 60870-5 101

На 27 апреля 2006 года компанией Сименс был анонсирован 131 проект с использованием МЭК 61850. В феврале 2011 года Сименс выполнил австралийский первый проект по автоматизации подстанции для Южно Австралийской электросетевой компании ElectraNet, успешно внедрив МЭК 61850 для электросетевой компании в Австрали. Система управления основана на системе автоматизации подстанции SICAM PAS и включает линейку интеллектуальных электронных устройств Siprotec и различные ИЭУ третьего поколения. В рамках проекта было поставлено высоковольтное высокоинтегрированное элегазовое распределительное устройство, которое позволит сэкономить затраты на обслуживание для ElectraNet порядка $500,000 в течение срока службы устройства. Выбор в пользу внедрения модульного и специально настроенного на 145 кВ 8DN8 элегазового распределительного устройства (РУ) внешней установки позволил ElectraNet максимизировать использование площади на территории подстанции. Ряд интересных проектов на распределительных подстанциях выполнено компанией GE Digital. В 2009-2010 годах проекты на базе Hard Fiber (шины процесса МЭК 61850) были реализованы на подстанциях сетевой компании ООО Орион (Новая Зеландия). Объектами автоматизации явились распределительные линии 66 кВ и ниже. Всего было установлено 40 соединяющих устройств Brick, 10 терминалов защиты фидера F35, 1 терминал защиты присоединения F60, 2 терминала защиты трансформатора T60, 2 терминала ДЗЛ L90. Первые две подстанции были введены в работу в 2009


35

году, третья в 2010. Применение HardFiber позволило обслуживать большее количество подстанций при неизменном количестве специалистов у Заказчика. Сроки проектирование и ввода в работу системы показали целесообразность ее использования. Компания Орион утвердила технологию HardFiber как стандарт для будущих проектов цифровых подстанций. В сентябре 2010 года GE Digital ввела в работу подстанцию Anhui Huayi компании МКК (Китай). В проекте задействованы 10 соединяющих устройств Brick, 4 терминала защиты фидера F35, 4 терминала защиты трансформатора T60, 1 терминал защиты шин, 1, быстродействующее устройство записи аварийных событий DDFR. В сентябре 2009 года GE Digital ввела в работу цифровую подстанцию Бенавенте напряжением 132 кВ в сетевой компании Ибердролла (Испания). В проекте задействовано 4 соединяющих устройства Brick, терминал дистанционной защиты D60, терминал защиты трансформатора T60, терминал защиты фидера F650. Для сравнения характеристик работы были установлены две системы защиты – на базе HardFiber и традиционная. При проведении совместных испытаний были получены следующие результаты:

Реле защиты D60 на базе МЭК 61850 имеет ту же точность измерений, что и традиционное реле D60;

Реле защиты D60 на базе МЭК 61850 имеет задержку на срабатывание в среднем менее 1 мс в сравнении с традиционным реле D60;

Точность функции ОМП реле защиты D60 на базе МЭК 61850 очень близка к точности традиционного реле D60;

При коротком замыкании фазы A на землю реле защиты D60 на базе МЭК 61850 сработало на 0,78 мс медленнее, а при коротком замыкании фаз B и C – одновременно с традиционным реле D60;

Реле защиты D60 на базе МЭК 61850 и традиционное реле зафиксировали короткое замыкание во время качаний одновременно;

Реле защиты D60 на базе МЭК 61850 может получать сигнал с резервного преобразователя сигналов. Переключение с основного преобразователя на резервный происходит безинерционно за время выборки, которое составляет 0,26 мс.

Общие выводы по проекту:

Показатели работы реле защиты D60 на базе МЭК 61850 одинаковы в сравнении с традиционным реле D60;

Резервируемость увеличивает надежность реле на базе МЭК 61850. Большое количество реализованных проектов цифровых подстанций наблюдается в Китае. Первый проект цифровой подстанции 110 кВ был завершен еще в 2006 году. Далее в течение трех лет в Китае было реализовано


36

более 70 проектов и в 2009 году он занял лидирующие позиции в мире по этому показателю. Характерными особенностями большинства этих проектов является применение в них продукции китайских производителей.

4.3 Анализ выявленных преимуществ и недостатков

Анализ реализованных проектов цифровых подстанций ([29][30][31][32]) показывает, что к наиболее современным и перспективным технологиям автоматизации энергетических объектов можно отнести:

Использование оптических измерительных трансформаторов (тока, напряжения, комбинированных);

Использование компактных и комплектных распределительных устройств

Оснащение силового оборудования набором цифровых датчиков, предоставляющих информацию о техническом состоянии, положении коммутационной аппаратуры, токах и напряжениях;

Использование на всех уровнях передачи данных цифровых локальных сетей.

Внедрение цифровых подстанций позволяет получить целый ряд преимуществ в сравнении с традиционными подстанциями. Для выполнения различных функций на цифровой подстанции используются одни и те же источники информации, что приводит к уменьшению общего количества оборудования на ней. Доступ ко всей информации на цифровой подстанции осуществляется с помощью унифицированных типов данных и методов доступа, сведенных в единый коммуникационный стандарт. Подсистемы защиты, измерения, управления, мониторинга состояния оборудования, учета и контроля качества электроэнергии – все они при выполнении свих функций используют одну и ту же коммуникационную сеть, по которой получают данные о значениях токов, напряжений, положениях коммутационных аппаратов, принимают или передают управляющие команды. Нет необходимости в наличии индивидуальных устройств измерения, коммуникации и обработки информации для каждой из перечисленных подсистем. На традиционных подстанциях различные подсистемы используют различные коммуникационные стандарты (протоколы) и информационные модели. Для передачи аналоговых данных между первичным и вторичным оборудованием на таких подстанциях используются медные кабельные связи. Для функций защиты, измерения, учета, контроля качества должны быть построены индивидуальные системы измерений и информационного взаимодействия, что значительно увеличивает как сложность реализации системы автоматизации на подстанции, так и ее стоимость.


37

Цифровые подстанции обеспечивают простое увеличение функциональности и перспективное развитие при значительно меньших инвестициях в сравнении с традиционными подстанциями. Информационный обмен между оборудованием цифровой подстанции в полном объеме производится через единую коммуникационную сеть. При необходимости добавить в работу новое оборудование, единственное, что необходимо сделать – это сконфигурировать его и подключить к коммуникационной сети. В случае, если необходимо реализовать выполнение новых функций и они могут быть выполнены на уже установленном оборудовании, потребуется только замена программного обеспечения в нем. На цифровых подстанциях сложная, запутанная система контрольных кабелей традиционной подстанции заменяется современными коммуникационными сетями на базе оптоволоконных кабелей, значительно сокращая количество кабеля в целом на подстанции и упрощая всю систему коммуникаций. Современные цифровые коммуникационные технологии применяются для взаимодействия между первичным и вторичным оборудованием подстанции, а также для взаимодействия вторичных устройств между собой. Один физический кабель может передавать информацию по нескольким информационным каналам. Применение современных сетевых технологий обеспечивает наличие только одного информационного кабеля от одной единицы оборудования. За счет этого система вторичных кабелей на цифровой подстанции значительно упрощается. На цифровых подстанциях обеспечивается повышение точности измерений. На цифровых подстанциях применяются электронные измерительные преобразователи с цифровым выходом. Во время передачи цифрового выходного сигнала, а также во время его обработки во вторичном оборудовании не добавляется никаких дополнительных погрешностей. Этим обеспечивается соответствие требованиям как по защите, так и по измерению. На цифровых подстанциях обеспечивается повышенная надежность передачи данных. Передача сигналов на цифровой подстанции обеспечивается с помощью цифровых, защищенных технологий. В поток данных при передаче информации добавляются проверочные коды и диагностическая информация. Этим обеспечивается защита от ошибок в передаваемом потоке данных с одной стороны, а также выявление неисправностей в сети передачи данных с другой. Кроме того, цифровые сигналы могут передаваться по оптическим кабелям, исключая влияние электромагнитных помех.


38

Применение электронных измерительных преобразователей на цифровых подстанциях решает множество проблем, связанных с традиционными измерительными трансформаторами. На цифровых подстанциях применяются электронные измерительные преобразователи, которые не имеют характерных проблем, присущих традиционным измерительным трансформаторам: повреждения при коротких замыканиях, насыщение сердечника, феррорезонанс, взрывоопасность масляных баков и т.д. На цифровых подстанциях отсутствуют проблемы, связанные с информационными кабелями – проблемы электромагнитной совместимости, перегрузки по напряжению, заземления с двух сторон. Для взаимодействия оборудования на цифровых подстанциях применяются изолированные оптические кабели. Поэтому электромагнитные помехи и перегрузки по напряжению не будут влиять на вторичное оборудование. Также исключаются проблемы с заземлением в двух различных точках. На традиционных подстанциях используются медные кабели для подключения вторичного оборудования. Электромагнитные помехи или перегрузка по напряжению могут привести в них к неправильной работе вторичного оборудования, или даже к его повреждению. Длинные кабельные связи в условиях помех могут привести к неправильной работе терминалов защит. Все интеллектуальное оборудование на цифровой подстанции использует информационные модели и коммуникационные интерфейсы, приведенные к единому унифицированному стандарту, за счет чего обеспечивается совместная работа оборудования различных производителей. IEC 61850 является единым коммуникационным стандартом на цифровой подстанции. Благодаря системе самоописания в стандарте IEC 61850 обеспечивается совместная работа различных устройств даже в случае использования производителем оборудования какой-либо собственной информации внутри устройства. На традиционных подстанциях проблема взаимодействия вторичного оборудования различных производителей так и не решена в полном объеме. Основная причина – оборудование у различных производителей не имеет унифицированной информационной модели, а также единых коммуникационных стандартов. Для обеспечения взаимодействия в таких случаях применяются конвертеры протоколов, которые усложняют инфраструктуру подстанции и уменьшают производительность коммуникационной сети.


39

Цифровые подстанции обеспечивают дальнейшее увеличение уровня автоматизации и управляемости. На цифровых подстанциях применяется интеллектуальное первичное оборудование и все функции по управлению им могут выполняться удаленно. На них обеспечивается более полный состав собираемой и передаваемой информации, в разы увеличивается производительность систем связи. За счет этого цифровые подстанции могут выполнять большее количество сложных функций, увеличивая общий уровень автоматизации подстанции. Все первичное, вторичное и коммуникационное оборудование имеет встроенные средства диагностирования, что позволит обеспечить проведение ремонтов по состоянию оборудования. В то же время, при реализации проектов цифровых подстанций выявился ряд недостатков. Во-первых, несмотря на заявления о полной поддержке IEC 61850, аппаратное и программное обеспечение различных производителей бывает несовместимо между собой. Если в систему построенную целиком на продукции SIEMENS (включая программное обеспечение верхнего уровня) добавить терминал от ABB, то технические специалисты сталкиваются с трудностями при интеграции этого терминала в SCADA. Во-вторых, отмечается повышенная сложность и новизна стандарта IEC 61850. У разработчиков, интеграторов и обслуживающего персонала на подстанциях мало опыта построение подобных систем. Но очевидно, что этот недостаток исчезнет с течением времени. В третьих, остаются открытыми следующие вопросы:

надежность цифровых подстанций;

вопросы конфигурирования устройств как на уровне подстанции, так и на уровне предприятия в целом;

вопросы создания общедоступных инструментальных средств проектирования подстанций на базе IEC 61850, ориентированных на разных производителей первичного и вторичного оборудования;


40

5 Общие принципы построения ЦПС Простая замена устаревшего оборудования на аналогичное экономически нецелесообразна, т.к. при этом не увеличивается надежность, не снижаются эксплуатационные расходы, не улучшается охрана окружающей среды и т.п. Кроме того, при строительстве новых и реконструкции существующих подстанций важно минимизировать площадь, необходимую для размещения оборудования, а в случае реконструкции еще и максимально сократить срок отключения подстанции для проведения работ. Анализ выполненных за рубежом проектов построения современных цифровых подстанций показывает, что основными техническими решениями в них являются:

Замена основного измерительного оборудования, к которому, в большинстве случаев, можно отнести трансформаторы тока и напряжения на устройства, основанные на новых принципах измерения и передачи данных.

Использование на подстанции компактного и комплектного силового оборудования, оснащенного всеми видами датчиков и совместимого с новыми технологиями измерения и передачи данных для устройств защит и управления.

С другой стороны, разрабатываемые концептуальные принципы построения цифровых подстанций в распределительных сетях ОАО «МРСК Северо-Запада» должны учитывать ряд особенностей:

для вновь строящихся, реконструируемых или модернизируемых подстанций;

для подстанций различного класса напряжения; Очевидно, что с учетом вышесказанного, а также необходимости оптимизации затрат при создании цифровых подстанций и последующем их обслуживании, применяемые принципы построения ЦПС для разных проектов должны отличаться. Далее рассмотрим общие принципы построения ЦПС в распределительных сетях для типовых проектов подстанций различного функционального назначения.


41

5.1 Базовые принципы построения ЦПС

Термин “Цифровая подстанция” означает подстанцию, на которой доступ к информации, ее передача и обработка производится в цифровом виде. Основными базовыми принципами построения цифровой подстанции являются:

Оснащение интеллектом оборудования подстанции;

Применение коммуникационных сетей для взаимодействия вторичного оборудования на подстанции;

Автоматизация работы и управления подстанцией; Оснащение интеллектом оборудования подстанции означает применение электронных измерительных трансформаторов с цифровыми выходами, выключателей со встроенными контроллерами управления, традиционных выключателей, оснащаемых внешним контроллером управления и т.д. Для обмена информацией между первичным и вторичным оборудованием применяются оптические кабели, по которым в цифровом закодированном виде передается информация о мгновенных значениях параметров, их качестве, управляющие команды. Вторичное оборудование цифровой подстанции использует цифровые сети передачи данных для обмена информацией о значениях параметров, положениях коммутационных аппаратов, передачи управляющих команд. Этим исключается применение большого количества контрольных кабелей на подстанции. Требования к реализации сетей передачи данных, составу информации и методам передачи определяются стандартом IEC 61850. На цифровой подстанции должны присутствовать такие автоматизированные системы, как система диагностики и мониторинга состояния силового оборудования, система анализа аварий, система управления переключениями. Наличие таких автоматизированных систем увеличивает общий уровень автоматизации подстанции, упрощает проведение ремонтно-восстановительных работ, оптимизирует состав и периодичность работ по проведению технического обслуживания.

5.2 Общие требования к архитектуре ЦПС

Цифровые подстанции являются дальнейшим развитием проектов комплексной автоматизации традиционных подстанций с применением цифровых технологий. Архитектура цифровых подстанций должна строиться с учетом следующих требований:

Применение коммуникационных стандартов. В качестве стандарта выбран IEC 61850. Он включает в себя технические требования к


42

коммуникационным сетям, требования к информационным моделям, протоколам обмена. В соответствии со стандартом, на подстанции выделяется три уровня – уровень процесса, уровень присоединения, уровень подстанции. IEC 61850 определяет требования к взаимодействию компонентов на каждом уровне подстанции.

Оборудование подстанционного уровня (серверы мониторинга, удаленные коммуникационные серверы) должны поддерживать информационные модели и протоколы взаимодействия согласно IEC 61850. В то же время, для взаимодействия с внешними автоматизированными системами должны поддерживаться стандартные протоколы IEC 60870-5-101 и IEC 60870-5-104.

Вторичное оборудование уровня присоединения должно поддерживать обмен по IEC 61850 с оборудованием подстанционного уровня по коммутируемым сетям Ethernet 10/100 Мбит/сек.

