Foto: Pressetjeneste fra borgermesteren og regjeringen i Moskva. Denis Grishkin
Nettstasjonen skal gi strøm til bygningene i innovasjonsklyngen, samt boligbygg i nærheten.
PJSC MOESK ble bygget på territoriet til Skolkovo-senteret nær Mozhaiskoye Highway. Det vil gi energiforsyning til bygningene i innovasjonsklyngen, samt boligbygg og kommersielle organisasjoner i nærheten.
"I Skolkovo, for første gang i Russland, ble det bygget en innovativ digital transformatorstasjon. Jeg tror dette er en revolusjonerende begivenhet. Dette er et skritt inn i fremtiden til den elektriske kraftindustrien," bemerket. Han husket at i hovedstaden er det mer enn 100 tusen kilometer med elektriske nettverk, og over 20 tusen understasjoner opererer.
"Og kostnadene og påliteligheten til elektrisitet avhenger i stor grad av hvordan denne enorme maskinen vil fungere, hvordan transformatorstasjonene vil fungere, hvordan det enorme nettverket vil fungere," la Moskva-ordføreren til.
Den digitale understasjonen er bare en del av dette systemet. «Deretter skal vi snakke om å skape et digitalt nettverk til forbrukeren. Alt dette skal til sammen gi om lag 30 prosent reduksjon i driftskostnadene. Og selvfølgelig vil påliteligheten bli kraftig forbedret. Den første slike svalen i Russland dukket opp i Skolkovo. Jeg håper at denne svalen snart vil fly til andre områder. Det vil markere begynnelsen på en systemisk rekonstruksjon av kraftnettet, understreket Sergei Sobyanin.
Den elektriske transformatorstasjonen styres digitalt uten tilstedeværelse av personell, sa Pavel Livinsky, generaldirektør i Rosseti PJSC. «Alle kontrollhandlinger utføres i digitalt dataoverføringsformat. All informasjon er akkumulert. Faktisk snakker vi allerede om det faktum at dette er elementer av kunstig intelligens til ledelsen, sa han.
Høyteknologisk stil
Den totale transformatorkapasiteten til den elektriske transformatorstasjonen er 160 megawatt. Lanseringen er planlagt til 30. juni. Den elektriske transformatorstasjonen Medvedevskaya skulle bygges på 27 måneder, men ble ferdigstilt mye tidligere - på 18 måneder. Dermed ble byggetiden redusert med en og en halv gang. Transformatorstasjonen er designet i høyteknologisk stil: den vil harmonisk passe inn i den fremtidige utviklingen av Skolkovo.
Hovedentreprenør er JSC Stroytransgaz.
Samtidig med byggingen av nettstasjonen ble det lagt 110 kilovolt kabellinjer (tilløp) med en total lengde på 7,6 kilometer.
Laget i Russland
For første gang i moderne historie ble moderne russiskprodusert utstyr installert på transformatorstasjonen. Dermed er den utstyrt med et komplett gassisolert bryterutstyr (GIS) 110 kilovolt, designet for å koble sammen fire linjer. Dette er hjertet av transformatorstasjonen. GIS sørger for mottak og distribusjon av strøm i AC-nett. Enheten ble produsert i St. Petersburg hos Elektroapparat-bedriften.
I følge generaldirektøren for PJSC "MOESK" Petr Sinyutin, tok selskapet hensyn til dusinvis av faktorer ved konstruksjonen av en ny transformatorstasjon. Blant dem er tidspunktet for igangkjøring av nye kapasiteter, planer for utvikling av territorier, spesifikasjonene til den tildelte tomten, funksjonene ved plasseringen av kommunikasjon og så videre.
"Utformingen av en nettstasjon er et teknisk komplekst problem, og som regel brukes utstyr som har bevist seg på andre steder for å løse det. Når det gjelder Medvedevskaya-transformatorstasjonen, var det mer praktisk for selskapet å levere koblingsutstyr til et utenlandsk selskap, for eksempel Siemens. Dette var opprinnelig planlagt i prosjektet. For å forstå alle risikoene, tok MOESK-selskapet for første gang i historien til det moderne Russland på seg ansvaret for å bestille og installere russiskprodusert 110 kilovolt bryterutstyr. Selvfølgelig krevde en slik avgjørelse seriøse tekniske studier og nye tekniske løsninger, men ellers ville ikke den innenlandske bedriften hatt en sjanse til å lage et ekte russisk produkt," sa Petr Sinyutin.
Som et resultat fikk St. Petersburg Elektroapparat-anlegget reell erfaring med produksjon og implementering av komplette gassisolerte koblingsanlegg.
Petr Sinyutin la til at for kraftingeniører gjør fremveksten av innenlands koblingsutstyr det mulig å fullt utstyre transformatorstasjoner med russisk utstyr. Dette reduserer risikoen for prisøkninger på grunn av valutakursforskjeller og mangel på reservedeler.
Når det gjelder kvalitet og pålitelighet, så vel som installasjonstid, er russisk bryterutstyr ikke dårligere enn verdensanaloger. I tillegg har husholdningsutstyr en fordel - kostnadene er 30 prosent lavere.
For å forstå kundens risiko, tok produsenten på seg en økt garanti i 15 år. I løpet av denne perioden må selskapets spesialister komme til transformatorstasjonen for å fikse eventuelle problemer med utstyret innen 24 timer. Anlegget øker antallet reservedeler, verktøy, enheter som leveres til transformatorstasjonen, og organiserer også et lager med alle koblingsutstyrskomponenter.
Samlet digitalt miljø
Transformatorstasjonen er utstyrt med to olje-olje krafttransformatorer med en kapasitet på 80 megawatt hver. Lastreguleringsenheten som de er utstyrt med lar deg regulere spenningen i nettverket uten å slå av transformatoren. Produsent: Togliatti Transformer LLC.
I tillegg er transformatorstasjonen utstyrt med fireseksjons 20 kilovolt koblingsutstyr for 20 lineære celler (produsert av Samara Transformer OJSC), et relébeskyttelsessystem og et automatisert kontrollsystem (produsert av NPP Ekra LLC), samt energieffektiv LED belysning.
Nettstasjonskonseptet innebærer å forlate utdaterte analoge systemer og skape et enhetlig digitalt kontroll- og beskyttelsesmiljø. Diagnostikk (online overvåking av krafttransformatorer og bryterutstyr), målinger, analyse og kontroll av forsyningssentralen utføres i en digital kode uten tilstedeværelse av personell.
I fremtiden vil den digitale transformatorstasjonen bli en nøkkelkomponent i Smart Grid.
Elektriske nettanlegg i Moskva
Moskvas strømnett inkluderer 103,1 tusen kilometer med elektriske nettverk, 158 høyspentforsyningssentre (deres kapasitet overstiger 32,9 tusen megawatt), samt over 23 tusenjoner.
Effektreserven i nettet er om lag 17 prosent.
Hovedretningen for utviklingen av den elektriske sektoren er opprettelsen av et nettverk med en spenning på 20 kilovolt. Dette vil øke kapasiteten til distribusjonsnett med minst to til to og en halv ganger og vil sikre tilknytning av nye forbrukere. Det blir ingen strømmangel.
Hvert år lanseres en eller to nye høyspentstasjoner og om lag 400 mi byen.
Totalt, i 2012-2017, ble 12 259 megawatt transformatorkapasitet introdusert, mer enn 2,2 kilometer ble rekonstruert og rundt 7,5 tusen kilometer med kabellinjer ble bygget.
I 2018 er det planlagt å sette i drift 1305 megawatt transformatorkapasitet, samt bygging av mer enn 1,6 tusen kilometer med nettverk og gjenoppbygging av 261 kilometer.
Nivået av slitasje på elektriske nettverk gikk ned fra 65,2 prosent til 56,3 prosent sammenlignet med 2010.
DIGITALT
SUBSTASJON
DIGITALT
SUBSTASJON
INTERAKTIV STYRING AV UNDERSTATIONENS EGNE BEHOVSSYSTEMER GJENNOM DET INDUSTRIELLE KONTROLLER-BEREKINGSPANELET
MIKROPROSESSORBESKYTTELSE OG AUTOMATISKE TERMINALER, ELEKTRISKE ENERGIMÅLERE, STØTTER IEC 61850-PROTOKOLLER
TRADISJONELLE STRØM- OG SPENNINGSTRANSFORMATORER MED BUSSKOPLINGSENHET
MÅLINGER, KONTROLL OG SIGNALING ER IMPLEMENTERT I ET SCADA-SYSTEM STYRES GJENNOM EN INDUSTRIELL DATAMASKIN MED ET TOUCH HMI-PANEL
Hva er en digital transformatorstasjon?
Dette er en understasjon utstyrt med et kompleks av digitale enheter som sikrer funksjon av relébeskyttelse og automasjonssystemer, strømmåling, automatiserte prosesskontrollsystemer og registrering av nødhendelser i henhold til IEC 61850-protokollen.
Implementeringen av IEC 61850 gjør det mulig å koble alt det teknologiske utstyret til en understasjon med et enkelt informasjonsnettverk, gjennom hvilket ikke bare data overføres fra måleenheter til relébeskyttelse og automatiseringsterminaler, men også kontrollsignaler.
En eksklusiv løsning har blitt tilgjengelig
IEC 61850-standarden er meget godt kjent i nettstasjoner med en forsyningsspenningsklasse på 110 kV og over, vi tilbyr en løsning for anvendelse av denne standarden i klassene 35 kV, 10 kV og 6 kV.
Hvorfor er en digital transformatorstasjon nødvendig?
Reduser designtiden med 25 %
Typifisering av krets- og funksjonsløsninger. Redusere antall funksjonelle kretser og terminalrader i relérom i celler.
Reduser volumet av installasjons- og igangkjøringsarbeid med 50 %
Det brukes en svært prefabrikkert løsning. Anlegget installerer koblingsutstyr for hoved- og hjelpekretser. Mellomskapskoblinger av operative strømsystemer legges, automatiserte prosesskontrollsystemer og automatiske strømforsyningssystemer er installert. Parametrisering, konfigurering og testing av relébeskyttelse og automasjonssystemer utføres.
Reduser vedlikeholdskostnadene med 15 %
Overgang fra planlagt vedlikehold basert på tid til vedlikehold basert på utstyrets tilstand gjennom On-line diagnostikk av utstyrets tilstand. Dette reduserer antall ansattebesøk for å utføre rutinemessig vedlikehold.
100 % av driftssvitsjen utføres eksternt med videoovervåking av operasjoner
Enkel integrering av alle systemer i et enkelt digitalt rom lar deg administrere understasjonen trygt og raskt, samt integrere den i det automatiserte prosesskontrollsystemet på andre nivåer.
Hvordan det fungerer?
DIGITAL SUBSTASJON IEC 61850
Kunden forsynes med digitale komplette transformatorstasjoner som er 100 % fabrikkklare, inkludert alle hovedstasjonssystemer: automatiserte prosesskontrollsystemer, automatiserte strømforsyningssystemer og strømforsyningssystemer.
Koblingskoblingsanlegg "Classics" har moderne arkitektur og oppfyller i høyeste grad alle moderne krav når det gjelder design og driftsparametre. Takket være det brede rutenettet av hovedkretsdiagrammer oppnås høy fleksibilitet i design og bruk av bryterutstyr.
Alle 10 kV koblingsutstyrsceller installert i transformatorstasjonen er utstyrt med en elektrisk drift for en jordingsskillebryter og et uttrekkbart kassettelement med bryter.
SKP-modulen er en spesiell elektrisk beholder med isolasjon, utstyrt med lys-, varme- og ventilasjonssystemer og elektrisk utstyr innebygd i den.
Disse modulene har høy fabrikkberedskap med korte installasjons- og idriftsettelsestider, som sammen med høy korrosjonsbestandighet og evnen til å operere under tøffe klimatiske forhold gjør dem uunnværlige i konstruksjonen av komplette transformatorstasjoner.
■ Et modulbygg krever ikke vedlikehold i hele levetiden.
■ Fabrikk gir garanti for korrosjonsbeskyttelse og maling i hele levetiden.
■ Et modulbygg har en varmetapseffekt på ikke mer enn 4 kW ved normal drift (utetemperatur-40 °C, innetemperatur +18 °C) og 3 kW i energisparemodus (utetemperatur -40 °C, innetemperatur +5 °C).
SKP-moduler er laget av metall med et aluminium-sinkbelegg (Al-55%-Zn-45%), som gir garantert beskyttelse mot korrosjon i hele levetiden til modulene.
Hvordan det fungerer?
Hvordan det fungerer?
DIGITAL SUBSTASJON IEC 61850
Koblingsskap er utstyrt med mikroprosessorbeskyttelse og automatiseringsterminaler, samt analog-til-digital-omformere. Konvertering av analoge signaler til digitale går ikke utover grensene til ett koblingsskap.
For drift av bryterfeilbeskyttelse kreves ZMN, AVR, LZSh, lysbuebeskyttelse, DZT, OBR, interterminalkommunikasjon. Takket være IEC 61850-protokollen overføres alle signaler mellom terminaler over én optisk kabel eller én Ethernet-kabel. På denne måten skjer kommunikasjon mellom skap kun over en digital kanal, noe som eliminerer behovet for tradisjonelle kretser som forbinder skap.
Bruk av optisk kabel eller Ethernet-kabel i stedet for konvensjonelle signalkabler reduserer varigheten og kostnadene for nedetid for nettstasjon under rekonstruksjon av sekundærutstyr og skaper mulighet for enkel og rask rekonfigurering av relébeskyttelsen og automasjonssystemet.
De fleste av de diskrete signalene som sendes mellom relébeskyttelse og automatiseringsenheter påvirker direkte hastigheten på nødeliminering, så signaloverføring utføres ved hjelp av IEC 61850-8.2-protokollen. (GÅS), som er preget av høy ytelse.
Overføringstid for én GOOSE-datapakke
meldinger overstiger ikke 0,001 sekunder.
Var nå
Overføringen av målinger og diskrete signaler fra relébeskyttelse og automatiseringsenheter til det automatiserte prosesskontrollsystemet utføres via MMS-protokollen (ved bruk av bufrede og ubuffrede rapporteringstjenester). Når telesignal- og telemålingssystemer fungerer, overføres en stor mengde data. For å redusere belastningen på informasjonsnettverket brukes MMS-protokollen, som er preget av kompaktheten til den overførte informasjonen.