Оборудование уровня присоединения 110 кВ должно поддерживать обмен по IEC 61850 по коммутируемым сетям 100 Мбит/сек для взаимодействия как между собой, так и с оборудованием уровня процесса. Не допускается применение традиционных аналого-цифровых преобразователей, аналоговых измерительных цепей, дискретных входов для ввода информации в коммуникационное оборудование уровня присоединения. Обмен информацией об аналоговых значениях измеряемых параметров, о положениях коммутационных аппаратов должен производиться в цифровом виде согласно IEC 61850.

Оборудование уровня присоединения 35 - 6(10) кВ как правило размещается в закрытых шкафах распределительных ячеек, в которых располагается в том числе и первичное оборудование. Расстояния между оборудованием уровня присоединения и оборудованием уровня процесса небольшое, поэтому с технической точки зрения нет необходимости в организации коммуникационной сети для обмена информацией между ними. На таких присоединениях имеет смысл в применении традиционных схем дискретного ввода-вывода для получения информации о положениях коммутационных аппаратов, а также для управления ими. Линейные измерительные трансформаторы тока и напряжения также располагаются в одной ячейке, поэтому для измерений токов и напряжений целесообразно применять электронные измерительные трансформаторы с аналоговыми выходами. Оборудование уровня присоединения при таком подходе также должно обеспечивать ввод аналоговых сигналов от измерительных трансформаторов по аналоговому интерфейсу. Шинные трансформаторы напряжения размещаются в выделенных ячейках. Они могут располагаться достаточно далеко от линейных ячеек, поэтому в качестве шинных измерительных трансформаторов напряжения необходимо применять электронные


43

трансформаторы с цифровым выходом. Необходимо отметить, что оборудование уровня присоединения в каждой ячейке должно иметь по два коммуникационных интерфейса, по которым оно будет принимать измерения напряжения от трансформаторов с каждой из секций шин.

Первичное оборудование уровня процесса должно быть оснащено встроенными контроллерами, обеспечивающими определение положений коммутационных аппаратов, управление ими, определение технического состояния оборудования и, в то же время, обеспечивающего информационный обмен с другим оборудованием по коммуникационному интерфейсу.

Подстанционная шина и шина присоединений обеспечивают информационный обмен между оборудованием подстанционного уровня, обмен информацией между оборудованием уровня присоединения, а также информационный обмен между оборудованием подстанционного уровня и оборудованием уровня присоединений. Для обеспечения достаточной пропускной способности сети, повышения производительности и надежности информационного обмена необходимо применять коммутируемые технологии связи 1000/100 Мбит/сек. Для очень больших подстанций, на которых имеется большое количество единиц оборудования уровня подстанции, необходимо выделять технологическую шину подстанции в отдельный сегмент для обмена информацией между ним. Обмен информацией в коммуникационных шинах уровня подстанции и уровня присоединений должен быть организован в соответствии с IEC 61850.

Информационная шина уровня процесса обеспечивает обмен данными между оборудованием уровня присоединения, а также между оборудованием уровня процесса и оборудованием уровня присоединения, поэтому нет необходимости в применении традиционных контрольных кабелей. Коммуникационная шина уровня процесса должна отвечать требованиям по реализации таких функций, как функции защиты и поэтому должна строиться на базе коммутаторов 100 Мбит/сек с сервисом QoS, иметь гарантированное время доставки сообщений, поддерживать функции передачи сообщений по приоритетам и многоадресные рассылки.

Единая информационная платформа на цифровой подстанции основана на единой стандартизированной информационной модели и коммуникационных протоколах. Для исполнения своих функций оборудование мониторинга режима работы, устройства защиты, контроля качества электроэнергии использует единые источники информации. При этом значительно сокращается общее количество единиц оборудования на подстанции и уровень инвестиций в реализацию проекта.

Синхронизация временных выборок требуется на цифровой подстанции для корректного выполнения многих функций. На уровне присоединения


44

синхронизация требуется для выполнения таких функций, как функции защиты, измерения, управления присоединением, учета электроэнергии. Для защиты трансформаторов, систем шин, для регистрации аварийных событий на подстанции требуется синхронизация выборок значений токов и напряжений на разных присоединениях. Поэтому на цифровой подстанции необходимо наличие единого источника синхронизации выборок в первичных преобразователях согласно стандарту IEC 60044-8.

Сформулировав основные архитектурные требования к реализации цифровой подстанции РСК, необходимо далее рассмотреть вопросы практической реализации таких проектов в распределительных сетях. В первую очередь, рассмотрим реализацию проектов цифровых подстанций для среднего и низкого классов напряжения (трансформаторные и распределительные ПС 6-10-35 кВ). Такие подстанции составляют большинство в распределительных сетях ОАО «МРСК Северо-Запада»:

Наименование филиала

Количество распределительных ПС

напряжением 35 кВ и выше

Количество ТП 10(6)/0,4 кВ

Архэнерго 165 5358 Вологдаэнерго 211 9082 Карелэнерго 149 1481 Колэнерго 120 257 Комиэнерго 197 3691 Новгородэнерго 134 4607 Псковэнерго 170 10 988 Итого: 1146 24476

При новом строительстве для подстанций низкого и среднего класса напряжения на присоединениях рекомендуется применение оптических, либо электронных ТТ и ТН. Для таких подстанций рекомендуется применение комплектных ячеек, оборудованных встроенными контроллерами управления присоединением и измерительными трансформаторами. В этом случае обеспечивается совмещение уровней процесса и присоединения и не требуется наличие сетевого оборудования уровня шины процесса. Подключение измерительных трансформаторов к вторичному оборудованию и контроллерам присоединения может производиться кабельными связями. При модернизации подстанций низкого и среднего класса напряжений допустимым решением является совмещение устройств защиты и измерения на присоединениях. При этом обеспечивается достаточная точность измерения


45

устройствами защиты. Подробная информация о таких исследованиях приведена в [33]. В этом случае возможно применение существующих электромагнитных ТТ и ТН с проведением процедуры их реклассификации. Альтернативой является замена на традиционные ТТ и ТН с расширенными динамическими диапазонами, удовлетворяющими требованиям как по измерению, так и по защите. Для подстанций высокого класса напряжения при новом строительстве рекомендуется применение оптических ТТ и ТН, а также комплектных и компактных распредустройств с встроенными контроллерами присоединений. Для реконструируемых подстанций возможно применение MerginUnit (например Brick производства GE Digital) для преобразования значений дискретных и аналоговых сигналов в цифровой поток в соответствии с IEC 61850. С целью обеспечения необходимой надежности на подстанциях высокого класса напряжения необходимо разделять функции защиты и измерения по разным устройствам. Реализация функций коммерческого учета электроэнергии на ЦПС должно производиться с применением выделенных УСПД на ПС. Это связано с повышенными требованиями по безопасности информации, требованиями по размещению оборудования в отдельных шкафах с возможностью его опломбирования. При наличии на присоединениях современных оптических или электронных ТТ и ТН, передающих информацию согласно IEC 61850-9.2, для учета электроэнергии возможно применение счетчиков с поддержкой этого протокола. В остальных случаях должны присутствовать выделенные счетчики электроэнергии, подключаемые к традиционным ТТ и ТН. На подстанциях возможно совмещение функций учета и измерения в одном устройстве. Для подстанций высокого класса напряжения, а также для подстанций с обслуживающим персоналом необходимо наличие ядра управления подстанцией - АСУТП подстанции. Для остальных ПС достаточно наличие только процессора приема и передачи данных. В проектах создания ЦПС могут комбинироваться перечисленные подходы. Так например, при частичной реконструкции ПС, для реконструируемых присоединений необходимо оснащение современными РУ, либо оптическими ТТ и ТН. В то же время, для остальных присоединений, необходимо применение Mergin Unit для создания единого коммуникационного пространства IEC 61850.


46

5.3 Структурная схема ЦПС

На основании изложенных требований к архитектуре структурная схема ЦПС в общем случае может быть представлена в следующем виде:

5.4 Функциональная схема ЦПС

В составе ЦПС выделяются функциональные подсистемы, ориентированные на конкретные службы и персонал. Это определяется также требованиями информационно-технологического характера и организацией пользовательского интерфейса. Пользовательский интерфейс для всех подсистем должен быть реализован в виде экранных форм, выводимых на мониторы, с помощью которых производится обмен информацией и оперативное взаимодействие. Дежурные экранные формы оператора подстанции, инженера-релейщика и персонала службы безопасности должны быть разными, также как различными будут и актуальные наборы функций соответствующих подсистем. Исходя из ориентации на определённые службы в АСУТП ЦПС можно выделить следующие функциональные подсистемы:

Подсистема оперативного и диспетчерского управления.

Подсистема информационной поддержки и контроля систем РЗА, ПА и других специализированных систем автоматического управления и регулирования.


47

Подсистема управления режимами и мониторинга параметров качества электроэнергии.

Подсистема регистрации параметров переходных процессов в аномальных режимах.

Подсистема коммерческого и технического учёта электроэнергии.

Подсистема мониторинга, диагностики состояния и эксплуатации основного технологического оборудования.

Подсистема автоматизации вспомогательных технологических процессов.

Подсистема информационного взаимодействия.

Подсистема информационной и общей безопасности.

Дежурный оператор

Выходнаяинформация

Оперативное и диспетчерскоеуправление

Управление режимами имониторинг качества

электроэнергии

Автоматизация вспомогательных

технологических процессов

Информационноевзаимодействиеи обслуживание

Коммерческий и техническийучет электроэнергии

Информационная и общаябезопасность

Регистрация параметровпереходных процессов

Информационная поддержкаи контроль РЗА и ПА

Мониторинг, диагностикасостояния технологического

оборудования

Инженер релейщик

Начальник смены

База данных

Служба безопасности

Служба эксплуатации

Дежурный оператор

Выходнаяинформация

Оперативное и диспетчерскоеуправление

Управление режимами имониторинг качества

электроэнергии

Автоматизация вспомогательных

технологических процессов

Информационноевзаимодействиеи обслуживание

Коммерческий и техническийучет электроэнергии

Информационная и общаябезопасность

Регистрация параметровпереходных процессов

Информационная поддержкаи контроль РЗА и ПА

Мониторинг, диагностикасостояния технологического

оборудования

Инженер релейщик

Начальник смены

База данных

Служба безопасности

Служба эксплуатации

Для подстанций класса напряжений 6-35 кВ, в том числе необслуживаемых подстанций, ряд функциональных подсистем отсутствует.


48

5.5 Основные требования по созданию ядра управления ЦПС

Для ПС 6-35 кВ ядро управления ЦПС как таковое отсутствует. Часть функций по управлению ЦПС рассредоточена в контроллерах присоединений. Функции передачи данных и прием команд управления от верхнего уровня осуществляет процессор приема и передачи данных (ППД). Функции коммерческого учета электроэнергии выполняет УСПД. Для подстанций 110 кВ ядром управления ЦПС является АСУТП ЦПС. АСУТП ЦПС координирует основные информационные потоки в ЦПС и автоматизирует процессы принятия и реализации решений по управлению оборудованием ЦПС. АСУТП ЦПС обеспечивает:

ведение актуализируемой модели технологических процессов подстанции, как основы для построения алгоритмов контроля, анализа и управления функционированием подстанции;

работу подсистем анализа технологических ситуаций;

поддержку процессов принятия решений по управлению в сложных, в том числе аварийных, ситуациях;

взаимодействие подстанции с центрами управления сетями в качестве «представителя» ЦПС в верхнем уровне иерархии управления работой подстанций в электроэнергетической системе.

АСУТП ЦПС должна координировать:

сбор и обработку информации, получаемой от подсистем ЦПС;

организацию хранения и передачи данных эксплуатационно-технологических параметров состояния оборудования электрической подстанции с обновлением в реальном времени;

регистрацию аварийных и штатных событий;

архивацию и хранение ретроспективной информации;

визуализацию эксплуатационно-технологических параметров состояния оборудования электрической подстанции на диспетчерском щите, экранах мониторов и другом оборудовании;

отслеживание предаварийных состояний оборудования электрической подстанции и выдача предупредительных или аварийных сигналов и сообщений;

телеуправление оборудованием подстанции с обеспечением контроля его возможности, допустимости и безопасности (с учетом реального состояния оборудования ПС);


49

предоставление оперативных и ретроспективных отчетов о событиях, тревогах, зарегистрированных в системе;

Проектирование АСУТП ЦПС может осуществляться с использованием одной из самых известных и широко используемых систем проектирования - технология структурного анализа и проектирования SADT4. Эта система положена в основу интегрированного компьютеризированного производства (IDEF5 – ICAM Definition) и использует нотацию графического моделирования IDEF0 для создания функциональной модели, отображающей структуру и функции системы, а также потоки информации, связывающие эти функции.


50

6 Требования к основному электротехническому (первичному) оборудованию ЦПС

6.1 Требования к цифровым измерительным трансформаторам тока и напряжения

При сооружении новых ЦПС и реконструкции существующих ПС должны использоваться цифровые измерительные трансформаторы (ЦИТ) тока и напряжения электронного или желательно оптического типа. Для снижения затрат на реконструкцию существующих распределительных ПС допускается использование существующих электромагнитных измерительных трансформаторов тока и напряжения с установкой полевых устройств, обеспечивающих преобразование аналоговых сигналов в цифровую форму. К цифровым измерительным трансформаторам тока и напряжения должны предъявляться следующие требования:

ЦИТ и полевые устройства должны иметь цифровой выход с поддержкой протокола МЭК 61850-9-2;

передача данных от ЦИТ и полевых устройств должна осуществляться по оптоволоконным кабелям, которые должны соответствовать требованиям МЭК 60794;

ЦИТ или полевое устройство должны иметь возможность принимать внешний сигнал синхронизации, для того, чтобы синхронизировать выборки. В качестве сигнала синхронизации должен использоваться входной сигнал 1PPS в соответствии с требованиями МЭК 60044-8 [3]. Опционально синхронизация может быть осуществлена через сеть Ethernet в соответствии с МЭК 61588;

при автоматическом обнаружении неисправности ЦИТ, должен быть поднят флаг о недостоверности данных на цифровом канале;

отказ системы передачи должен быть автоматически обнаружен с формированием соответствующего сигнала о неисправности;

применяемые в конструкции трансформаторов материалы должны обеспечивать выполнение требований по взрыво- и пожаробезопасности;


51

6.2 Требования к коммутационным аппаратам

Выключатели должны иметь в своем составе:

привод (электромагниты включения и отключения, механизм и автоматика завода пружин, датчик положения);

технологические датчики (давление и плотность элегаза, состояние пружин и т.д.);

встроенный контроллер управления, который должен обеспечивать включение и отключение аппарата, управление приводом, мониторинг и диагностику (включая функцию контроля элегаза, состояния пружин, готовность к включению и отключению);

для контроля положения должны использоваться оптические датчики угла поворота/перемещения пассивного типа с цифровым выходом;

в схеме управления заводом пружин должны использоваться твердотельные силовые ключи;

встроенные цифровые измерительные трансформаторы;

интерфейс управления должен быть дублированным оптическим, подключаемым к шинам 61850-8.1 и 61850-9.2;

Встроенный контроллер или выносной модуль (при отсутствии контроллера) должен обеспечивать решение следующий задач:

расчет ресурса (количество коммутаций, относительный износ главных контактов, относительный износ двигателей завода пружин);

контроль деградации характеристик привода выключателя (время включения и отключения, время горения дуги;

Разъединители и заземляющие ножи должны быть снабжены приводом. В приводе разъединителей и заземляющих ножей для подачи напряжения с целью включения (отключения) должны использоваться оптически управляемые твердотельные силовые ключи. Для контроля положения разъединителей и заземляющих ножей должны использоваться оптические датчики положения пассивного типа.