Hvordan det fungerer?
IEC 61850 dataoverføringsprotokollen gir muligheten til selvdiagnostisering av utstyr og alle systemer installert på transformatorstasjonen i sanntid. Hvis det oppdages avvik fra normal driftsmodus, aktiverer systemet automatisk backupkretsen, og driftspersonellet mottar en tilsvarende melding.
Systemet analyserer de mottatte dataene og genererer anbefalinger for vedlikehold av utstyr, som lar deg endre driftsprinsippet fra vanlig planlagt forebyggende vedlikehold til å fungere ved forekomst av feil. Dette driftsprinsippet gjør det mulig å redusere personalkostnader for vedlikehold av utstyr.
Takket være IEC 61850-protokollen med et standardisert grensesnitt, er det mulig å bruke utstyr fra enhver produsent som støtter denne protokollen ved utforming av en understasjon. Den sentrale prosesseringsstasjonen har muligheten til å enkelt integreres i et automatisert prosesskontrollsystem på toppnivå.
Hvordan det fungerer?
DIGITAL SUBSTASJON IEC 61850
Den digitale transformatorstasjonen ETZ Vector implementerer full fjernkontroll av alle koblingsenheter: strømbryter, uttrekkbart element, jordingsbryter. Dermed utføres fullstendig kontroll av transformatorstasjonen eksternt, noe som øker personellsikkerheten betydelig.
Innsamling av informasjon fra hele understasjonen og kontroll av koblingsenheter i sanntid utføres ved hjelp av Scada-systemet, som inngår i grunnpakken til alle ETZ Vector digitale understasjoner.
En automatisert arbeidsstasjon er tilrettelagt for driftspersonell på nettstasjonen og/eller ved kontrollsentralen. Scada-systemet lar deg visualisere signalene og hendelsene som oppstår i transformatorstasjonen og gir detaljert informasjon om alarmen eller hendelsen i et grafisk display.
I tillegg er en av funksjonene til Scada-systemet kringkasting av videobilder fra kameraer installert i cellerommene, som lar deg overvåke tilstanden til bytteenheter.
Scada-systemet integreres enkelt med alle programvaresystemer på toppnivå, så det vil ikke være vanskelig å inkludere en transformatorstasjon i et enkelt digitalt rom i energidistriktet.
V.M. Zinin (JSC NIPOM)
ER. Podlesny (InSAT LLC)
V.G. Karantaev (JSC "InfoTeKS")
De brukte teknologiske løsningene til Unified Energy Network (UEG), opprettet for mer enn 60 år siden, nærmer seg i mange henseender grensen for operasjonelle evner. I følge UES-utviklingskonseptet, utviklet i 2011, kan neste trinn være et intelligent system med et aktivt adaptivt nettverk (AAN), i utenlandsk terminologi – Smart Grid. Prosessen med å øke automatiseringsnivået til UES-anlegg er allerede i gang, og introduserer nye teknologier, hvis bruk gir opphav ikke bare til alle slags vanskeligheter i rent teknologisk implementering, men også til informasjonssikkerhetsrisikoer.
En av de viktigste komponentene i Smart Grid-konseptet er den digitale understasjonen (DSS). DSP er forstått som en understasjon med et høyt nivå av kontrollautomatisering, der nesten alle prosesser for informasjonsutveksling både mellom elementene i DSP og med eksterne systemer, samt kontroll av driften av DSP, utføres digitalt basert på IEC-protokoller, spesielt i henhold til en åpen objektorientert standard IEC 61850. I samsvar med denne standarden må enheter støtte (fig. 1): muligheten til å motta prøver av øyeblikkelige verdier (enklede verdier), analog strøm /spenningssignaler, muligheten til å publisere/abonnere på GOOSE-meldinger, muligheten til å utveksle informasjon ved hjelp av klient-server” via MMS-protokoll. MMS opererer på toppen av TCP-stakken, noe som påvirker dataoverføringshastigheten, så MMS brukes ofte til å løse problemer med å overføre data som ikke er kritiske for forsinkelser, for eksempel overføring av telekontrollkommandoer, innsamling av telemålings- og telesignaleringsdata og overføring til det øvre nivået - SCADA-systemer. I motsetning til MMS-protokollen, kan GOOSE tvert imot brukes til å overføre "raske signaler", for eksempel kommandoer for å utløse en effektbryter fra en beskyttelse, på grunn av at dataene i denne protokollen er tilordnet direkte til Ethernet-rammen , omgå TCP-stakken.
Nyskapte programvare- og maskinvaresystemer, for eksempel en digital transformatorstasjon, må overholde gjeldende forskrifter i Den russiske føderasjonen, og også ta hensyn til de beste globale praksisene for å bygge cyberforsvarssystemer.
En CPS som oppfyller de angitte kravene må ha høyteknologiske midler for beskyttelse mot cyberangrep, siden den primært er et objekt for kritisk informasjonsinfrastruktur (CII), som det fremgår av utkastet til føderal lov nr. 47571-7 "Om sikkerheten til CII of the Russian Federation", anbefalt av statsdumaens komité for energi og vedtatt i første lesing 27. januar 2017. Dette lovforslaget definerer de grunnleggende prinsippene for statlig regulering innen beskyttelse av landets datainformasjonsteknologi for å sikre bærekraftig funksjon i tilfelle dataangrep. Den ble utviklet for å implementere "Informasjonssikkerhetsdoktrinen
Russian Federation", godkjent av Russlands president 5. desember 2016, innenfor rammen av hvilken beskyttelse av CII er definert som et av de strategiske målene. I følge lovforslaget inkluderer "kritisk infrastruktur informasjonssystemer og telekommunikasjonsnettverk av offentlige etater, automatiserte prosesskontrollsystemer som opererer i forsvarsindustrien, helsevesen, transport, kommunikasjon, kreditt og finanssektorer, energi, drivstoff, kjernefysisk, romfart, gruvedrift, metallurgisk og kjemisk industri." industri."
Ved å detaljere de spesifiserte kravene, må det opprettede digitale sikkerhetssystemet ha følgende egenskaper som sikrer cyberbeskyttelsen til anlegget:
- opprettes på en russisk pålitelig maskinvare- og programvareplattform med hovedkomponentene (operativsystem, mikroprosessor, perifer grensesnittkontroller, grunnleggende input/output-system) utviklet i Russland av russiske spesialister og har
- komplett designdokumentasjon;
- ta hensyn til bestemmelsene i standardene utviklet av IEC TC57-gruppen: IEC 61850, IEC60870, IEC 62351, angående sikkerheten til kommunikasjonsprotokoller, samt kravene til INL Cyber Security Procurement Language 2008-standarden, ISO/ IEC 27000-serien med standarder, angående generelle prinsipper
- sikre sikkerheten til digitale kontrollsystemer og GOST-R IEC 62443-3-2013;
- bruke russiske state-of-the-art kryptografiske algoritmer som er innebygd i hvert element eller hvert delsystem av en digital understasjon.