6.3 Требования к маслонаполненному трансформаторному оборудованию

Силовые трансформаторы должны иметь в своем составе:

систему охлаждения (охладители с электровентиляторами, электронасосы, шкаф автоматики охлаждения);

бак расширитель;


52

высоковольтные вводы;

РПН с приводом;

маслоосушитель (силикогель);

технологические датчики (датчики температуры верхних слоев масла и непосредственно обмотки, напряжения, уровня, влаго- и газосодержания масла, положения РПН, уровня масла в баке-расширителе, влажности силикогеля в осушителе, струйные и газовые реле, положения отсечного клапана);

Силовые трансформаторы должны отвечать следующим требованиям:

для контроля температуры обмотки трансформатора желательно использование распределенных резервированных волоконно-оптических систем (встраиваются в обмотку при изготовлении трансформатора или при капремонте);

в качестве переключающего устройства в РПН должен использоваться симистор с оптическим управлением и шунтирующим контактором;

для контроля положения РПН должен использоваться оптический, цифровой датчик пассивного типа;

для контроля положения открыт/закрыт отсечного клапана (перекрытие маслопровода между баком-расширителем и основным баком трансформатора) должен использоваться оптический датчик пассивного типа, встроенный в клапан.

непосредственно рядом с трансформатором должен быть установлен модуль связи, который обеспечит выполнение следующих функций:

сбор информации от установленных датчиков,

первичная обработка информации (масштабирование и сравнение с уставками, присвоение меток времени),

передача команд управления РПН, системой охлаждения и отсечным клапаном;

основная обработка информации, ее архивирование, представление должна осуществляться в контроллере (сервере), установленном на подстанции;

интерфейс связи должен быть дублированным, оптическим, подключаемым к шинам 61850-8.1 и 61850-9.2;


53

6.4 Требования к оборудованию системы оперативного постоянного тока

Системе оперативного постоянного тока цифровой подстанции должна отвечать следующим требованиям:

в системе оперативного постоянного тока должны использоваться оптические датчики постоянного тока и напряжения;

должно быть встроенное устройство РАС (с выдачей осциллограмм в формате COMTRADE);

каждый автоматический выключатель должен быть снабжен средствами контроля текущего состояния (цифровые, оптические, пассивного типа);

управление автоматами должно осуществляться по оптическому каналу (отключение и включение).

Для системы оперативного постоянного тока должен быть предусмотрен контролер управления, который позволит выполнять следующие функции:

защита присоединений с заданной чувствительностью и селективностью;

мониторинг и диагностика аккумуляторной батареи;

мониторинг подзарядного устройства;

мониторинг «земли» в сети постоянного тока;

мониторинг электропитания;

интерфейс связи должен быть дублированным, оптическим, подключаемым к шинам 61850-8.1 и 61850-9.2.

6.5 Требования к щитам собственных нужд (ЩСН)

Щиты собственных нужд цифровой подстанции должны удовлетворять следующим требованиям:

должны использоваться оптические датчики тока и напряжения;

должно быть встроенное устройство РАС (с выдачей осциллограмм в формате COMTRADE);

каждый автоматический выключатель должен быть снабжен средствами контроля текущего состояния (цифровые, оптические, пассивного типа);

управление автоматами должно осуществляться по оптическому каналу (отключение и включение);

в ЩСН должен быть установлен групповой модуль связи (для сборок – дублированный или троированный), контролирующий токи всех присоединений и обеспечивающий выполнение функций РЗА;


54

модуль связи должен выполнять измерения, функцию АВР и интерфейсного модуля для интеграции в сеть 61850 8.1 и 9.2.


55

7 Требования к средствам контроля, защиты и управления ЦПС

7.1 Требования к устройствам нижнего уровня

Программно-технический комплекс АСУ ТП ЦПС должен представлять собой иерархическую, рассредоточенную, распределенную микропроцессорную систему, состоящую из аппаратно и программно совместимых технических средств. Устройства нижнего уровня, образуя децентрализованную структуру, должны обеспечить решение быстродействующих задач сбора и обработки информации, контроля, учета и управления для оборудования переменного тока ЦПС. Устройства нижнего уровня должны иметь:

непосредственный ввод текущих значений аналоговых и дискретных параметров в цифровой форме;

вывод команд управления напряжением 220 В без использования промежуточных реле;

развитую внутреннюю логику;

внутреннюю память для организации и хранения текущих архивов зарегистрированных событий и данных. Глубина архивов должна быть достаточной для сохранения информации в нештатных ситуациях, связанных с ее чтением.

наличие развитых коммуникаций с поддержкой современных международных протоколов связи, наличие у устройств ПТК системных портов с протоколами IEC-61850 (8.1, 9.2), IEC-60870-5-10x, MODBUS, DNP3;

возможность временной синхронизации по локальной сети от внешнего источника сигналов точного времени ГЛОНАСС/GPS с точностью не хуже ±1 мс;

должна быть предусмотрена возможность информационного обмена между МП-терминалами управления коммутационными аппаратами;

устройства связи с объектом (УСО) могут входить в состав ИЭУ, либо выполняться в виде отдельных конструктивов. Для УСО, выполненных в виде отдельных конструктивов, могут предусматриваться две модификации: для размещения в помещении ЩУ или выносные - для размещения на объекте вблизи источников информации;


56

передача информации в ИЭУ должна выполняться после преобразования значений входных сигналов в выносных устройствах удаленного сбора в цифровую форму с обеспечением требуемого уровня защиты информации;

На ЦПС возможно совмещение функций коммерческого, технического учета электроэнергии и контроля ПКЭ:

вычисление электрических величин (энергия, мощность, ПКЭ и т.д.) должны производиться на основании одного или нескольких потоков мгновенных значений SV (IEC 61850-9-2). В устройстве должен быть поддержан логический узел LSVS (см. IEC 61859-7-4 Ed.2), предоставляющий данные о получаемом потоке. Количество поддержанных экземпляром логического узла должно быть равно количеству принимаемых потоков;

в устройстве должны быть предусмотрены механизмы контроля корректности получаемого потока данных по стандарту IEC 61850-9-2 (MAC отправителя, BODY ID потока, временные метки);

Все цифровые устройства и ПО ПТК АСУ ТП ЦПС должны выполнять функции самодиагностики; Устройства нижнего (полевого) уровня системы должны функционировать в непрерывном режиме круглосуточно в течение установленных сроков службы, которые (при условии проведения требуемых технических мероприятий по обслуживанию) должны быть не менее 20 лет.

7.2 Требования к устройствам среднего уровня

Устройства среднего уровня должны обеспечивать решение следующих задач:

внутрисистемные коммуникации между компонентами ПТК АСУТП ЦПС с использованием стандартных протоколов, описанных в IEC 61850, в том числе с ИЭУ различного назначения и разных производителей;

сопряжения с внешними системами связи для обеспечения информационного обмена с высшими уровнями иерархии управления электрическими сетями;

реализацию «шлюзов», обеспечивающих преобразование протоколов, конвертирование типов сигналов и т.п. (в случае необходимости);

В станционной шине должны присутствовать сообщения, генерируемые протоколами, составляющими коммуникационный (прикладной и транспортный) профиль MMS поверх TCP/IP, IEC 61850-8-1. Рекомендуется дополнять указанный профиль обязательной инкапсуляцией в сообщения с меткой виртуальной сети по IEEE 802.1Q.


57

Станционная шина должна быть организована таким образом, чтобы коммуникационный профиль MMS, отвечающий за управление публикацией конечным техническим средством технологических сообщений, был доступен по тому же (физическому) соединению, по которому осуществляется публикация таких технологических сообщений. В технологической шине должны присутствовать сообщения исключительно типов GOOSE, IEC 61850-8-1, SV, IEC 61850-9-2. Рекомендуется организовывать коммутацию сообщений в технологической шине на основе статических правил фильтрации IEEE 802.1Q. При динамической коммутации, для публикации сообщений и подписки на них конечные технические средства и коммутаторы должны исполнять протокол GMRP, IEEE 802.1Q. Сообщения при этом должны иметь групповой адрес получателя, уникальный в пределах сети, выбранный из диапазона групповых адресов IANA. Рекомендуется организовывать сегменты (при динамической подходе) и (или) псевдосегменты (при статическом подходе) технологической шины таким образом, чтобы минимизировать количество промежуточных коммутаторов между конечными техническими средствами, включенными в сегмент. Именно поэтому рекомендуется применять многопортовые стекируемые коммутаторы. Коммутаторы и конечные технические средства должны выполнять непрерывный мониторинг состояния соединений, подключенных к портам в их коммуникационных окончаниях, а также своего собственного состояния, влияющих на корректную работу их самих и (или) работу коммуникационной сети. Коммутаторы, организующие коммуникационную сеть, должны быть соединены в «кольцо», соединения в котором могут быть агрегированными. Управление «кольцом» должно отслеживать «изменения», исключать «петли», и исполнятся динамически по протоколу RSTP, IEEE 802.1D. Коммуникационная среда ЦПС должна резервироваться путем полного физического дублирования.

7.3 Требования к устройствам верхнего уровня

Рабочие станции и серверы должны обеспечивать решение следующих задач:

представления, хранения и обработки технологической информации;

выполнения функций и задач расчетного характера;

реализации общесистемных функций ПТК АСУ ТП ЦПС (например, службы единого времени, мониторинга технических и программных средств и т.п.);

организации связи пользователей с системой ПТК и т.п. Рабочие станции предназначены для оперативного персонала и должны обеспечивать отображение аварийных, предупредительных и информационных


58

сообщений. Должна обеспечиваться возможность квитирования оперативным персоналом аварийных и предупредительных сообщений. Устройства верхнего уровня должны обеспечивать:

реализацию различных расчетов по отдельным функциям и задачам (например, расчет надежности, диагностики оборудования и т.п.);

ведение информационной технологической базы данных;

хранение всей необходимой информации о предыстории протекания технологического процесса. Должно обеспечиваться накопление, хранение и отображение по запросам пользователя информации о значениях аналоговых и дискретных параметров;

контроль работы ПТК и АСУ ТП ЦПС, а также возможности коррекции и внесения изменений в действующую систему. Для обеспечения последнего должна быть предоставлены инструментальные средства разработки, отладки и документирования;

В составе устройств верхнего уровня ЦПС должны предусматриваться инструментальные средства для проектирования и коррекции различных задач АСУ ТП, включая задачи расчетного характера, а также средства создания и хранения базы нормативно-справочной информации. Для получения печатных копий экранов мониторов и распечатки ретроспективной информации (ведения протоколов, составления отчетов, отображения результатов расчетов и т.п.) в составе рабочих станций должны быть предусмотрены принтеры. Номенклатура рабочих станций, их состав и расположение на ЦПС для конкретной АСУ ТП определяется разработчиком системы в техническом проекте АСУ ТП, утверждаемом заказчиком. Средства архивирования должны выполнять следующие основные функции:

архивирование и хранение информации, поступающей на верхний уровень АСУ ТП;

защита информации;

представление архивной информации персоналу; Устройства, образующие подсистему архивирования информации, должны обеспечивать возможность переноса архивной информации на сменные носители для создания долгосрочных внешних архивов и автономного просмотра этих архивов. С этой целью система должна быть укомплектована долгосрочным носителем информации, емкость которого определяется при рабочем проектировании системы. Для периодического освобождения архива должна быть предусмотрена возможность переноса информации на долговременные электронные носители в упакованном виде (в согласованном формате).


59

8 Требования к устройствам (модулям), обеспечивающим информационные связи

Высоковольтное оборудование и аппаратура управления и защиты подстанции традиционно рассматривались как раздельные системы, относящиеся к производственному и вспомогательному оборудованию. Интерфейсы между этими системами были реализованы с использованием физических проводных соединений между основным оборудованием и устройствами в секциях. Организация связи цифровых интеллектуальных вторичных устройств с первичным оборудованием на ЦПС должна проводиться с учетом следующих основных положений:

повсеместный переход на цифровые (в том числе – оптические) технологии съема информации и передачи команд исполнительным элементам;

поддержка расширенной диагностики силового электрооборудования под рабочим напряжением (в том числе – его метрологических характеристик);

поддержка диагностики средств вторичной коммутации, приборов, сетевого оборудования.

Устройства (модули) связи ЦПС должны:

иметь оптический интерфейс, подключаемый к шинам 61850-8.1 и 61850-9.2;

обеспечивать поддержку обмена информацией на базе протоколов МЭК 61850-8.1 и МЭК 61850-9.2, образуя, таким образом, технологическую шину для информационной связи цифровых интеллектуальных вторичных устройств с первичным оборудованием;

обеспечивать прямой доступ к каналу SO/IEC 8802-3 для передачи величин в сочетании с IEC 61850-8-1;

Для силовых выключателей количество модулей связи должно быть равно количеству соленоидов включения (отключения). Прочие коммутационные аппараты могут быть снабжены одним устройством (модулем) связи. Устройства (модули) связи цифровых трансформаторов тока должны иметь оптические цифровые интерфейсы с протоколом МЭК 61850-9.2. Устройства (модули) связи силовых трансформаторов должны иметь дублированный оптический интерфейс. Для ЩСН (РУСН-0,4 кВ) и сборок 0,4 кВ, ЩПТ, а также КРУ-6-10кВ должны применяться групповые устройства (модули) связи (для сборок – дублированный или троированный), контролирующие токи всех


60

присоединений и обеспечивающий выполнение функций РЗА, измерения и АВР, а также интерфейсного модуля для интеграции в сеть 61850 8.1 и 9.2. Для реализации оперативной блокировки и ЛЗШ устройства (модули) связи должны поддерживать GOOSE-технологии. Для повышения надежности целесообразно организовать двойное питание устройств связи – от внешнего источника электропитания (основное) и от встроенной дополнительной обмотки трансформатора (резервное).


61

9 Требования к средствам коммуникации и интеграции в архитектуре ЦПС

Цифровая подстанция строится на базе семейства информационных магистралей – шин. Их разделяют на подстанционные шины (station bus) и технологические шины (process bus). Подстанционные шины предназначены для информационного обмена средней интенсивности. Технологические шины – это шины высокоскоростного обмена, через которые проходит весь поток первичных цифровых измерений.

9.1 Требования к «станционной» шине

В станционной шине должны присутствовать сообщения, генерируемые протоколами, составляющими коммуникационный (прикладной и транспортный) профиль MMS поверх TCP/IP, IEC 61850-8-1. Допускается организовывать коммутацию сообщений в станционной шине на основе динамических, статических и (или) смешанных правил фильтрации IEEE 802.1Q. Присутствие в станционной шине сообщений прочих протоколов, не входящих в указанный профиль, недопустимо. Рекомендуется отделять через промежуточные маршрутизаторы участки коммуникационной сети, в которых присутствуют как станционные, так и технологические сообщения, от участков, в которых технологические сообщения полностью исключены. В связи с тем, что станционная шина представляет собой типовую локальную TCP/IP-сеть, поведение которых хорошо изучено, прочие специфические требования к организации станционной шины не предъявляются.