Et annet særtrekk ved konstruksjonen av teknologiske kontrollsystemer i den elektriske kraftindustrien er at bruken av kryptografiske informasjonssikkerhetsverktøy (CIPF) i dem ikke skal redusere produktiviteten, siden varigheten av forbigående (nød)prosesser er titalls mikrosekunder. I mange mikrokontrollere som brukes i dag, er integrasjonen av cybersikkerhetselementer enten ikke i utgangspunktet gitt av utvikleren, eller er umulig, siden deres integrasjon ikke vil gi den nødvendige ytelsen.
Basert på mange års erfaring og kunnskap innen sine fagområder, har spesialister fra selskapene JSC NIPOM, LLC InSAT, JSC InfoTeKS og PJSC INEUM im. ER. Bruka” har utviklet en digital nettstasjon som oppfyller alle spesifiserte krav. Det "lavere" nivået til DSP er basert på innovative relébeskyttelsesterminaler (RPA) fra NIPOM OJSC-selskapet. Den utviklede relébeskyttelsen og automatiseringsterminalen (fig. 2) er laget i form av en kassett av blokkdesign med baktilkobling av eksterne ledninger og er utstyrt med et testkontrollsystem som betjener
for å sjekke funksjonaliteten til hovedkomponentene og blokkene.
Huset til relébeskyttelsesterminalen inneholder diskrete inngangs-/utgangskort, et analogt inngangskort for tilførsel av målte strømmer og spenninger, et bakplan som brukes til å koordinere kabeldelen til universalkort (AI, DO/DI), en strømforsyning og en industriell datamaskin med en Elbrus-mikroprosessor , siden funksjonen til Elbrus OS ICSI gir det nødvendige nivået av informasjonsbeskyttelse mot uautorisert tilgang (UNA) og påvirker ikke ytelsen til systemet. Hvert DO/DI-kort inneholder 11 DI-kanaler og 10 DO-kanaler. Så
Dermed er det i ett hus mulig å lage fra 33 til 66 DI-kanaler og fra 30 til 60 DO-kanaler, noe som tillater bruk av de utviklede relébeskyttelsesterminalene både på anlegg med et lite antall signaler og på komplekse med et stort antall antall tilkoblinger. For å implementere funksjonene for overføring av signaler med differensialstrøm langsgående linjebeskyttelse (DCLP) ved bruk av SV-protokollen (IEC 61850), kan antallet Ethernet-porter økes ved å legge til et standard Ethernet-kort til en industriell datamaskin uten å endre designen. Fullstendig separasjon av terminallogikken og dens maskinvaredesign gjorde det mulig å gi store muligheter for fritt konfigurerbar logikk for beskyttelseskretser. Funksjoner ved terminalen som øker cybersikkerheten inkluderer strenge implementert av NIPOM OJSC sammen med InfoTeKS OJSC.
Det "øvre" nivået av det utviklede systemet, som nevnt tidligere, er en server basert på den innenlandske Elbrus-prosessoren med operativsystemet med samme navn, som kan reserveres om nødvendig. I tillegg, avhengig av kravene til et bestemt objekt, kan løsningen også bruke AstraLinux OS. Det russiske MasterSCADA 4D SCADA-systemet produsert av InSAT LLC brukes som et datainnsamlings- og behandlingsmiljø. MasterSCADA 4D er en kryssplattform, vertikalt integrert programvareplattform med objektorienterte programmeringsmetoder, inkludert på språkene i IEC 61131-3-standarden, og det eneste SCADA-systemet som i dag kjører på Elbrus OS. MasterSCADA 4D samler inn informasjon fra relébeskyttelsesterminalen gjennom den innebygde IEC 61850 (MMS) protokolldriveren og gir data i form av mimiske diagrammer, rapporter og trender til nettstasjonsoperatørens automatiserte arbeidsstasjon. Operatørens start- (hoved) mnemoniske diagram (fig. 3) viser et enkeltlinjediagram over understasjonen, tilkoblingen og tilstanden til primærutstyret.
I tillegg har operatøren alltid informasjon om ytelsen til nettverkstopologien til den digitale understasjonen i form av tilstandssignalering (inkludert arbeidsstasjoner, SCADA-servere og sekundært kommunikasjonsutstyr) med en komplett liste over alarmer registrert i hendelsesloggen. Innebygde sikkerhetsmekanismer til MasterSCADA 4D gir autentisering og identifikasjon av brukere i systemet, samt avgrensning av deres tilgangsrettigheter i henhold til en rollemodell forhåndsbestemt av utvikleren, registrering av alle brukerhandlinger fra øyeblikket av identifikasjon til å avslutte system.
For å beskytte den elektroniske omkretsen av transformatorstasjonen og implementere prinsippet om flernivåbeskyttelse, ble det brukt sikkerhetsgatewayer utviklet av OJSC InfoTeKS, ViPNetCoordinator HW 1000. Det lokale datanettverket til transformatorstasjonen ble delt/segmentert i flere sikkerhetsdomener, dvs. transformatorstasjonssoner med ulike krav til informasjonssikkerhet.
Ved å bruke den industrielle sikkerhetsgatewayen ViPNetCoordinator IG ble tilgangsrettighetene differensiert mellom
stasjonsnivå og tilkoblings- og prosessbussnivåer, som demonstrert av funksjonsdiagrammet i fig. 5.
Implementeringen av prinsippet om flernivåbeskyttelse ved bruk av brannmurer er ikke bare mulig, men også et nødvendig tiltak for å beskytte informasjon på transformatorstasjoner som er i drift og gjennomgår delvis modernisering i samsvar med kravene i ordre nr. 31 fra FSTEC of Russia datert 14. mars 2014.
Det ville være feil å vurdere bruken av overlagrede sikkerhetsverktøy både på nyopprettede nettstasjoner og på understasjoner som gjennomgår dyp modernisering som tilstrekkelig, siden det fortsatt er høy risiko for dataangrep på ubeskyttede telekommunikasjonsprotokoller: MMS, GOOSE, SV.
I sammenheng med behovet for å tilfredsstille et sett med krav til funksjonell pålitelighet, sikkerhet, hastighet på telekommunikasjonsprotokoller, samt kostnadsoptimalitet, ser implementeringen av konseptet med å bygge inn kryptografiske informasjonsbeskyttelsesmidler i hvert element eller delsystem av en digital understasjon. mest lovende.
OJSC NIPOM, LLC InSAT, OJSC InfoTeKS og PJSC INEUM im. ER. Bruka” stopper ikke der og fortsetter å forbedre den utviklede DSP ved hjelp av innenlandske løsninger som gjør det mulig å implementere en cybersikker design av DSP for å øke påliteligheten til høyspente elektriske nettverksanlegg.
Bibliografi
- Grunnleggende bestemmelser i konseptet med et intelligent energisystem med et aktivt adaptivt nettverk.
- Internasjonal elektroteknisk kommisjon. Kommunikasjonsnettverk og -systemer for kraftverksautomatisering – Del 8-1: Spesifikk k(SCSM) – Tilordninger til MMS (ISO 9506-1 og ISO 9506-2) og til ISO/IEC 8802-3; IEC 61850-8-1-2011; International Electrotechnical Commission (IEC): Genève, Sveits, 2011.