9.2 Требования к «технологической» шине

Технологическая шина подстанции (шина процесса) обеспечивает передачу данных измерений с первичных измерительных преобразователей тока и напряжения устройствам нижнего уровня АСУ ТП и интегрированных в АСУ ТП смежных систем ЦПС (устройствам РЗА, ПА, РАС, ОМП, контроля качества электроэнергии и т. п.) по протоколу IEC 61850-9-2. Данный протокол используется для передачи данных измерений как для целей учета, контроля качества электроэнергии и прочих измерений, так и для целей релейной защиты. Обмен дискретными сигналами между первичным оборудованием подстанции и устройствами нижнего уровня АСУ ТП ЦПС через технологическую шину подстанции обеспечивается в формате GOOSE-сообщений как для сигналов с данными о состоянии и положении коммутационных аппаратов, блокировки


62

коммутационных аппаратов, так и для передачи сигналов и команд быстродействующей релейной защиты. Все сегменты технологической шины, прокладываемые как по территории ОРУ, так и в здании ОПУ, выполняются оптоволоконными кабелями. Для обеспечения независимости работы оборудования уровня присоединения топология технологической шины должна представлять собой двухуровневую структуру. На каждое присоединение должен устанавливаться свой сетевой коммутатор. В свою очередь, все сетевые коммутаторы присоединений подключаются к общему сетевому коммутатору технологической шины процесса. Все оборудование присоединения подключается к своему сетевому коммутатору и информационный обмен между ним производится только через сетевой коммутатор данного присоединения. Оборудование, для работы которого требуется информация с нескольких присоединений (терминалы защит трансформаторов, зашиты шин и т.д.), подключается непосредственно к общему сетевому коммутатору технологической шины. Такая топология повышает общую надежность работы цифровой подстанции и обеспечивает возможность независимого проведения ремонтных работ на присоединениях. Для выполнения требований работы в режиме реального времени все сервисы 61850-9-1, IEC 61850-9-2 и GOOSE работают на канальном уровне, не используя стек протоколов TCP/IP.

9.3 Требования к подсистеме мониторинга состояния коммуникационной сети ЦПС

Сетевые коммутаторы, маршрутизаторы и конечное оборудование коммуникационной сети ЦПС должны выполнять мониторинг состояния соединений, подключенных к портам, а также собственного состояния, влияющих на корректную работу коммуникационной сети. Коммутаторы и конечные технические средства, выполняя непрерывный мониторинг своего состояния и состояния своих соединений, должны также хранить и посылать информацию о нем на спорадической, периодической и (или) запросной основе. Посылки информации на спорадической и (или) периодической основе рекомендуется организовывать как сообщения SNMP Trap, RFC 1251.


63

9.4 Требования к пропускной способности и гарантированному времени доставки сообщений в коммуникационной сети ЦПС

Конечные технические средства должны соединяться с коммутатором по методу «точка—точка» без промежуточных «вставок». Исключением могут являться медиаконверторы, наличие которых в соединении допустимо. Единичное соединение, связывающее техническое средство с коммутатором, должно обеспечивать пропускную способность не менее 100 Мбит/с. Гарантированное время доставки сообщения, включая прием-передачу, между коммутатором и подключенным к нему конечным техническим средством не должно превышать 0,25 мс. Рекомендуется для связи с первичным оборудованием, а также оборудованием, находящимся на территории ОРУ, применять волоконно-оптические соединения, для связи с интеллектуальными устройствами — электрические. Коммутаторы, организующие коммуникационную сеть, должны быть соединены в «кольцо», соединения в котором могут быть агрегированными. Управление «кольцом» должно отслеживать «изменения», исключать «петли», и исполнятся динамически по протоколу RSTP, IEEE 802.1D. Соединения между коммутаторами должны обеспечивать пропускную способность не менее 1 Гбит/с, а при необходимости 10 Гбит/с. Гарантированное время доставки сообщения, включая прием-передачу, между коммутаторами не должно превышать 0,025 мс. Коммуникационная среда ЦПС должна резервироваться путем полного физического дублирования. Конечные технические средства должны иметь удвоенное количество коммуникационных портов. Одним из портов они подключаются к соединениям основной коммуникационной среде, а вторым — к резервной.

9.5 Требования к механизмам обеспечения межподстанционного обмена, обмена с диспетчерскими центрами и ЦУС

Механизмы межподстанционного обмена данными, обмена данными с диспетчерскими центрами и ЦУС должны обеспечивать прием/передачу как оперативной (телеинформация) так и технологической информации. Для передачи оперативных данных на ЦПС формируется информация о текущем режиме, состоянии схемы соединений и оборудования, информация о состоянии аварийной и предупредительной сигнализации. В каждом направлении передачи должен быть организован обмен телеинформацией по двум резервируемым каналам. Параметрирование сигналов должно быть независимым для каждого направления.


64

Объемы и требования к передаче телеинформации определяются:

СТО 56947007-29.240.034-2009 Руководящие указания по выбору объемов телеинформации при проектировании систем технологического управления электрическими сетями (введены распоряжением ОАО «ФСК ЕЭС» № 262р от 25.06.2009 г.);

Положением об информационном взаимодействии между ОАО «СО ЕЭС» и ОАО «ФСК ЕЭС» в сфере обмена технологической информацией (введено в действие с 1.07.2009 г.);

Целевой моделью организации прохождения диспетчерских команд и принципы организации каналов связи и передачи телеметрической информации между диспетчерскими центрами и ЦУС сетевых организаций, подстанциями;

Требованиями к информационному обмену технологической информацией с автоматизированной системой системного оператора (Приложение 2 к «Регламенту допуска субъектов оптового рынка электроэнергии к торговой системе оптового рынка электроэнергии»).

Средства ЦПС, участвующие в подготовке и передаче данных в диспетчерские центры РДУ и ОДУ должны удовлетворять всем требованиям к подстанционным подсистемам обмена оперативной технологической информацией с автоматизированной системой Системного оператора (СОТИ АС СО). С целью повышения надежности и живучести системы управления в целом передача телеинформации в центры оперативно-диспетчерского и оперативно-технологического управления должна быть реализована исключительно средствами нижнего и среднего уровней АСУТП и не должна зависеть от состояния компонентов системы, не участвующих в выполнении данной функции. Используемые для информационного обмена средства среднего уровня дублируются и обеспечивают работу в режиме “горячего резервирования”. Обмен телеинформацией с ДЦ СО (РДУ, ОДУ) и ЦУС ФСК предусматривается по протоколу ГОСТ Р МЭК 60870-5-104. Реализация указанного протокола должна соответствовать «Методическим рекомендациям по реализации информационного обмена энергообъектов с корпоративной системой ОАО «Системный оператор Единой энергетической системы». Передача данных в ЦУС РСК может осуществляться путем ретрансляции через ЦУС ФСК. Все передаваемые ТИ, ТС, ТУ должны иметь метку единого астрономического времени. Вероятность появления ошибки телеинформации должна соответствовать первой категории систем телемеханики по ГОСТ 26.205-88. Каналы связи для обмена телеинформацией (ТИ, ТС, ТУ) с ДЦ СО и ЦУС (ФСК, РСК) – выделенные основной и резервный каналы без промежуточной обработки информации.


65

Суммарное время на измерение и передачу телеинформации (телеизмерений, телесигнализации) с объекта диспетчеризации в диспетчерский центр Системного оператора не должно превышать 1-2 с. Время передачи команды телеуправления на управляемые выключатели подстанции также не должно превышать 1-2 с. Прием, хранение и организация передачи в ЦУС ФСК и РСК неоперативной технологической информации (НТИ) осуществляется средствами функциональной подсистемы сбора и передачи технологической информации (ССПТИ). Она должна обеспечивать выполнение следующих функций:

прием и организация хранения технологической информации, получаемой от других подсистем АСУТП подстанции, включая информацию от подсистем РЗА, ПА, АИИС КУЭ;

регламентированная передача поступающей технологической информации в ЦУС МЭС;

обработка запросов на предоставление ретроспективных данных и передача результата выполнения запроса в ЦУС;

промежуточная буферизация технологической информации для предотвращения потери информации при отказе канала связи с ЦУС;

мониторинг и диагностика доступности и работоспособности каналов сбора и передачи данных, самодиагностика программно- технических средств и передача результатов в ЦУС.

Передача предусматривается с использованием: протокола МЭК 60870-6 (ТАSE2 ICCP), протоколов файлового обмена, например, FTP, или другого протокола МЭК по согласованию с ЦУС. Архитектура подсистемы ССПТИ должна предусматривать наличие буфера для хранения технологической информации при недоступности канала связи с ЦУС. Емкость буфера должна быть достаточной, чтобы предотвратить потерю информации при отказе канала передачи данных – на время, достаточное для устранения причины отказа. При восстановлении работоспособности канала передачи возобновление процесса отправки данных должно производиться автоматически, без участия оператора.


66

10 Требования к основным технологическим информационным и управляющим системам и подсистемам ПС и направления их развития при создании ЦПС

10.1 Требования к подсистеме оперативного контроля и оперативного автоматизированного управления оборудованием ПС

Подсистема оперативного контроля и автоматизированного управления должна быть организована независимо от наличия или отсутствия персонала на подстанции. Подсистема должна включать:

Контроль основных текущих режимных параметров силового электрооборудования ЦПС (напряжение и частоту на шинах ОРУ всех уровней напряжения, перетоки активной и реактивной мощности, токи по всем присоединениям);

Контроль состояния основных коммутационных аппаратов ЦПС;

Управление коммутационными аппаратами, основным и вспомогательным электрооборудованием;

Контроль состояния основного и вспомогательного электрооборудования; Подсистема оперативного контроля и автоматизированного управления должна выполнять следующие функции:

Обработка аналоговых и дискретных параметров режима и состояния оборудования;

Контроль технологических и режимных пределов, формирование, передача и регистрация сигналов о фактах нарушения и его характеристиках (время, длительность, величина);

Контроль положения коммутационного оборудования, контроль нарушения заданной схемы работы подстанции (топологии), формирование, передача и регистрация сигналов о переключениях и их характеристиках;

Ведение соответствующих баз данных и архивов событий, отклонений от заданных установок контролируемых режимных параметров;

Отображение собранной оперативной информации;

Отображение аварийной и предупредительной сигнализации с учетом приоритетов групп сигналов;


67

Формирование ведомостей по режимным параметрам и электропотреблению за запрашиваемые интервалы времени;

Регистрация действий оперативного персонала;

Дистанционное управление коммутационными аппаратами присоединений, контроль выполнения команд, регистрация команд и результатов;

Оперативную и технологическую блокировку управления коммутационными аппаратами;

Отображение неготовности аппаратуры к управлению и потери достоверности информации;

Формирование бланков оперативных переключений, контроль правильности выполнения переключений по ним с блокировкой ошибочных операций;

Ведение оперативного журнала событий. Все события, связанные с изменениями состояния главной схемы, должны фиксироваться в ведомости событий, хранимой в БД АСУТП. Все регистрируемые параметры и события подлежат архивированию для ретроспективного анализа состояния и режимов работы электрооборудования. Средства архивирования должны выполнять следующие основные функции:

Запись в архив как событийной, так и периодической информации;

Архивирование и хранение информации, поступающей на верхний уровень АСУТП;

Защита информации;

Представление архивной информации персоналу. Объем архива должен обеспечивать хранение зарегистрированной информации в течение 2 лет.

10.2 Требования к подсистеме МП устройств РЗА и ПА

Подсистема РЗА и ПА должна иметь децентрализованную структуру. Средства подсистемы должны обеспечивать решение следующих задач:

защита и автоматика элементов электрической сети, а также силового оборудования, от всех возможных видов повреждений;

возможность дистанционного изменения характеристик и параметров (уставок) устройств и систем с АРМ инженера службы РЗА (а также групп уставок – с АРМ оперативного персонала);


68

осуществление общестанционных блокировок, автоматического послеаварийного восстановления, функций УРОВ;

осуществление алгоритмов защиты и управления силовыми выключателями.

одноранговая связь на ЦПС с интегрированной системой управления и защиты должна быть основана на объектно-ориентированном событии ЦПС (Generic Object Oriented Substation Event – GOOSE);

для связи с системой управления ЦПС и центрами управления сетями в устройствах РЗА и ПА должны быть предусмотрены системные порты связи с поддержкой протоколов МЭК 61850 (8.1, 9.2), МЭК 60870-1-10х;

должно быть предусмотрено достаточно большое количества внутренней памяти с функцией сохранения данных при отключенном питании;

должно быть предусмотрено светодиодная и цифровая индикация на лицевых панелях устройств;

должна быть возможность временной синхронизации по локальной сети от внешнего источника сигналов точного времени ГЛОНАСС/GPS с точностью не хуже ±1 мс;

питание устройств должно осуществляться от сети напряжением 220 В постоянного тока, при этом они должны правильно функционировать при изменении оперативного напряжения в пределах +10% и -20% от номинального;

устройства должны быть снабжены функцией самодиагностики;

устройства РЗА и ПА должны иметь память для организации и хранения текущих архивов зарегистрированных событий и данных; глубина архивов должна быть достаточной для сохранения информации в нештатных ситуациях, связанных с ее чтением;

должен быть предусмотрен один дублирующий терминал на всю подстанцию, распределительный пункт или секцию шин.

Терминалы МП РЗА для оборудования низкого и среднего напряжения должны обеспечивать выполнение, кроме прямых функций, дополнительных функций контроля, измерения и управления оборудованием. Терминалы МП РЗА для оборудования высокого класса напряжения могут не обеспечивать выполнение дополнительных функций. В этом случае дополнительные функции контроля, измерения и управления должны быть возложены на отдельные устройства. Построение системы РЗА и ПА с использованием стандарта МЭК 61850 рекомендуется проводить в два этапа:

На первом этапе рекомендуется вариант, повторяющий архитектуру существующих систем, а коммуникационная среда МЭК 61850


69

использовать в основном для «вертикальной» связи терминалов с системой управления ПС и центрами управления сетями. Функции РЗА должны выполняться классическим способом.

На втором этапе, с накоплением опыта эксплуатации систем и разработкой нового первичного оборудования, может быть произведен вынос ряда функций в само первичное оборудование, что позволит сократить кабельные связи вторичной коммутации и получить ряд дополнительных преимуществ.

10.3 Требования к подсистеме регистрации аварийных событий и процессов (РАС)

Подсистема РАС должна обеспечивать накопление и представление информации о процессе возникновения, развития и ликвидации аварийных ситуаций на основном электрооборудовании подстанции в объеме достаточном для определения первопричины отключения оборудования и оценки правильности работы устройств РЗА и ПА. В подсистеме РАС должны регистрироваться электромагнитные переходные процессы, связанные с короткими замыканиями и работой устройств РЗА (токи, напряжения, дискретные сигналы о работе устройств РЗА и ПА, состояние выключателей, параметры системы ОПТ). Кроме того, должны регистрироваться процессы в системах оперативного тока и собственных нужд, как при повреждениях в самих этих системах, так и при повреждениях основного силового оборудования. Средствами подсистемы РАС должно обеспечиваться выполнение следующих функций:

сбор и регистрация значений параметров аномальных режимов с осциллографированием мгновенных значений аналоговых величин и сигналов дискретного срабатывания от устройств РЗА, ПА, коммутационной аппаратуры и других устройств;

формирование и ведение архивов аномальных процессов и событий;

отображение информации об аномальных процессах и ситуациях на АРМ инженера службы РЗА (инженера-релейщика) и обеспечение ретроспективного анализа аномальных процессов и ситуаций;

документирование результатов регистрации и анализа (ведение протоколов, ведомостей событий, тревог и т.п.);

обеспечение возможности передачи результатов регистрации (осциллограмм и событий) на высшие уровни иерархии управления электрическими сетями;

передача информации в «ядро» АСУТП должна производиться в автоматическом режиме с использованием МЭК;


70

На цифровой ПС все перечисленные выше функции РАС должны выполняться как микропроцессорными терминалами РЗА (прежде всего), так и микропроцессорными устройствами АСУТП. Минимальный перечень регистрируемых сигналов (ТС): Положение выключателей присоединений Работа дифзащиты присоединений Работа ТЗНП Работа ТО Работа АПВ Отключение выключателя от комплексов защит Неисправность токовых цепей ДЗШ Работа ДЗШ Неисправность цепей оперативного тока Пуск УРОВ (с указанием от каких защит) Работа МТЗ Работа АВР Работа ДЗТ Газовая защита трансформатора Перегруз трансформатора Работа МТЗ Работа ЗМН Неисправность ТН Работа АЧР Неисправность на ЩПТ Понижение напряжения на ШУ Неисправность ШБ Отключение автоматов на ЩПТ Отключение автоматов ВАЗП на ЩПТ Отключение ввода АБ на ЩПТ Неисправность ВАЗП

Состав ТС должен уточняться при реализации конкретного проекта по созданию ЦПС при новом строительстве или модернизации существующей ПС.


71

10.4 Требования к подсистеме определения места повреждения на ЛЭП (ОМП)

На цифровой подстанции средствами подсистемы ОМП должно обеспечиваться выполнение следующих функций:

определение места повреждения (в км) по расчетным активному и реактивному сопротивлениям повреждения на ВЛ с регистрацией факта повреждения и расстояния до места повреждения в базе событий (и тревог) АСУТП;

отображение указанной информации ОМП на АРМ оперативного персонала и инженера-релейщика;

возможность передачи данных ОМП на высшие уровни иерархии управления эксплуатацией электрических сетей наряду с другой диспетчерско-технологической информацией;

Алгоритмы, используемые для расчета расстояния до места повреждения на ВЛ, должны использовать двусторонний замер и учитывать:

влияние взаимоиндукции параллельных ВЛ и влияние ВЛ, индуктивно связанной только на начальном участке «основной» линии;

неоднородность по длине ВЛ параметров отдельных участков;

режим заземления троса;

наличие отпаек на ВЛ;

наличие апериодической составляющей в токе КЗ;

длительность протекания тока КЗ (минимальная длительность определяется временем срабатывания релейной защиты ВЛ по быстродействующим алгоритмам срабатывания МП РЗ и быстродействующих выключателей);

Погрешность расчета места повреждения не должна превышать 1,0% от длины линии. Функция ОМП может выполняться как отдельным МП устройством, так и в составе МП терминала РЗА. Передача информации от устройств ОМП в «ядро» АСУТП должна производиться в автоматическом режиме с использованием МЭК 61850. Устройства ОМП должны иметь память для организации и хранения текущих архивов зарегистрированных событий и данных.


72

10.5 Требования к подсистеме организации векторных измерений тока и напряжения для целей системы мониторинга переходных процессов (СМПР)

Для организации векторных измерений на ЦПС должны использоваться только специально предназначенные для этого устройства синхронизированных векторных измерений тока и напряжения (Phasor Measurement Units – PMU). Использование алгоритмов расчета векторов тока и напряжения, реализованных на технологических серверах ЦПС, нежелательно ввиду низкой точности синхронизации между ПТК отдельно взятых подстанций. Например, синхронизации с точностью ±1 мс будет соответствовать погрешность измерения взаимного угла ±18° при номинальной частоте сети. Таким образом, теряется одно из основных преимуществ использования измерений, полученных от СМПР. В PMU должны быть реализованы функции измерения (в скобках указана требуемая точность измерений):

частоты (по каждой фазе, с информацией о достоверности) (±0,001 Гц);

углу между синусоидой напряжения сети и синусоидой 50 Гц, привязанной к сигналам точного времени (0,1°);

фазных активных мощностей и суммарной активной мощности (±0,3÷0,5%);

фазных реактивных мощностей и суммарной реактивной мощности (±0,3÷0,5%);

фазных напряжений (±0,3÷0,5%);

фазных токов (±0,3÷0,5%);

времени (±20 мкс). Для сбора данных от PMU должен использоваться отдельный сервер, в котором вычисляются соотношения величин и готовятся данные для выбранных применений, производятся системные измерения. Передача данных от PMU должна выполняться по протоколу IEEE C37.118. Сервер сбора должен обеспечивать передачу измерений с минимальной задержкой для пользовательского применения через Ethernet с использованием протокола TCP/IP. Сервер сбора может размещаться не только на ЦПС, но и в промежуточных узлах сбора и центре управления сетями. Он может осуществлять сбор с PMU, расположенных на разных ЦПС, а также принимать данные от других серверов сбора. Вследствие высокой стоимости PMU рекомендуется размещать только на ПС напряжением 110 кВ и выше, а также в узлах крупных потребителей. Места установки PMU рекомендуется выбирать в зависимости от целей использования синхронизированных векторных измерений.


73

10.6 Требования к подсистеме мониторинга состояния силового электрооборудования, инженерных и вспомогательных систем ЦПС

Подсистема мониторинга состояния основного технологического оборудования цифровой подстанции должна обеспечивать оперативный контроль и ретроспективный анализ основных параметров, характеризующих состояние оборудования. Подсистема должна обеспечивать:

своевременное выявление негативных тенденций в состоянии технологического оборудования;

определять периодичность и объемы текущих ремонтов и технического обслуживания исходя из фактического износа оборудования;

сбор исходных данных перед проведением комплексного обследования оборудования;

повышение эффективности анализа причин отключения за счет более полной информации о предаварийных режимах.

Подсистема мониторинга состояния силового электрооборудования должна строиться по двухуровневой схеме:

Уровень 1 должен включать в себя первичные датчики и измерительные системы (датчики температуры, газосодержания масла, влагосодержания масла и т.д.).

Уровень 2 должен включать блок мониторинга, являющийся совокупностью контроллеров, обеспечивающих сбор и обработку сигналов, полученных от первичных датчиков уровня 1. Кроме того, БМ должен осуществлять информационный обмен с контроллерами АСУТП в соответствии с МЭК 61850 и верхним уровнем АСУТП. На верхнем уровне АСУТП должна осуществлять математическая обработка полученных измерений и выполнение расчетно-аналитических задач.

10.7 Требования к подсистеме АИИС КУЭ

Учитывая действующие на территории РФ нормативные требования к системам коммерческого учета электроэнергии построение системы АИИС КУЭ на ЦПС должно осуществляться по трехуровневой системе:

Нижний уровень – информационно-измерительные комплексы (ИИК);

Средний уровень – уровень сбора и передачи данных;

Верхний уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК).


74

Данные, необходимые для технического учета и контроля, должны передаваться в вычислительное ядро АСУТП из УСПД в соответствии с МЭК 61850. На основе данных, полученных средствами АИИС КУЭ, должны производиться балансные расчеты затрат электроэнергии и составление ведомости технического учета, а также учет электроэнергии с разделением уровня качества электроэнергии. Для обеспечения резервирования данных учета по каждому присоединению подстанции и подтверждения достоверности сальдо и балансов электроэнергии, данные технического учета э/э (определяемые путем интегрирования активной и реактивной мощности) осуществляемые в контроллерах нижнего уровня АСУТП должны передаваться в УСПД АИИС КУЭ. Устройства нижнего уровня АИИС КУЭ должны являться резервным источником данных для АСУТП о режимных параметрах (ток, напряжение, частота, активная/реактивная мощность). Вычисление электрических величин (энергия, мощность, ПКЭ и т.д.) должны производиться на основании одного или нескольких потоков мгновенных значений SV (IEC 61850-9-2). В устройстве должен быть поддержан логический узел LSVS (см. IEC 61859-7-4 Ed. 2), предоставляющий данные о получаемом потоке. Ведение профилей электроэнергии должно производиться на периодической основе с использованием механизма (periodical logging), соответствующего IEC 61850-7-2. В ряде случаев для выполнения функции учета электроэнергии требуется обработка до трех источников данных по стандарту IEC 61850-9-2 и контроль положения коммутационного аппарата (например, учет на обходном выключателе). Положение коммутационного аппарата осуществляется с помощью GOOSE сообщений, либо отчетов (reports). В счетчике должны быть предусмотрены механизмы контроля корректности получаемого потока данных по стандарту IEC 61850-9-2. Подсистема АИИС КУЭ должна быть аттестована в НП АТС и внесена реестр средств измерений.

10.8 Требования к подсистеме контроля качества электроэнергии

Подсистема контроля качества электроэнергии должна обеспечивать передачу оперативной и предупредительной сигнализации о нарушениях качества электроэнергии. В части анализа качества электроэнергии подсистема ПКЭ должна выполнять следующие функции:

визуализация результатов измерений;


75

автоматическое выполнение алгоритмов анализа качества с демонстрацией результатов работы данных алгоритмов;

представление доступа к экспертной системе, включающей содержание нормативных документов, международной практики;

представление доступа к накопленной статистике нарушений и результатов предыдущих анализов качества электроэнергии;

доступ и просмотр записанных осциллограмм нарушений. Контроль параметров электросети должен вестись в части контроля превышения уставок и контроля апертур. Оперативная сигнализация функции контроля параметров электросети, должна осуществляться с использованием механизмов отчетов согласно IEC 61850-7-2. Помимо оперативной сигнализации должно быть предусмотрено ведение архива с использованием механизма ведения журнала на спорадической основе (SOE logging согласно IEC 61850-7-2). Профилирование параметров электросети должно быть реализовано на базе механизма ведения журнала на периодической основе (periodical logging согласно IEC 61850-7-2 ). Результаты измерений ПКЭ должны быть доступны с использованием протокола МЭК 61850 и соответствующих логических узлов. Для представления ПКЭ не включенных в описание МЭК 61850-7-4, допускается создание собственных логических узлов, при условии соблюдения правил по именованию и типизации данных, приведенных в IEC 61850-7-1. Устройства контроля и регистрации ПКЭ должны удовлетворять требованиям ГОСТ 13109-97 «Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения». Контроллеры должны быть сертифицированы как средства контроля и регистрации ПКЭ. В целях обеспечения нормированного качества электроэнергии, имеющиеся на подстанции устройства регулирования – трансформаторы с РПН, синхронные и статические компенсаторы, шунтирующие реакторы, элементы гибких линий электропередачи, устройства накопления электроэнергии и т.п., должны выполнять следующие задачи:

Регистрация действий и/или выполнение функций автоматического управления напряжением и реактивной мощностью, составом работающих трансформаторов, составом и величиной нагрузки, отключаемой при утяжеленных и аварийных режимах (АЧР, САОН и т.п.);

Дистанционное и/или локальное управление общеподстанционными устройствами регулирования и элементами настраиваемых линий электропередачи.


76

10.9 Требования к подсистеме сбора и передачи оперативной и неоперативной технологической информации в центры управления сетями ОАО «ФСК ЕЭС»

Данная подсистема должна обеспечивать подготовку оперативной информации (телеинформации) и неоперативной информации, используемой для оперативно-диспетчерского и оперативно-технологического управления, и передачу подготовленной информации соответствующим абонентам: в ДЦ СО, ЦУС РСК, ЦУС МРСК. Для передачи оперативной информации в подсистеме формируется информация о текущем режиме, состоянии схемы соединений и оборудования, аварийная и предупредительная сигнализация. В каждом направлении должен быть организован обмен телеинформацией по двум резервируемым каналам; параметрирование сигналов должно быть независимым для каждого направления. Обмен телеинформацией должен производиться в соответствии с протоколом ГОСТ Р МЭК 60870-5-104. Все передаваемые ТИ, ТС, ТУ должны иметь метку единого астрономического времени, при этом вероятность появления ошибки телеинформации должна соответствовать первой категории систем телемеханики по ГОСТ 26.205-88. В части передачи неоперативной технологической информации (НТИ) подсистема должна обеспечивать выполнение следующих функций:

прием и организация хранения технологической информации, получаемой от других подсистем АСУТП подстанции, включая информацию от подсистем РЗА, ПА, АИИС КУЭ;

регламентированная передача поступающей технологической информации в ЦУС РСК;

обработка запросов на предоставление ретроспективных данных и передача результата выполнения запроса в ЦУС;

промежуточная буферизация технологической информации для предотвращения потери информации при отказе канала связи с ЦУС;

мониторинг и диагностика доступности и работоспособности каналов сбора и передачи данных, самодиагностика программно- технических средств и передача результатов в ЦУС.

В состав НТИ в общем случае должны входить:

данные о режимах и состоянии объектов РСК, не включенные в состав телеинформации, но необходимые пользователям в режиме ―off line, в том числе: сигналы положения автоматов ЩПТ/ЩСН, токи и напряжения ЩСН/ЩПТ, данные метеоконтроля;

данные контроля (мониторинга) состояния основного оборудования;


77

данные, получаемые от МП устройств РЗА и ПА (сигналы срабатывания, самодиагностики, осциллограммы):

данные результатов ОМП;

данные регистрации аварийных событий и процессов (РАС) (сигналы запуска, осциллограммы);

данные контроля качества электроэнергии, получаемые от АИИС КУЭ;

данные о состоянии оборудования АСУТП, АИИС КУЭ, систем связи и передачи информации – сигналы неисправности, статусная информация и т.д.;

данные контроля состояния инженерных и вспомогательных систем ПС. Информационный обмен НТИ должен осуществляться как в режиме передачи с ПС определенного объема, так и путем обеспечения регламентированного доступа с уровня ЦУС к базам данных и архивам АСУТП.


78

11 Требования к электропитанию и размещению технических средств ПАК ЦПС

11.1 Требования к электропитанию технических средств ПАК ЦПС

Электропитание всех устройств ПАК должно производиться от собственных источников (модулей) электропитания, получающих энергию от электросети ЦПС. Первичными источниками питания могут являться две независимые сети, каждая из которых является трехфазной сетью переменного тока 380/220 В, частотой 50±1 Гц. Первичные сети электропитания должны иметь характеристики:

номинальное линейное напряжение – 380 В (+10, -15%);

номинальное фазное напряжение – 220 В (+10, -15%);

число фаз – 3; Первичными источниками электропитания ПАК могут также являться две независимые сети, одна из которых является трехфазной сетью переменного тока напряжением 380/220 В, частотой (50±1) Гц, а другая – сетью постоянного тока напряжением 220 В. Источники электропитания устройств нижнего уровня ПАК (например, ИЭУ присоединений) могут быть предназначены для получения электропитания от двух независимых сетей (по одному из указанных выше вариантов), либо только от одной сети. В этом случае устройства нижнего уровня ПАК должны получать электропитание от агрегатов бесперебойного питания (АБП). Электропитание АБП должно выполняться от двух независимых сетей (две сети переменного тока или одна сеть переменного, другая – постоянного тока). Основным принципом организации электропитания должно быть распределение оперативного тока по группам потребителей таким образом, чтобы отдельная неисправность или ремонт элемента сети электропитания не приводили к полному выходу ПАК из строя. Устройства ПАК должны иметь защиту от подачи напряжения постоянного тока обратной полярности. Устройства ПАК не должны повреждаться или ложно срабатывать при подключении и (или) отключении одной из двух сетей первичного электропитания. Электропитание дублированных устройств ПАК должно производиться от независимых источников; Электропитание технических средств верхнего уровня ПАК, достаточных для безаварийного останова оборудования, должно осуществляться от устройств бесперебойного питания (УБП) с внутренней аккумуляторной поддержкой (до 30 мин). Электропитание этих УБП может осуществляться от источника


79

переменного тока напряжением 220 В, частотой 50 Гц бесперебойного электропитания (через АВР), либо от двух независимых сетей переменного тока напряжением 220 В, частотой 50 Гц. Электропитание УБП операторских станций, входящих в один АРМ и резервирующих друг друга, должно осуществляться от независимых источников первичного электропитания.