- Rekkefølge FSTEC i Russland datert 14. mars 2014 nr. 31.
Zinin Vladimir Mikhailovich – Direktør for Avansert utviklingsavdeling i JSC NIPOM,
Podlesny Andrey Mikhailovich – Leder for programvaresalgsavdelingen til InSAT LLC,
Karantaev Vladimir Gennadievich – Leder for forretningsutvikling i InfoTeKS OJSC.
Nye teknologier for produksjon av moderne kontrollsystemer har flyttet fra scenen for vitenskapelig forskning og eksperimentering til scenen for praktisk bruk. Moderne kommunikasjonsstandarder for informasjonsutveksling er utviklet og er under implementering. Digital beskyttelse og automatiseringsenheter er mye brukt. Det har vært en betydelig utvikling innen maskinvare og programvare for kontrollsystemer. Fremveksten av nye internasjonale standarder og utviklingen av moderne informasjonsteknologi åpner muligheten for innovative tilnærminger for å løse problemer med automatisering og kontroll av energianlegg, noe som gjør det mulig å lage en ny type transformatorstasjon - en digital transformatorstasjon (DSS). De karakteristiske egenskapene til den digitale transformatorstasjonen er: tilstedeværelsen av intelligente mikroprosessorenheter innebygd i det primære utstyret, bruken av lokale datanettverk for kommunikasjon, en digital metode for tilgang til informasjon, dens overføring og prosessering, automatisering av transformatorstasjonen og dens administrasjonsprosesser . I fremtiden vil den digitale understasjonen være en nøkkelkomponent i Smart Grid.
Begrepet "Digital understasjon" tolkes fortsatt forskjellig av forskjellige spesialister innen automatisering og kontrollsystemer. For å forstå hvilke teknologier og standarder som er knyttet til en digital transformatorstasjon, vil vi spore historien til utviklingen av automatiserte prosesskontrollsystemer og relébeskyttelsessystemer. Innføringen av automasjonssystemer begynte med bruken av telemekanikksystemer. Telemekaniske enheter gjorde det mulig å samle analoge og diskrete signaler ved hjelp av USO-moduler og måletransdusere. De første automatiserte prosesskontrollsystemene for elektriske transformatorstasjoner og kraftverk ble utviklet på grunnlag av telemekaniske systemer. Automatiserte prosesskontrollsystemer gjorde det mulig ikke bare å samle informasjon, men også å behandle den, samt presentere informasjon i et brukervennlig grensesnitt. Med ankomsten av de første mikroprosessor-relébeskyttelsene begynte informasjon fra disse enhetene også å bli integrert i automatiserte prosesskontrollsystemer. Gradvis økte antallet enheter med digitale grensesnitt (nødkontrollsystemer, overvåkingssystemer for kraftutstyr, overvåkingssystemer for DC-sentraler og hjelpebehov, etc.). All denne informasjonen fra enheter på lavere nivå ble integrert i prosesskontrollsystemet via digitale grensesnitt. Til tross for den utbredte bruken av digitale teknologier for å bygge automasjonssystemer, er slike understasjoner ikke helt digitale, siden all innledende informasjon, inkludert tilstandene til blokkkontakter, spenninger og strømmer, overføres i form av analoge signaler fra bryteranlegget til driftskontrollen punkt, der digitalisert separat av hver enhet på lavere nivå. For eksempel leveres den samme spenningen parallelt til alle enheter på lavere nivå, som konverterer den til digital form og overfører den til prosesskontrollsystemet. I tradisjonelle nettstasjoner bruker ulike delsystemer ulike kommunikasjonsstandarder (protokoller) og informasjonsmodeller. For funksjonene beskyttelse, måling, regnskap, kvalitetskontroll, individuell måling og utføres, noe som betydelig øker både kompleksiteten ved å implementere et automatiseringssystem på en transformatorstasjon og kostnadene.
Overgangen til kvalitativt nye automasjons- og kontrollsystemer er mulig ved bruk av digitale transformatorstasjonsstandarder og teknologier, som inkluderer:
1. IEC 61850-standard:
enhet datamodell;
enhetlig beskrivelse av transformatorstasjonen;
vertikale (MMS) og horisontale (GOOSE) utvekslingsprotokoller;
protokoller for overføring av øyeblikkelige strøm- og spenningsverdier (SV);
2. digitale (optiske og elektroniske) strøm- og spenningstransformatorer;
3. analoge multipleksere (Merging Units);
4. eksterne moduler USO (Micro RTU);
5. Intelligente elektroniske enheter (IED).
Hovedtrekket og forskjellen til IEC 61850-standarden fra andre standarder er at den regulerer ikke bare spørsmålene om informasjonsoverføring mellom individuelle enheter, men også spørsmålene om formalisering av beskrivelsen av kretser - understasjon, beskyttelse, automatisering og målinger, enhetskonfigurasjon. Standarden gir mulighet for å bruke nye digitale måleapparater i stedet for tradisjonelle analoge målere (strøm- og spenningstransformatorer). Informasjonsteknologi gjør det mulig å gå over til automatisert design av digitale nettstasjoner styrt av digitale integrerte systemer. All informasjonskommunikasjon ved slike understasjoner er digital, og danner en enkelt prosessbuss. Dette åpner for muligheten for rask, direkte utveksling av informasjon mellom enheter, som til syvende og sist gjør det mulig å redusere antall kobberkabelforbindelser og antall enheter, samt deres mer kompakte arrangement.
DIGITAL UNDERSTASJONSSTRUKTUR
La oss se nærmere på strukturen til en digital transformatorstasjon, laget i samsvar med IEC 61850-standarden (fig.). Automatiseringssystemet til et kraftanlegg bygget ved hjelp av Digital Substation-teknologi er delt inn i tre nivåer:
feltnivå (prosessnivå);
tilkoblingsnivå;
stasjonsnivå.
Feltnivået består av:
primære sensorer for innsamling av diskret informasjon og overføring av kontrollkommandoer til svitsjeenheter (mikro RTU);
primære sensorer for innsamling av analog informasjon (digital strøm- og spenningstransformatorer).
Tilkoblingsnivået består av intelligente elektroniske enheter:
kontroll- og overvåkingsenheter (tilkoblingskontrollere, multifunksjonelle måleinstrumenter, ASKUE-målere, overvåkingssystemer for transformatorutstyr, etc.);
relébeskyttelsesterminaler og lokal nødautomatisering.
Stasjonsnivået består av:
servere på toppnivå (databaseserver, SCADA-server, telemekanikkserver, server for innsamling og overføring av teknologisk informasjon, etc., datakonsentrator);
AWS av nettstasjonspersonell.
Av hovedtrekkene ved å bygge et system er det først nødvendig å fremheve det nye "felt"-nivået, som inkluderer innovative enheter for primær informasjonsinnsamling: fjernkontrollenheter, digitale instrumenttransformatorer, innebygde mikroprosessordiagnosesystemer for kraftutstyr, etc. .