11.2 Требования к размещению технических средств ПАК ЦПС

ИЭУ, коммуникационное и серверное оборудование должны устанавливаться в телекоммуникационные стойки. Для поддержания необходимого диапазона температуры стойка может быть снабжена подсистемой охлаждения и/или обогрева. Возможно использование двух модификаций ИЭУ: для размещения в помещении ЩУ или выносные - для размещения на объекте вблизи источников информации. Устройства связи с объектом (УСО) в виде специализированных модулей могут входить в состав ИЭУ, либо выполняться как отдельные конструктивы. Для УСО, выполненных в виде отдельных конструктивов, могут предусматриваться две модификации: для размещения в помещении ЩУ или выносные – для размещения на объекте вблизи источников информации/ При переходе ЦПС на «необслуживаемый» режим эксплуатации размещенные на подстанции АРМ персонала могут быть использованы в качестве АРМ персонала оперативно-выездной бригады (ОВБ). Шкафы с устройствами систем и подсистем мониторинга состояния инженерных и вспомогательных систем ЦПС размещаются в непосредственной близости от АРМ оперативного персонала (ОП), в помещении ГЩУ или РЩ. Не допускается размещение сервера информационной безопасности (ИБ) ЦПС за пределами ЦПС. При размещении оборудования в телекоммуникационных стойках (в ОПУ) рекомендуется обеспечить контроль работоспособности локальной системы охлаждения. Для интеллектуальных устройств, размещаемых в ОРУ, рекомендуется обеспечить контроль условий эксплуатации (в части температуры и работоспособности вспомогательных подсистем охлаждения и обогрева).


80

12 Требования к программному обеспечению

12.1 Требования к базовому (общему) ПО

Базовое программное обеспечение подразделяется на системное ПО и ПО инструментальных средств разработки, отладки и документирования (САПР). Системное программное обеспечение включает в себя:

стандартные операционные системы;

пакеты программной поддержки обмена данными;

системы управления локальными и распределенными базами данных. Программное обеспечение инструментальных средств разработки, отладки и документирования включает в себя:

средства настройки базового ПО, диагностики и самодиагностики работоспособности ПТК;

средства создания и отладки прикладного ПО.

12.1.1 Требования к системному ПО Операционные системы устройств станционного уровня ПТК должны удовлетворять следующим требованиям:

высокая производительность, поддержка многозадачного режима;

высокая степень устойчивости и надежности;

поддержка обменов информации по используемым в ПТК локальным сетям;

удобный и понятный пользователю графический интерфейс, простота и эффективность использования;

возможность работы с мультимедиа;

возможность конфигурирования под конкретные условия использования. На нижних уровнях ПТК должны использоваться высокопроизводительные операционные системы (ОС), которые должны обеспечивать:

поддержку многозадачного или псевдомногозадачного режима;

модульность, гибкую конфигурируемость, возможность 100%-го размещения в ПЗУ контроллера;

малое время реакции, многоуровневую, основанную на приоритетах, обработку прерываний и присвоение меток времени зафиксированным событиям;


81

развитые средства коммуникации (поддержка стандартных сетей, а также различных промышленных интерфейсов ввода/вывода).

12.1.2 Требования к инструментальному ПО Инструментальные средства должны базироваться на действующих стандартах и обеспечивать решение наиболее сложных вопросов, связанных с автоматизацией процессов создания АСУ ТП и прикладных программ (информационное и программное обеспечение). В результате работы должны быть компоненты системы управления, полностью готовые к запуску. Инструментальные средства должны, как правило, совмещать в себе функции разработки и тестирования. Инструментальное ПО должно включать в себя следующие программные средства:

компоновки и генерации технических и программных средств ПТК;

библиотеку программных модулей стандартных алгоритмов сбора и обработки технологической информации, управления, регулирования и технологических защит;

автоматизированного формирования исполняемых программных модулей;

пакеты программ создания фрагментов и их отдельных элементов;

организации и обслуживания баз данных;

самодиагностика и тестирование аппаратуры и программного обеспечения;

средства разработки ПО;

средства автоматизированного проектирования ПТК в составе АСУ ТП. Основу инструментального ПО должны составлять следующие программные пакеты:

SCADA-система;

ПО для конфигурирования контроллеров среднего и нижнего уровней;

ПО доступа к МП терминалам РЗА и ПА.

Программно-технические комплексы для АСУ ТП отечественных ЦПС должны иметь полностью русифицированный интерфейс пользователя (проектировщика, разработчика, наладчика, оперативного и обслуживающего персонала).


82

12.2 Требования к специальному (технологическому) ПО

Специальное (или технологическое, прикладное, пользовательское) ПО должно обеспечивать реализацию ПТК всех функций контроля, учета, анализа, управления и диагностики, предусмотренных в АСУТП подстанции. Все задачи, связанные со сбором, обработкой, передачей, хранением и представлением информации, а также с выдачей управляющих воздействий и информации на исполнительные и другие внешние устройства, должны программироваться на технологических языках или с помощью других программных средств, не требующих знаний универсальных языков программирования и их применения. Должна предусматриваться возможность сохранения исходных технологических программ на магнитных носителях и при необходимости загрузки пользовательских программ через интерфейсные каналы в память контроллеров. Аналогичная возможность должна предусматриваться и для программного обеспечения верхнего и среднего уровней ПТК. Должна также предусматриваться (в случае необходимости) возможность подготовки, изменения или коррекции (в допустимых пределах, предусмотренных при создании АСУТП) пользовательских программ в процессе эксплуатации. При этом, как правило, должна быть исключена необходимость привлечения разработчиков или профессиональных программистов. Корректировка отдельных программ должна быть локальной и не должна требовать вмешательства в остальные программы.


83

13 Требования к информационному обеспечению (ИО) ПАК ЦПС

13.1 Требования к структуре информационных потоков ПАК

Структура основных информационных потоков на ЦПС состоит из:

потоки информации от интеллектуальных модулей связи (Smart IED) первичного оборудования, цифровых измерительных ТТ и ТН к устройствам информационно-технологических и управляющих систем цифровой подстанции;

обмен данными между устройствами информационно-технологических и управляющих систем подстанции и передачу данных на уровень представления и хранения ЦПС;

представление данных процесса персоналу ЦПС и их передачу на верхние уровни управления;

13.2 Требования к организации баз данных (БД) и архивов

В системе управления ЦПС на каждом из уровней должны формироваться и функционировать единые базы данных. Основным уровнем, где формируется (заполняется) оперативная информация, поступающая на хранение в базу данных, и используемая далее на более высоких уровнях, является уровень SCADA-системы. На нижнем уровне хранится оперативная аналоговая информация, к которой относятся значения фазных токов и напряжений, полученные с измерительных трансформаторов, значения положения анцапф устройств РПН АТ и ТР, а также дискретная информация. В составе ЦПС необходимо иметь информационное хранилище, в котором хранятся все необходимые данные, характеризующие состояние электротехнического оборудования подстанции, с описанием его иерархии. По каждой единице оборудования должны храниться как основные общепринятые паспортные данные (тип, год производства, год установки и т.д.), так и данные, которые могут быть востребованы различными пользователями для различных целей (разбор произошедшей аварии, оценка точности соответствующих измерений и т.п.). Должна быть разработана база данных аварийной информации, включая осциллограммы аварийных процессов и «событийные» данные, - для служб РЗА, ПА, наладки и т.д. В этой базе должна храниться вся совокупность информации, связанной с тем или иным аварийным событием. Помимо соответствующих «аварийных» осциллограмм должны храниться


84

привязанные к той же метке времени данные о состоянии коммутационных аппаратов, сигналы защит. Ведение указанных баз данных, включающее добавление новой информации, удаление или перевод в архив устаревших данных, корректировка в соответствии с изменениями на объекте уже внесенных данных, должно осуществляться с помощью инструментальных средств, размещаемых на специально выделенных клиентских местах ЦПС (например, на АРМ администратора). На остальных клиентских местах могут формироваться необходимые отчетные документы и решаться различные задачи обработки и анализа данных. На ЦПС должны быть реализованы определенные правила доступа к данным для различных групп пользователей. У каждого пользователя в системе должны быть определены права на доступ для каждой группы данных. Права доступа должны быть защищены соответствующими паролями. Определенной категории пользователей - администраторам системы в целом и отдельных ее компонентов предоставляется право на модификацию данных. Внесение и удаление данных должно фиксироваться системой с указанием вида действий, времени внесения изменений и пользователя, произведшего эти изменения. На каждом из выделенных уровней должны формироваться и храниться свои архивы данных. Должен быть разработан единый для каждой группы данных алгоритм списания данных в архив и сроков хранения соответствующих архивов. Помимо функциональных архивов в системе должны делаться резервные копии хранимых данных с частотой, определяемой для каждой группы данных отдельно.

13.3 Требования к описанию оборудования и сигналов ЦПС в терминах стандартов МЭК 61968 / 61970

Создание общего информационного пространства ЦПС и организацию информационного взаимодействия ЦПС с центрами управления целесообразно осуществлять в соответствии с регламентами обмена информацией на основе общей информационной модели (Common Information Model - CIM). Стандартами МЭК 61968/61970 определено описание следующих групп оборудования подстанций:

коммутационные аппараты (силовые выключатели, разъединители, за-земляющие разъединители и т.п.);

трансформаторное оборудование, включая РПН и систему охлаждения);

компенсирующее оборудование;

ограничители напряжения и тока;

измерительные трансформаторы напряжения и тока.


85

В соответствии со стандартами информацию об оборудовании можно разделить на следующие категории:

оперативная информация о текущем состоянии режима (токи, напряжения, мощности);

паспортные данные и технические характеристики;

данные об испытаниях и проведенных ремонтных работах;

данные о текущем состоянии оборудования, характеризующие его готовность выполнять свои функции;

данные об отклонении эксплуатационных параметров за предельно допустимые значения и их длительность, токи отключения, количество включений/отключений и другие, определяемые видом оборудования;

документарная (руководства, инструкции). Стандарты МЭК 61968/61970 требуют, чтобы описываемое оборудование и информация были поименованы, т.е. им должны быть присвоены уникальные имена. Уникальные имена должны быть присвоены в соответствии с отраслевой системой условных обозначений, применяемой для идентификации объектов как в пределах подстанции, так и отрасли в целом. Стандарты МЭК 61968/61970 в совокупности с уникальным именем объекта (идентификатором) допускают применение и иных имен, например диспетчерских наименований.

13.4 Требования к инструментальным программным средствам для работы с информационным обеспечением

Инструментальные программные средства для работы с информационным обеспечением ЦПС должны обладать следующими основными свойствами:

Поддержка полного жизненного цикла ПАК ЦПС;

Поддержка единого информационного пространства ЦПС;

Поддержка «самодокументирования» ЦПС;

Поддержка конфигурирования и обслуживания модулей связи (Smart IED) и контроллеров системы управления ЦПС;

постоянный контроль и диагностику всех сегментов сети передачи данных, в том числе станционной шины и шины процесса;

Инструментальные программные средства должны обеспечивать строгое следование стандартам в области представления данных, методам доступа к данным и их корректной интерпретации. Это означает применение стандарта IEC 61850 в части обеспечения информационных обменов между


86

компонентами интегрированной системы управления ЦПС и использование стандартов IEC 61970/61968 в части представления ЦПС на высших уровнях иерархии управления – в ДЦ СО, ЦУС. Инструментальные программные средства должны использовать единую систему классификации, кодирования и идентификации информации – ЕСКК (оборудования, компонентов информационно-технологических и управляющих систем, сигналов, документов и т.д.) в соответствии с принятым профилем общей информационной модели (CIM-профилем).


87

14 Требования к метрологическому обеспечению ПАК ЦПС

14.1 Требования к методологии метрологического обеспечения

Согласно терминологии принятой в [13], ИП ЦПС является типовым измерительным объектом типа ИС-2; Архитектура измерительной подсистемы (ИП) ЦПС должна состоять из трех уровней:

уровень измерительных трансформаторов тока и напряжения, а также датчиков технологической информации, снабженных цифровыми выходами. В случае использования традиционных электромагнитных измерительных трансформаторов должны быть установлены измерительные преобразователи. На этом уровне осуществляются первичное преобразование аналоговых сигналов, представление данных в унифицированном цифровой форме;

коммуникационный уровень, представляющий собой технологическую шину ЦПС. На этом уровне решаются задачи сбора данных от измерительного оборудования и обеспечения доставки данных измерительным устройствам, устройствам РЗА, телемеханики и т.д.;

уровень вычислений и обработки цифровых данных (алгоритмы защиты, вычисления действующих значений, мощности и т.д., учет электроэнергии, контроль качества электроэнергии и т.д.);

Обеспечение единства измерений в пределах ИП ЦПС должно обеспечиваться посредством синхронизации первичных измерителей, использованием передачи данных в цифровой форме, возможностью размножения данных и доставки данных от любого первичного преобразователя любому конечному устройству. Для сбора данных от измерительных устройств должны применяться устройства объединения (merging units). Вычислительные компоненты должны иметь сопряжение с коммуникационной сетью ЦПС. В качестве основного потока входных данных вычислительный компонент должен использовать поток данных от устройств объединения и датчиков технологической информации в формате согласно стандартам [4] и [5].


88

14.2 Требования к нормам точности измерений

В типовом измерительном канале ИП ЦПС процесс измерения может быть разделен на два этапа:

аналого-цифровое преобразование (этап измерения);

вычисление на основе преобразованных данных самой измеряемой величины (этап вычисления);

Требования к нормам точности измерительных каналов ИП ЦПС должны формироваться, исходя из того, что погрешность вычисления алгоритмов определяется через характеристики входных значений. Вследствие этого требования к точности измерений на первом этапе должны формироваться на основе требований, сформированных на втором этапе вычислений. Требования к точности вычислений измеряемых величин (действующие значения, мощности, показатели качества электроэнергии, симметричные составляющие и т.д.) устанавливаются на основании анализа способов вычисления данных величин и требований к ним, установленным в нормативной документации (РД, ГОСТ). Для электронных трансформаторов тока и напряжения класс точности должен быть нормирован и определяться предел погрешности в соответствии с [7] и [8]. Для устройств объединения должны быть нормированы следующие метрологические характеристики цифрового потока данных:

частота дискретизации (исходя из требований учета гармонических составляющих);

эффективная разрядность данных (исходя из требований к вычислению действующих значений тока и напряжения, мощностей, электроэнергии, ПКЭ);

погрешность синхронизации (синхронизация данных токов и напряжений 1 мкс);

Алгоритмы на этапе вычислений должны разрабатываться таким образом, чтобы при идеальных данных вычислительная погрешность стремилась к нулю, а зависимость погрешности алгоритма от погрешности входного потока была минимальной в метрологическом диапазоне параметров потока. Основной метрологической характеристикой измерительного канала должна быть вычислительная погрешность алгоритма, который вычисляет данную характеристику, определенная по нормированным характеристикам входных цифровых потоков.


89

14.3 Требования к аттестации и поверке измерительных каналов ЦПС

Измерительная система ЦПС по сравнению с измерительными системами традиционных подстанций имеет две особенности:

благодаря глубокой коммуникационной и синхронизационной интеграции в ИП ЦПС возможно построение большого числа измерительных каналов. Независимая поверка каждого канала в отдельности становится нерациональной;

архитектура ИП ЦПС реализует четкое разделение функции первичного преобразования от функций вычисления, в связи с чем, возникает нормативное обеспечение поверки и аттестации вычислительных средств измерений.

В связи с указанными особенностями требуется разработка новых методик и утверждения соответствующих нормативных документов по аттестации и поверки как компонентов, образующих измерительные каналы, так и измерительной подсистемы ЦПС в целом. В качестве общих требований к аттестации и поверки измерительных каналов ЦПС могут быть выдвинуты следующие требования:

поверке должны быть подвержены измерительные каналы ИП ЦПС, на которые распространен сертификат утверждения типа средств измерений;

поверка измерительного канала должна проводиться:

первично, при вводе системы в эксплуатацию;

по истечению межповерочного интервала;

при замене одного из компонентов ИП, при этом допускается проводить поверку только заменяемого компонента;

поверка электронных трансформаторов тока и напряжения рекомендуется проводить с помощью [7] и [8];

система, состоящая из традиционного измерительного трансформатора и измерительного преобразователя, должна поверятся как электронный трансформатор;

модуль объединения должен поверяться методом сравнения с эталоном;

алгоритмы вычисления должны проходить первичную поверку при сертификации. При поверке должны использоваться эталонные цифровые потоки двух типов: полученные в идеальных условиях и содержащие случайную составляющую;

В зависимости от целей использования результатов расчета вычислительных алгоритмов потеря пакета при передаче данных по сети Ethernet


90

(коммуникационная среда), а также недопустимая задержка доставки пакета должны рассматриваться следующим образом:

для алгоритмов, применяемых для целей защиты, потеря пакета неприемлема;

для алгоритмов, применяемых для вычислений действующих значений, потеря пакетов приводит к снижению точности;

для алгоритмов, применяемых для вычисления показателей качества электрической энергии, потеря пакета может привести к значительному искажению результата, поэтому ПКЭ, вычисленные с потерей пакета должны быть маркированы как недостоверные.