Digitale instrumenttransformatorer overfører øyeblikkelige spennings- og strømverdier i henhold til IEC 61850-9-2-protokollen til enheter på buktnivå. Det finnes to typer digitale instrumenttransformatorer: optiske og elektroniske. Optiske instrumenttransformatorer er de mest foretrukne når du lager digitale transformatorstasjonskontroll- og automasjonssystemer, siden de bruker et innovativt måleprinsipp som eliminerer påvirkningen av elektromagnetisk interferens. Elektroniske instrumenttransformatorer er basert på tradisjonelle transformatorer og bruker spesialiserte analog-til-digital-omformere.
Data fra digitale instrumenttransformatorer, både optiske og elektroniske, konverteres til Ethernet-kringkastingspakker ved hjelp av multipleksere (Merging Units) levert av IEC 61850-9-standarden. Pakker generert av multipleksere overføres over Ethernet-nettverket (prosessbuss) til enheter på bay-nivå (prosesskontrollsystemkontrollere, relébeskyttelse og automatiseringskontrollsystemer, kontrollsystemer, etc.) Samplingsfrekvensen til de overførte dataene er ikke dårligere enn 80 punkter per periode for relébeskyttelse og kontrollsystemer enheter og 256 poeng per periode for prosesskontrollsystemer, AIIS KUE, etc.
Data om posisjonen til koblingsenheter og annen diskret informasjon (posisjon av kontrollmodustaster, tilstanden til frekvensomformerens varmekretser, etc.) samles inn ved hjelp av eksterne ICD-moduler installert i umiddelbar nærhet av koblingsenhetene. Eksterne USO-moduler har reléutganger for styring av svitsjeenheter og er synkronisert med en nøyaktighet på minst 1 ms. Dataoverføring fra eksterne ICD-moduler utføres via fiberoptisk kommunikasjon, som er en del av prosessbussen i henhold til IEC 61850-8-1 (GOOSE)-protokollen. Overføring av kontrollkommandoer til svitsjeenheter utføres også gjennom eksterne USO-moduler som bruker IEC 61850-8-1 (GOOSE)-protokollen.
Strømutstyr er utstyrt med et sett med digitale sensorer. Det finnes spesialiserte systemer for overvåking av transformator og gassisolert utstyr, som har digitalt grensesnitt for integrering i prosesskontrollsystemer uten bruk av diskrete innganger og 4-20 mA sensorer. Moderne koblingsanlegg er utstyrt med innebygde digitale strøm- og spenningstransformatorer, og styreskap i koblingsanlegg tillater installasjon av fjernkontrollenheter for innsamling av diskrete signaler. Installasjon av digitale sensorer i koblingsanlegg utføres ved produksjonsanlegget, noe som forenkler designprosessen, samt installasjon og igangkjøringsarbeid på stedet.
En annen forskjell er kombinasjonen av mellomnivå (datakonsentratorer) og øvre (servere og arbeidsstasjoner) til ett stasjonsnivå. Dette skyldes enheten av dataoverføringsprotokoller (IEC 61850-8-1 standard), der mellomnivået, som tidligere utførte arbeidet med å konvertere informasjon fra forskjellige formater til ett enkelt format for et integrert prosesskontrollsystem, gradvis taper dens mening. Tilkoblingsnivået inkluderer intelligente elektroniske enheter som mottar informasjon fra enheter på feltnivå, utfører logisk behandling av informasjon, overfører kontrollhandlinger gjennom enheter på feltnivå til primærutstyr, og også overfører informasjon til stasjonsnivå. Disse enhetene inkluderer bay-kontrollere, MPRZA-terminaler og andre multifunksjonelle mikroprosessorenheter.
Den neste forskjellen i strukturen er dens fleksibilitet. Enheter for en digital understasjon kan lages på modulær basis og lar deg kombinere funksjonene til flere enheter. Fleksibiliteten ved å bygge digitale nettstasjoner gjør at vi kan tilby ulike løsninger som tar hensyn til egenskapene til kraftanlegget. Ved modernisering av en eksisterende nettstasjon uten å erstatte kraftutstyr, kan det installeres fjernkontrollskap for å samle inn og digitalisere primærinformasjon. Samtidig, i tillegg til diskrete inngangs-/utgangskort, vil eksterne I/O-enheter inneholde direkte analoge inngangskort (1/5 A), som lar deg samle inn, digitalisere og sende ut data fra tradisjonelle strøm- og spenningstransformatorer i IEC 61850-9-2 protokoll. Hel eller delvis utskifting av primærutstyr, inkludert utskifting av elektromagnetiske transformatorer med optiske, vil i fremtiden ikke føre til endringer i koblings- og nettstasjonsnivåer. Ved bruk av GIS er det mulig å kombinere funksjonene til en fjernkontrollenhet, Merging Unit og tilkoblingskontroller. En slik enhet er installert i koblingsapparatets kontrollskap og lar deg digitalisere all innledende informasjon (analog eller diskret), samt utføre funksjonene til en buktkontroller og sikkerhetskopiere lokale kontrollfunksjoner.
Med bruken av IEC 61850-standarden har en rekke produsenter gitt ut digitale nettstasjonsprodukter. For tiden er ganske mange prosjekter relatert til bruken av IEC 61850-standarden allerede fullført over hele verden, noe som viser fordelene med denne teknologien. Dessverre, selv nå, når man analyserer moderne løsninger for en digital transformatorstasjon, kan man legge merke til en ganske løs tolkning av kravene til standarden, noe som i fremtiden kan føre til inkonsekvens og problemer i integreringen av allerede moderne løsninger innen automatiseringsfeltet. .
I dag arbeides det aktivt i Russland med å utvikle teknologien for digital understasjon. En rekke pilotprosjekter har blitt lansert, ledende russiske firmaer har begynt å utvikle innenlandske produkter og løsninger for digital transformatorstasjon. Etter vår mening, når du oppretter nye teknologier fokusert på digital transformatorstasjon, er det nødvendig å strengt følge IEC 61850-standarden, ikke bare når det gjelder dataoverføringsprotokoller, men også i ideologien for å bygge systemet. Overholdelse av kravene i standarden vil gjøre det mulig i fremtiden å forenkle modernisering og vedlikehold av anlegg basert på ny teknologi.
I 2011 signerte ledende russiske selskaper (NPP EKRA LLC, EnergopromAvtomatizatsiya LLC, Profotek CJSC og NIIPT OJSC) en generell avtale om å organisere strategisk samarbeid med sikte på å kombinere vitenskapelig, teknisk, ingeniør og kommersiell innsats for å lage en digital transformatorstasjon på territoriet til den russiske føderasjonen.
I henhold til IEC 61850 består det utviklede systemet av tre nivåer. Prosessbussen er representert av optiske transformatorer (ZAO Profotek) og en fjernkontrollenhet (microRTU) NPT Expert (LLC EnergopromAvtomatizatsiya). Tilkoblingsnivå - mikroprosessorbeskyttelse av NPP EKRA LLC og tilkoblingskontrolleren NPT BAY-9-2 fra EnergopromAvtomatizatsiya LLC. Begge enhetene aksepterer analog informasjon i henhold til IEC 61850-9-2 og diskret informasjon i henhold til IEC 61850-8-1(GOOSE). Stasjonsnivået er implementert på grunnlag av SCADA NPT Expert med støtte for IEC 61850-8-1 (MMS).