91

15 Требования к обеспечению надежности ЦПС Требования по надежности к компонентам первичного оборудования подстанций определяются требованиями государственных стандартов на отдельные виды оборудования (ГОСТ 11677, ГОСТ Р 52565 и т.п.). Требования по надежности оборудования вторичных систем подстанций определяются, в основном, требованиями отраслевых документов, в том числе РД 34.35.120 и РД 34.35.310; Требования к надежности коммуникационной среды подстанции определены в принятом стандарте ГОСТ Р МЭК 61850-3; ПАК в части требований по надежности должен соответствовать ГОСТ 4.148-85, ГОСТ 24.701-86 и ГОСТ 27.003-90. ПАК должен создаваться как восстанавливаемая и ремонтпригодная система, рассчитанная на длительное функционирование. Периодичность и продолжительность остановов ПАК должны регламентироваться графиком ремонтов энергооборудования. Компоненты ПАК ЦПС должны соответствовать следующим требованиям стандарта ГОСТ Р МЭК 61850-3 [5] по надежности:

любой единичный или множественный отказ компонентов ПАК ЦПС, относящихся к оборудованию вторичных систем подстанции, не должен приводить к отказу других компонентов ПАК ЦПС (работоспособных до возникновения указанного единичного или множественного отказа);

любой единичный или множественный отказ компонентов ПАК ЦПС должен своевременно обнаруживаться;

коммуникационная сеть и сеть синхронизации времени ЦПС должны обеспечивать поддержку резервирования компонентов ПАК ЦПС, в том числе, обеспечивать поддержку автоматического переключения с основного компонента на резервный при отказе основного компонента;

время переключения с основного компонента на резервный при отказе основного компонента коммуникационной сети или сети синхронизации времени ЦПС не должно превышать предельного времени переключения, при котором обеспечивается сохранность показателей вероятности безотказной работы функций АСУ ТП ЦПС;

при использовании резервирования компонентов ПАК ЦПС, относящихся к оборудованию вторичных систем подстанции, должны быть исключены единые точки отказа, возникновение отказа в которых может привести одновременно к неработоспособности основного (резервируемого) и неработоспособности резервного компонента, или наличие указанных единых точек отказа должно быть сведено к минимуму;


92

любой возможный единичный или множественный отказ компонентов ПАК ЦПС, относящихся к оборудованию вторичных систем подстанции, не должен приводить к запрещенными или нерегламентированным управляющим воздействиям на первичное оборудование;

деградационные отказы компонентов ПАК ЦПС должны быть сведены к минимуму за счет замены компонентов, достигших предельного состояния в соответствии с ГОСТ 27.002;

в составе ПАК ЦПС должны применяться только такие компоненты оборудования, для которых производителем данного оборудования регламентирована вероятность отказа компонента в течение заявленного производителем срока службы компонента или среднее время наработки до отказа;

Применяемые в ПАК ЦПС устройства IED в части требований по надежности должны соответствовать РД 34.35.310; На ЦПС должны быть использованы следующие основные способы повышения надежности ПАК и АСУ ТП:

повышение аппаратной надежности технических средств;

резервирование технических средств и программного обеспечения, наличие аппаратной, информационной, функциональной и алгоритмической избыточности, обеспечивающей работоспособность деградационных систем при единичных отказах без останова оборудования;

применение отказоустойчивых структур;

диагностика технических средств и программного обеспечения;

защита от выдачи ложных команд и использования недостоверной информации;

рациональное распределение функций управления между техническими средствами и персоналом;

использование рационального человеко-машинного интерфейса, позволяющего быстро и однозначно идентифицировать и устранять нарушения;

передача и обработка информации в цифровой форме, использование специальных кодов для защиты информации в процессе обмена и при необходимости контроль доставки информации;

контроль информации на входе, использование избыточности «два из двух», «два из трех» в наиболее ответственных случаях;

хранение наиболее важной информации и программ в энергонезависимом запоминающем устройстве;


93

защита данных и программного обеспечения от несанкционированного вмешательства;

облегченный режим работы ПАК;

рациональная эксплуатация ПАК и обеспечение запасными частями;

повышение уровня квалификации обслуживающего персонала ПАК.


94

16 Требования к информационной безопасности ЦПС При организации информационной безопасности (ИБ) ЦПС особое внимание следует уделять следующим потенциальным угрозам (см. МЭК 62351-1):

нарушение политики авторизации;

компрометация канала связи («Main-in-the-middle»);

атаки типа «Отказ в обслуживании» (DoS);

действие вредоносного программного обеспечения («компьютерные вирусы», «черви», и т.д.);

ошибки обслуживающего персонала;

отключение (обход) защиты; Для обеспечения ИБ должны использоваться как технические средства, так и организационные меры. При построении системы ИБ группы ЦПС следует использовать иерархическую структуру, включающую в себя: удостоверяющий центр, головной сервер ИБ (уровень РЭС, ПЭС и т.п.), серверы ИБ, объекты доступа (ИЭУ). Система ИБ ЦПС должна обеспечивать безопасность всех видов информационного обмена (штатный информационный обмен, конфигурирование, администрирование и т.д.) между устройствами (ИЭУ) и пользователями системы. Для обеспечения ИБ ЦПС должны использоваться следующие механизмы:

цифровые сертификаты;

электронные цифровые подписи;

прочие аппаратные и программные решения по защите встраиваемого и автономного программного обеспечения, используемого в рамках ЦПС;

В рамках ИБ ЦПС должен быть обеспечен единый механизм защиты от несанкционированного подключения к коммуникационной среде при помощи механизма, предусмотренного IEEE 802.1X; Поддержка IEEE 802.1Х должна быть предусмотрена как в коммуникационном оборудовании, так и в конечных устройствах, подключаемых к сети ЦПС. В составе сервера ИБ ЦПС должны быть реализованы: сервер аутентификации подключения к коммуникационной сети ЦПС (RFC 2865, RFC 3588), центр управления сертификатами. Не допускается использование закрытых (фирменных) протоколов передачи данных без обеспечения аналогичного уровня информационной безопасности. Для приемников потока данных по стандарту МЭК 61850-9-2 можно проводить выборочную проверку пакетов на наличие электронной цифровой подписи, но не менее 1 проверки в секунду. Для приемников GOOSE сообщений требуется проверка всех получаемых сообщений.


95

Назначение прав пользователям должно производиться с предоставлением минимума набора прав, необходимого для выполнения работ. Для устройств, функционирующих под управлением свободно распространяемых операционных систем (семейство Windows, Unix, Linux и т.д.), требуется обязательное применение антивирусного программного обеспечения. Поддержку актуальности антивирусных баз должен осуществлять сервер ИБ ЦПС. Для аутентификации пользователя должна использоваться инфраструктура открытых ключей (согласно X.509, RFC 1422). Допускается использование системы паролей только при локальном доступе (при ПНР и ремонтно-восстановительных работах). Не допускается использование сертификатов с неограниченным сроком действия. Не допускается установление соединения с просроченным или отозванным сертификатом; При удаленном доступе к ресурсам ЦПС удаленный клиент должен использовать подключение к головному серверу ИБ.


96

17 Требования по развитию нормативно-методической базы создания ЦПС

17.1 Анализ существующих нормативно-технических документов и выявление необходимости их корректировки

Сегодня при создании АСУ ТП подстанций ЕНЭС опираются на существующую нормативно-техническую базу, представленную следующими нормативно-техническими документами:

Федеральные законы:

Федеральный закон «Об электроэнергетике» (с учетом изменений, внесенных № 250-ФЗ от 04.11.2007 г.);

Правила оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике. Постановление Правительства РФ №854 от 27 декабря 2004 года;

Своды правил:

Правила устройства электроустановок (ПУЭ), 7-е издание ;

Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации (ПТЭ), 2003 г.;

Основные правила обеспечения эксплуатации атомных станций. 3-е издание, измененное и дополненное. РД ЭО 0348 - 02, М., 2002 г.;

Регламенты:

Регламент допуска субъектов оптового рынка электроэнергии к торговой системе оптового рынка электроэнергии;

Приказ РАО «ЕЭС России» № 68 от 30.01.2006 г. «Об утверждении целевой организационно-функциональной модели оперативно-диспетчерского управления ЕЭС России»;

Приказ РАО «ЕЭС России» № 68 от 30.01.2006 г. «О приведении систем телемеханики и связи на генерирующих предприятиях электроэнергетики, входящих в состав холдинга ОАО РАО «ЕЭС России», в соответствие с требованиями балансирующего рынка»;

Приказ РАО «ЕЭС России» № 57 от 11.02.2008 г. «Об организации взаимодействия ДЗО ОАО РАО «ЕЭС России» при создании или модернизации систем технологического управления в ЕЭС России, выполняемым в ходе нового строительства, технического перевооружения, реконструкции объектов электроэнергетики»;

Приказ РАО «ЕЭС России» № 535 от 31.08.2007 г. «Об утверждении и вводе в действие стандарта организации ОАО РАО «ЕЭС России»


97

«Оперативно-диспетчерское управление в электроэнергетике. Регулирование частоты и перетоков активной мощности в ЕЭС и изолированно работающих энергосистемах России. Требования к организации и осуществлению процесса, техническим средствам»;

Национальные стандарты:

ГОСТ серии "Информационная технология". Комплекс стандартов и руководящих документов на автоматизированные системы (ГОСТ 34.602-89; ГОСТ 34.201-89; РД 50-682-89; РД 50-680-88; ГОСТ 34.601-90; РД 50-34.698-90, ГОСТ 34.603-92);

ГОСТ 24.104-85 Единая Система стандартов автоматизированных систем управления. Автоматизированные системы управления. Общие требования;

ГОСТ Р МЭК 60870-5-101-2006. Издание 2. Устройства и системы телемеханики. Часть 5. Протоколы передачи. Раздел 101. Обобщающий стандарт по основным функциям телемеханики.;

ГОСТ Р МЭК 60870-5-104-2004. Устройства и системы телемеханики. Часть 5. Протоколы передачи. Раздел 104. Доступ к сети для ГОСТ Р МЭК 870-5-101 с использованием стандартных транспортных профилей;

ГОСТ Р МЭК 60870-5-103-2005. Устройства и системы телемеханики. Часть 5. Протоколы передачи. Раздел 103. Обобщающий стандарт по информационному интерфейсу для аппаратуры релейной защит;

ГОСТ 17516.1-90. Изделия электротехнические. Общие требования в части стойкости к механическим внешним воздействующим факторам;

ГОСТ 15543.1-89. Изделия электротехнические. Общие требования в части стойкости к климатическим внешним воздействующим факторам;

ГОСТ 30328-95 (МЭК 60255-5-77). Реле электрические. Испытания изоляции электрических реле;

ГОСТ Р 51317.6.5-2006 (IEC 61000-6-5: 2001). Устойчивость к электромагнитным помехам технических средств, применяемых на электростанциях и подстанциях. Требования и методы испытаний;

ГОСТ Р 50648-94, (МЭК 61000-4-8-93). Совместимость технических средств электромагнитная. Устойчивость к магнитному полю промышленной частоты. Требования и методы испытаний.;

ГОСТ Р 51317.4.2-99 (МЭК 61000-4-2-95). Совместимость технических средств электромагнитная. Устойчивость к электростатическим разрядам. Требования и методы испытаний;


98

ГОСТ Р 51317.4.3-2006 (МЭК 61000-4-3-2006). Совместимость технических средств электромагнитная. Устойчивость к радиочастотному электромагнитному полю. Требования и методы испытаний;

ГОСТ Р 51317.4.4-2007 (МЭК 61000-4-4-2004). Совместимость технических средств электромагнитная. Устойчивость к наносекундным импульсным помехам. Требования и методы испытаний;

ГОСТ 51317.4.5-99 (МЭК 61000-4-5-95). Совместимость технических средств электромагнитная. Устойчивость к микросекундным импульсным помехам большой энергии. Требования и методы испытаний;

ГОСТ Р 51317.4.5-99 (МЭК 61000-4-5-95). Совместимость технических средств электромагнитная. Устойчивость к микросекундным импульсным помехам большой энергии. Требования и методы испытаний.;

ГОСТ Р 51317.4.6-99 (МЭК 61000-4-6-95). Совместимость технических средств электромагнитная. Устойчивость к кондуктивным помехам, наведенным радиочастотными электромагнитными полями. Требования и методы испытаний;

ГОСТ 51317.4.12-99 (МЭК 61000-4-12-95). Совместимость технических средств электромагнитная. Устойчивость к колебательным затухающим помехам. Требования и методы испытаний;

ГОСТ Р 51317.4.17-2000 (МЭК 61000-4-17-99). Совместимость технических средств электромагнитная. Устойчивость к пульсациям напряжения электропитания постоянного тока. Требования и методы испытаний;

ГОСТ Р МЭК 60950-2002 (МЭК 60950-1999). Безопасность оборудования информационных технологий.;

ГОСТ 12.1.004-91. ССБТ. Пожарная безопасность. Общие требования.;

ГОСТ 12.1.044-89. ССБТ. Пожаровзрывоопасность веществ и материалов. Номенклатура показателей и методы их определения.;

ГОСТ 12.1.030-81. ССБТ. Электробезопасность. Защитное заземление, зануление.;

ГОСТ 12.1.003-83. ССБТ. Шум. Общие требования безопасности.;

ГОСТ 12.1.012-90. ССБТ. Вибрационная безопасность. Общие требования.;


99

ГОСТ 12.2.007.6-75. ССБТ. Аппараты коммутационные низковольтные. Требования безопасности.;

ГОСТ 12.2.003-91. ССБТ. Оборудование производственное. Общие требования безопасности.;

ГОСТ 12.2.007.0-75. ССБТ. Изделия электротехнические. Общие требования безопасности.;

ГОСТ 12.1.010-76. ССБТ. Взрывобезопасность. Общие требования.;

ГОСТ 15150-69. Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для различных климатических районов. Категории, условия эксплуатации хранения и транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды.;

ГОСТ 15543.1-89Е. Изделия электротехнические. Общие требования в части стойкости к климатическим внешним воздействующим факторам.;

ГОСТ 17516.1-90Е. Изделия электротехнические. Общие требования в части стойкости к механическим внешним воздействующим факторам.;

ГОСТ 23216-78. Изделия электротехнические. Хранение, транспортирование, консервация, упаковка. Общие требования и методы испытаний.