Som en del av fellesprosjektet ble det også utviklet et datastøttet designsystem for digital transformatorstasjon - SCADA Studio, strukturen til Ethernet-nettverket ble utarbeidet for ulike konstruksjonsalternativer, en modell av en digital transformatorstasjon ble satt sammen og fellestester ble utført. ut, inkludert på en testbenk ved JSC NIIPT.
En fungerende prototype av en digital transformatorstasjon ble presentert på utstillingen Electric Networks of Russia 2011. Gjennomføring av et pilotprosjekt og fullskala produksjon av digitalt nettstasjonsutstyr er planlagt i 2012. Russisk utstyr for "Digital Substation" har gjennomgått fullskala testing, og dets kompatibilitet i henhold til IEC 61850-standarden med utstyr fra ulike utenlandske (Omicron, SEL, GE, Siemens, etc.) og innenlands (Prosoft-Systems LLC, NPP) Dinamika og andre) har også blitt bekreftet etc.) selskaper.
Utviklingen av vår egen russiske løsning for en digital transformatorstasjon vil ikke bare tillate oss å utvikle innenlandsk produksjon og vitenskap, men også øke energisikkerheten til landet vårt. De utførte studiene av tekniske og økonomiske indikatorer lar oss konkludere med at kostnadene for en ny løsning ved overgang til serieproduksjon av produkter ikke vil overstige kostnadene for tradisjonelle løsninger for bygningsautomatiseringssystemer og vil gi en rekke tekniske fordeler, for eksempel:
betydelig reduksjon i kabelforbindelser;
øke målenøyaktigheten;
enkel design, drift og vedlikehold;
enhetlig datautvekslingsplattform (IEC 61850);
høy støyimmunitet;
høy brann- og eksplosjonssikkerhet og miljøvennlighet;
reduksjon i antall inngangs-/utgangsmoduler for automatiserte prosesskontrollsystemer og relébeskyttelsesenheter, noe som sikrer en reduksjon i kostnadene for enheter.
En rekke problemer krever ytterligere kontroller og løsninger. Dette er relatert til påliteligheten til digitale systemer, til spørsmål om enhetskonfigurasjon på understasjon og verktøynivå, til opprettelsen av offentlig tilgjengelige designverktøy rettet mot forskjellige produsenter av mikroprosessor og hovedutstyr. For å sikre nødvendig grad av pålitelighet innenfor rammen av pilotprosjekter, må følgende oppgaver løses.
1. Bestemmelse av den optimale strukturen til den digitale transformatorstasjonen som helhet og dens individuelle systemer.
2. Harmonisering av internasjonale standarder og utvikling av nasjonal forskriftsdokumentasjon.
3. Metrologisk sertifisering av automasjonssystemer, inkludert AIMSKUE-systemet, med støtte for IEC 61850-9-2.
4. Akkumulering av statistikk om påliteligheten til digitalt nettstasjonsutstyr.
5. Akkumulering av gjennomførings- og driftserfaring, opplæring av personell, opprettelse av kompetansesentre.
For tiden har verden begynt masseimplementeringen av "digital understasjon"-klasseløsninger basert på IEC 61850-seriens standarder, Smart Grid-kontrollteknologier blir implementert, og applikasjoner av automatiserte prosesskontrollsystemer settes i drift. Bruk av Digital Nettstasjonsteknologi bør gjøre det mulig i fremtiden å redusere kostnadene ved design, idriftsettelse, drift og vedlikehold av energianlegg betydelig.
Alexey Danilin, direktør for automatiserte kontrollsystemer i SO UES OJSC, Tatyana Gorelik, leder for avdelingen for automatiserte prosesskontrollsystemer, Ph.D., Oleg Kiriyenko, ingeniør, NIIPT OJSC Nikolay Doni, leder for avdelingen for avansert utvikling i NPP EKRA
Spørsmål vedrørende implementering av et felles prosjekt av ZAO GC Electroshield-TM Samara og ZAO Engineering Center Energoservice for å lage digitale celler basert på bryterutstyr SESH-70 vurderes.Digitalgrøft transformatorstasjon.
CJSC "Engineering Center "Energoservice", Arkhangelsk,
CJSC "GK "Electroschit"-TM Samara", Samara
Hovedfordelene med en digital understasjon er forbundet med en økning i automatiseringsnivået gjennom bruk av høyhastighetskommunikasjon basert på industriell Ethernet med støtte for redundans- og sikkerhetsteknologier, bruk av enhetlige utvekslingsprotokoller ved integrering av ulike intelligente elektroniske enheter (IEDs) med transformatorstasjonens automatiserte prosesskontrollsystem, mulighet for å implementere såkalte horisontale forbindelser mellom IEDer for utveksling av diskret (IEC 61850-8-1, GOOSE-meldinger) og analog informasjon (IEC 61850-90-5). Organiseringen av horisontale forbindelser mellom intelligente elektroniske enheter lar deg bygge et pålitelig system med operasjonelle låser på transformatorstasjonen, sikre implementeringen av mer effektive algoritmer for beskyttelses- og automatiseringsenheter, spenningsreguleringssystemer på transformatorstasjonen, etc.
En annen stor fordel med en digital transformatorstasjon er den betydelige reduksjonen eller fraværet av kobberledninger i sekundære og operasjonelle kretser når digitale transformatorstasjonsstandarder er fullt implementert. Overgangen til digital kommunikasjonsteknologi ved transformatorstasjoner vil tillate full overvåking og diagnostikk av driften av individuelle intelligente elektroniske enheter, industrielle nettverk, høyspentceller og transformatorstasjonen som helhet.
Transformatorstasjoner bruker koblingsanlegg (SG) med forskjellige spenningsnivåer. Det største antallet tilkoblinger skjer oftest ved 6–20 kV koblingsanlegg. Derfor er den presserende oppgaven å implementere effektive og rimelige løsninger basert på IEC 61850 standarder for 6–20 kV bryteranlegg.
Hovedforskjellen mellom løsninger for koblingsanlegg 6–20 kV fra løsninger for åpne koblingsanlegg 110 kV og over skyldes at hovedkomponentene i en digital understasjon er plassert inne i høyspentceller på 6–20 kV, noe som gjør det mulig for å forenkle implementeringen av redundans av industrielle nettverk, krav for å sikre EMC, input/output av analog og diskret informasjon. Hovedkomponenten i den nye generasjonen 6–20 kV bryterutstyr er den digitale cellen.
Den viktigste oppgaven i fellesprosjektet til JSC Engineering Center Energoservice og JSC GC Elektroshchit-TM Samara er knyttet til utviklingen av en digital celle basert på det komplette koblingsanlegget (KRU) SESH-70 (fig. 1), sammenlignbart i kostnad med SESH -70 ved bruk av tradisjonelle mikroprosessorenheter og industrielle nettverk basert på RS-485. Samtidig må understasjoner utstyrt med digitale celler SESH-70 ha et høyere nivå av pålitelighet, kunne teste cellene umiddelbart etter montering, og gi mulighet til å overvåke og diagnostisere både individuelle komponenter i cellene, samt cellen og transformatorstasjonen som helhet.
Ris. 1. Komplett bryterutstyr SESH-70
I prosessen med å implementere fellesprosjektet utvikles 4 hovedalternativer for en digital celle basert på SESH-70 bryterutstyr.
valg 1
Det første av alternativene som vurderes har maksimal grad av beredskap for masseproduksjon. Blokkdiagrammet er vist i fig. 2.