Руководящие документы:

РД 34.35.120-90. Основные положения по созданию автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУ ТП) подстанций напряжением 35-1150 кВ;

РД 34.35.127-93. Общие технические требования к программно-техническим комплексам для АСУТП тепловых электростанций;

Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ;

РД 34.08.502-96. Основные научно-технические требования к созданию и развитию автоматизированных систем управления районов электрических сетей (АСУ РЭС);

РД 34.08.501-89. Основные положения по созданию автоматизированных систем управления предприятий электрических сетей (АСУ ПЭС);

РД 34.35.310-97. Общие технические требования к микропроцессорным устройствам защиты и автоматики энергосистем;


100

РД 34.11.114-95. Автоматизированные системы контроля и учета электроэнергии и мощности. Основные нормируемые метрологические характеристики. Общие требования. - М.: РАО "ЕЭС России", 1998.;

РД 34.11.321-96. Нормы погрешности измерений технологических параметров тепловых электростанций и подстанций;

РД 34.35.310-97. Общие технические требования к микропроцессорным устройствам защиты и автоматики энергосистем;

Типовые документы:

Типовые технические требования к средствам автоматизации контроля и учета электроэнергии и мощности для АСКУЭ энергосистем. Утв. РАО "ЕЭС России" 10.11.1994 г.;

Типовые схемы принципиальные электрические распределительных устройств напряжением 6-750 кВ подстанций и указания по их применению (ОАО «Институт «Энергосетьпроект», 2007 г.);

При создании ЦПС необходимость корректировки и дополнения существующей нормативно-технической базы, представленной большей частью национальными стандартами и руководящими документами, в том числе разработанными еще до 2000 года, обусловлена ориентированностью существующих НТД на принципы традиционной технологии построения АСУ ТП.

17.2 Перечень новых документов по проблемам создания и внедрения ЦПС, подлежащих разработке

В ходе решения задачи создания, внедрения и развития ЦПС представленный перечень используемых в настоящее время нормативно-технических документов может быть дополнен следующими документами:

Общие технические требования к программно-аппаратному комплексу ЦПС;

Общие технические требования к АСТУ ОАО «МРСК Северо-Запада»;

Стандарт организации по единой системе классификации, кодирования и идентификации электросетевых объектов, включая компоненты систем управления;

Руководящие указания по построению общей информационной модели (CIM) электрических сетей;

Руководящие указания по интеграции АСУТП с АИИС КУЭ на электросетевых объектах;


101

Организационно-технические мероприятия по обеспечению информационной безопасности АСУТП подстанций (в том числе ЦПС);

Руководящие указания по выбору апертур при передаче телеметрической информации с подстанций в центры управления;

Правила технического обслуживания программно-аппаратных средств АСУТП подстанций (в том числе ЦПС);

Методические рекомендации по применению стандарта МЭК 61850 при создании АСУТП подстанций;

Создание, внедрение и развитие ЦПС должно производиться с учетом принципов, изложенных в следующих документах:

Приказ ОАО «ФСК ЕЭС» № 65 от 02.03.2009 г. «О мерах по реализации Программы повышения надежности и наблюдаемости ЕНЭС»;

СТО 56947007-29.200.10.ххх-2008 «Системы мониторинга силовых трансформаторов и автотрансформаторов. Общие технические требования»;

Об утверждении Порядка организации оперативной блокировки на подстанциях нового поколения. Приложение к распоряжению ОАО «ФСК ЕЭС» № 236р от 05.05.2010;

Об утверждении и введении в действие стандарта организации «Руководящие указания по выбору объемов телеинформации при проектировании систем технологического управления электрическими сетями». Приложение к распоряжению ОАО «ФСК ЕЭС» № 262р от 25.06.2009;

Об утверждении целевой архитектуры информационных потоков АСТУ и диспетчерской телефонной связи. Приложение к распоряжению ОАО «ФСК ЕЭС» № 302р от 03.06.2010;

Об утверждении типового перечня сигналов, поступающих от РЗА, ПА, АИИС КУЭ и инженерных систем подстанции в АСУ ТП. Приложение к распоряжению ОАО «ФСК ЕЭС» № 366р от 24.06.2010;

Об утверждении стандарта организации «Руководящие указания по выбору объемов неоперативной технологической информации, передаваемой с подстанций ЕНЭС в центры управления электрическими сетями, а также между центрами управления». Приложение к распоряжению ОАО «ФСК ЕЭС» № 399р от 28.09.2009;

Об утверждении Типовых требований, определяющих количество, вид и информационную наполняемость мнемосхем АРМ оперативного персонала подстанций. Приложение к распоряжению ОАО «ФСК ЕЭС» № 424р от 14.07.2010;


102

Типовые рекомендации по конфигурации и приоритетности вывода на интерфейс АСУ ТП оперативного персонала ПС данных от микропроцессорных устройств АСУ ТП и РЗА. Утв. распоряжением ОАО «ФСК ЕЭС» от 17.11.2009 № 480р;


103

18 Особенности проектирования и стратегии внедрения ЦПС

При создании и внедрении ЦПС помимо сертификационных испытаний должны быть организованы длительные испытания на надежность, которые наиболее целесообразно проводить в полной схеме действующей подстанции в реальных эксплуатационных условиях. Для решения этих задач целесообразно создание пилотной цифровой подстанции, оборудованной полным комплектом цифровых измерительных устройств и микропроцессорных устройств защиты, регулирования и измерений. Ключевой проблемой развития ЦПС является гарантия того, что технические характеристики и надежность не ухудшатся при переходе от «Традиционной подстанции» к «Цифровой подстанции».

18.1 Особенности проектирования ЦПС

Информационные технологии позволяют перейти к автоматизированному проектированию цифровых интегрированных систем. Цифровая подстанция более экономична на всех стадиях внедрения: при проектировании, монтаже, наладке и в эксплуатации. Новые международные стандарты и информационные технологии позволяют перейти к автоматизированному проектированию цифровых интегрированных систем, в том числе интегрированных систем управления распределительными подстанциями. Оптимизация интеграции разнородной информации о нормальных и аварийных режимах энергообъекта в единый информационный комплекс АСУ ТП обеспечивается специальными стандартами МЭК. ЦПС представляет собой комплексную систему, включающую в себя силовые и вспомогательные устройства (оборудование), устройства контроля и управления, компьютеры и программное обеспечение. Проектирование ЦПС состоит из следующих этапов:

анализ - определение задач, которые будут решаться посредством АСУ ТП ЦПС;

проектирование – определение подсистем и их взаимодействие;

реализация – разработка подсистем по отдельности, объединение – соединение подсистем в единое целое;

тестирование проверка – работы системы;

установка – введение системы в действие;

функционирование – использование системы.


104

При создании сложных комплексных систем постоянно возникают сложности, эксплуатационные расходы после сдачи системы, могут существенно превышать расходы на ее создание из-за низкого качества исходно созданной системы. С целью решения ключевых проблем создания сложных систем используются специальные методы, основанные на системном проектировании. Системное проектирование - это дисциплина, определяющая подсистемы, компоненты и способы их соединения, задающая ограничения, при которых система должна функционировать, выбирающая наиболее эффективное сочетание элементов для реализации системы. Методы системного проектирования на начальных этапах создания системы позволяют лучше понять рассматриваемую проблему, что сокращает затраты на создание и последующую эксплуатацию системы, повышает ее надежность. Применение таких методов позволяет уменьшить количество дорогостоящих ошибок за счет структуризации на ранних этапах проектирования системы и создает надежную основу для перехода к рабочему проектированию системы. Проектирование ЦПС может осуществляться с использованием одной из самых известных и широко используемых систем проектирования - технология структурного анализа и проектирования SADT4. Эта система положена в основу интегрированного компьютеризированного производства (IDEF5 – ICAM Definition) и использует нотацию графического моделирования IDEF0 для создания функциональной модели, отображающей структуру и функции системы, а также потоки информации, связывающие эти функции.

18.2 Стратегия модернизации существующих подстанций РСК

Ключевой проблемой перехода от ПС традиционного типа к ЦПС является гарантия того, что технические характеристики и надежность не ухудшатся. Для гарантии от снижения технических характеристик и надежности работы ЦПС модернизация существующих ПС должна проходить с учетом следующих условий:

новое оборудование должно проходить необходимые типовые испытания, заводские приемосдаточные испытания и внутренние испытания, чтобы проверить конструкцию и технические характеристики перед установкой и вводом в эксплуатацию. Их надежность будет оцениваться в течение последующей работы;

в течение опытного периода традиционные системы защиты должны оставаться в работе;

для вновь введенного силового оборудования и устройств измерения, управления и защиты должен быть организован постоянный мониторинг


105

технических характеристик с тем, чтобы гарантировать беспрепятственный переход на новые технологии.

Ввод нового оборудования разной конструкции на модернизируемых распределительных подстанциях будет приводить к количественным изменениям в процессах установки, испытаний, ввода в эксплуатацию и эксплуатации. Структурно измененный процесс управления должен быть выполнен таким образом, чтобы идентифицировать потенциальные риски и соответственно сформулировать смягчающие меры, новые методы и техники ведения работ.

18.3 Стратегия нового строительства ЦПС

Строительство новых ЦПС должно производиться на основе опыта модернизации и последующей эксплуатации ПС РСК, на которых были внедрены новые технологии построения ЦПС. Помимо сертификационных испытаний необходимого для сооружения ЦПС оборудования должны быть организованы длительные испытания на надежность, которые наиболее целесообразно проводить в полной схеме действующей подстанции в реальных эксплуатационных условиях. Для решения этих задач целесообразно, по опыту США, создание пилотной ЦПС, оборудованной полным комплектом цифровых измерительных устройств и микропроцессорных устройств защиты, регулирования и измерений. На вновь сооруженной ЦПС необходимо предусмотреть постоянный мониторинг технических характеристик всего силового оборудования, а также устройств измерения, управления и защиты с тем, чтобы идентифицировать потенциальные риски и соответственно сформулировать смягчающие меры, новые методы и техники ведения работ.


106

19 Технико-экономическая эффективность ЦПС При выработке стратегии расширения, обновления подстанций или строительства новых подстанций следует рассматривать издержки во всем цикле жизни. Следовательно, кроме начальных затрат необходимо учитывать издержки на функционирование и содержание подстанции в течение всего срока службы.

19.1 Источники эффективности ЦПС

Сокращение затрат на проектирование ЦПС за счет уменьшения общего количества необходимых кабельных связей между оборудованием;

Сокращение затрат на прокладку кабелей за счет уменьшения общего их количества;

Сокращение затрат на наладку оборудования за счет проведения большей части инжиниринговых работ и испытаний в заводских условиях, а не на объекте внедрения;

Сокращение затрат на аренду земельных участков под подстанции за счет уменьшения занимаемых площадей. Наиболее актуально для крупных подстанций, расположенных в городской черте;

Сокращение затрат на содержание обслуживающего персонала за счет полной автоматизации технологических процессов и, как следствие, уменьшения количества специалистов на ЦПС. Данный источник эффективности необходимо рассматривать в перспективе, поскольку на сегодняшний день у большинства разработчиков, интеграторов и обслуживающего персонала на подстанциях мало опыта построение подобных систем, и специалисты с подобным опытом стоят достаточно дорого;

Сокращение затрат на компенсацию потерь за счет повышения точности учета электроэнергии.

19.2 Ожидаемые выгоды от построения ЦПС

На основе экспертных оценок реализованных за рубежом пилотных проектов цифровых подстанций можно ожидать выгоды от внедрения ЦПС по следующим статьям:

до 25% при проектировании ЦПС;

до 50% при монтаже оборудования ЦПС;

до 40% при наладке оборудования ЦПС;


107

20 Общий вывод Применение новых технологий измерения, управления и передачи данных в пределах подстанции позволит коренным образом пересмотреть структуры и средства обеспечения надежности защиты силового оборудования, повышения эффективности и сокращения времени технического обслуживания всех вторичных систем, повышения качества информационного обеспечения всех бизнес процессов технологического управления и эксплуатационного обслуживания ОАО «МРСК Северо-Запада».


108

21 Список литературы [1] Концепция технического перевооружения объектов автоматических и автоматизированных систем технологического управления (АСТУ), а также объектов электросвязи ЕЭС России и АО-энерго на период до 2015 года. ОАО "Институт "Энергосетьпроект", 2002 год [2] «Принципы создания АСУТП на подстанциях ЕНЭС», рабочая группа «АСУТП на подстанциях», ОАО «ФСК», 2003 г. [3] «Концепция построения АСУТП на подстанциях ЕНЭС», ОАО «ФСК», 2003г. [4] IEC 61850-8-1. Communication networks and systems in substations — Part 8-1: Specific Communication Service Mapping (SCSM) — Mappings to MMS (ISO 9506-1 and ISO 9506-2) and to ISO/IEC 8802-3 [5] IEC 61850-9-2. Communication networks and systems in substations - Part 9-2: Specific Communication Service Mapping (SCSM) - Sampled values over ISO/IEC 8802-3, ed.1.0. [6] IEC 60794. Optical fibre cables - Part 3-11: Outdoor cables - Detailed speci-fication for duct and directly buried single-mode optical fibre tel-ecommunication cables. [7] IEC 60044-7. Instrument transformers. Part 7. Electronic volt. transformers. [8] IEC 60044-8. Instrument transformers - Part 8: Electronic current transformers. [9] IEC 61588. Precision clock synchronization protocol for networked mea-surement and control systems. [10] IEC 60812. Analysis techniques for system reliability - Procedure for failure mode and effects analysis (FMEA), Ed. 2.0 [11] IEC 61025. Fault tree analysis (FTA), Ed. 2.0. [12] Общие технические требования к программно-техническим комплексам для АСУ ТП подстанций с высшим напряжением 110-750 кВ. Москва, 2006 г. [13] ГОСТ 8.596—2002. ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения. [14] ГОСТ 11677-85. Трансформаторы силовые. Общие технические условия. [15] ГОСТ Р 52565-2006. Выключатели переменного тока на напряжения от 3 до 750 кВ. Общие технические условия. [16] РД 34.35.120-90. Основные положения по созданию автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУ ТП) подстанций напряжением 35-1150 кВ.


109

[17] РД 34.35.310-97. Общие технические требования к микропроцессорным устройствам защиты и автоматики энергосистем. [18] ГОСТ Р МЭК 61850-3-2005. Сети и системы связи на подстанциях. Часть 3. Основные требования. [19] ГОСТ 4.148-85. Система показателей качества продукции. Устройства комплектные низковольтные. Номенклатура показателей. [20] ГОСТ 24.701-86. Единая система стандартов автоматизированных систем управления. Надежность автоматизированных систем управления. Основные положения. [21] ГОСТ 27.003-90. Надежность в технике. Состав и общие правила задания требований по надежности. [22] ГОСТ 27.002-89. Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения. [23] IEC 62351-1. Data and Communication Security – Part 1: Introduction and Overview, ed. 1.0. [24] IEEE 802.1Х. Port Based Network Access Control. [25] RFC 2865. Remote Authentication Dial In User Service (RADIUS). [26] RFC 3588. Diameter Base Protocol. [27] RFC 1422. Privacy Enhancement for Internet Electronic Mail: Part II: Certificate-Based Key Management. [28] Требования к современным многофункциональным устройствам релейной защиты и автоматики. А.В. Мокеев, к.т.н., ЗАО «Инженерный центр «Энергосервис». [29] Integration of IEC 61850 remotes in a multi-manufacturer substation. Pilot project. Aitor Arzuaga Munsuri. Julio Domínguez Cruz. Jose Miguel Arzuaga Canals. uSysCom, Spain. [30] Designing a new IEC 61850 substation architecture. Gerrit Dogger. Garry Tennese. Dennis Kakoske. Eric MacDonald. Manitoba Hydro. [31] Introdusing IEC 61850 in distribution substations. Carlos Caetano. Miguel Pernos. ABB S.A. [32] Development of the first digital substation in CLP Power. Cheng, Chin Pang. Ip, Sui Lun. Lee, Sui Pun. [33] Требования к современным многофункциональным устройствам релейной защиты и автоматики. А.В. Мокеев, к.т.н., ЗАО «Инженерный центр «Энергосервис»

Documents

Концепция ЦПС РСК формoldcpd.mrsksevzap.ru/517.pdf-t=Koncepcija_CPS_RSK.pdf · 2015-01-21 · 10.9 Требования к подсистеме сбора и передачи