Ris. 2. Blokkdiagram av den første versjonen av en digital celle
Den sentrale komponenten i den digitale cellen er den multifunksjonelle måleomformeren ENIP-2, som gir måling av kraftsystemmodusparametere basert på rot-middel-kvadratverdier, så vel som på grunnlag av harmoniske hovedstrømmer og spenninger, og utfører funksjonene til telesignalering og fjernstyring, teknisk måling av strøm, utskifting av panelenheter ved bruk av visningsmoduler, teknisk strømmåling, overvåking av strømkvalitet.
ENIP-2-enheter inneholder én eller to Ethernet-porter (twisted pair 2 × 100BASE-TX eller optisk 2 × 100BASE-FX MM LC) med støtte for IEC 61850-8-1. Både uavhengig drift av portene og drift gjennom den innebygde nettverkssvitsjen er mulig. ENIP-2 har en innebygd MMS-meldingsserver, utgiver og abonnent av GOOSE-meldinger for å implementere operasjonell blokkering og kontroll.
For å utvide funksjonaliteten til ENIP-2 er de supplert med diskrete inngangs-/utgangsmoduler, fjernkontrollenheter med innebygde releer, 6–35 kV kabelnettverksmoduler, inngangs-/utgangsmoduler fra ulike sensorer via 1-Wire-bussen (temperatursensorer, fuktighetssensorer, sikkerhetssensorsystemer osv.), skjermmoduler basert på LED-indikatorer, svart-hvitt og fargeberøringsskjermer.
For å erstatte panelenheter og cellestatusindikatorer, foreslås to hoveddesignløsninger (fig. 3): separat plassering av ENIP-2 og en eller flere skjermmoduler og kombinasjon av ENIP-2 og indikasjonsmodulen til en enkelt enhet med installasjonen av en panelenhet på plass.
Ris. 3. ENIP-2 og displaymodul
Med et bredt utvalg av funksjoner er kostnadene for ENIP-2 sammen med skjermmodulen sammenlignbare med kostnadene for en multifunksjonell telemekanisk måletransduser eller en multifunksjonell panelenhet. Ved teknisk strømmåling erstatter ENIP-2 den elektriske energimåleren. Dermed har bruken av ENIP-2 også en økonomisk effekt. I dette tilfellet oppnås en sjelden kombinasjon av innovasjon og økonomisk gevinst.
Tilkoblingen av relébeskyttelsen og strømmåleren til nettstasjonsbussen (fig. 2) gjøres gjennom en spesiell grensesnittenhet - en gateway, siden det for tiden ikke er rimelige relébeskyttelsesenheter og målere med støtte for IEC 61850-8-1. Bruk av en gateway bør betraktes som en midlertidig løsning. I nær fremtid forventes det å dukke opp rimelige URZA og målere med nettstasjonsbuss. Derfor fullfører spesialister fra JSC Engineering Center Energoservice utviklingen av en multifunksjonell måleenhet ESM, som, i motsetning til ENIP-2, utfører funksjonene til en kommersiell strømmåler.
Valget av utstyr for det lokale nettverket gjøres av kunden ved bestilling av digitale celler. Den mest rasjonelle løsningen for å implementere en understasjonsbuss innebærer bruk av nettverksenheter som utfører funksjonene til en spesiell kommunikasjonsadapter for nettverk med redundans RedBox (Redundancy Box) og en svitsj. Disse nettverksenhetene gir støtte for den sømløse nettverksredundansprotokollen HSR i henhold til IEC 62439-3 for industrielle Ethernet-nettverk med ringtopologi eller PRP-redundansprotokollen for industrielle nettverk med hvilken som helst topologi. Bruken av brytere kombinert med RedBox gjør det mulig å forenkle implementeringen av intelligente elektroniske enheter. I dette tilfellet er IED-ene som brukes tilstrekkelig til å ha ett nettverksgrensesnitt. Starten av masseproduksjon av disse svitsjene med implementering av HSR- og PRP-redundansprotokoller på programmerbare logiske integrerte kretser (FPGA, Field-Programmable Gate Array) av Moxa og Kyland er planlagt i første halvdel av 2014.
I høyspentceller brukes multippel duplisering av inngang/utgang av diskrete signaler, et stort antall kobbertråder brukes, noe som fører til redusert pålitelighet. For relébeskyttelse og automatiseringsenheter, telemekanikk, enheter for cellestatusindikering, og organisering av operasjonelle sperrer, brukes ofte separate grensebrytere, bryterblokkkontakter osv.
I den som er vist i fig. Alternativ 2 bruker kun dobbel duplisering av input/output av diskrete signaler.
Alternativ 2
Den andre versjonen av den digitale cellen (fig. 4) innebærer å eliminere duplisering av inngangen til diskrete signaler for å utføre funksjonene til relébeskyttelse og automatisering, telemekanikk, operasjonelle forriglinger, etc. Dette vil betydelig redusere antall kontrollledninger og øke påliteligheten .
Ris. 4. Blokkdiagram av den andre versjonen av en digital celle (digital understasjon)
Blokkdiagram i fig. 4 ble bygget for tilfellet når det kreves teknisk måling av strøm. Hvis det er nødvendig å utføre kommersiell strømmåling, er det planlagt å bruke den multifunksjonelle ESM-måleren i stedet for ENIP-2.
Den grunnleggende forskjellen fra det første alternativet er forbundet med en endring i metodene for inngang/utgang av diskrete signaler. SESH-70 har en unik mulighet til å fullstendig erstatte grensebrytere, blokkere kontakter med berøringsfrie sensorer og bytte til å samhandle med en vakuumbryterkontrollenhet med en elektromagnetisk lås via digitale grensesnitt.
Dette alternativet innebærer bruk av et distribuert diskret input/output system basert på bruk av spesielle ENMV-4-XX diskrete input/output moduler. Dette delsystemet kan betraktes som den enkleste versjonen av en prosessbuss for diskret inngang/utgang i en digital celle.
ENMV-4-XX-familien av moduler er utviklet spesielt for diskret input/output i SESH-70-celler. Familien inkluderer følgende enheter: en informasjonsinngangsmodul fra kontaktløse posisjonssensorer, en informasjonsinngangsmodul fra tørre kontakter, en inngangs-/utgangsmodul fra aktuatorer, en modul for interaksjon med en vakuumbryterkontrollenhet med en magnetisk lås.
Bruken av kontaktløse posisjonssensorer i koblingsanlegg i stedet for grensebrytere og blokkkontakter har ubestridelige fordeler. For det første forsvinner problemer forbundet med "sprettende" kontakter, behovet for å bryte ned oksidfilmen og et stort antall kontrollledninger. For det andre reduseres det operasjonelle strømforbruket, påliteligheten økes, og det blir mulig å gi diagnostikk av det diskrete informasjonsinn-/utdataundersystemet.
Informasjon legges inn fra kontaktløse sensorer i ENMV-4-BK-modulen ved hjelp av en flerkanals analog-til-digital-omformer (ADC). Dette lar deg overvåke restspenningen til sensoren og diagnostisere en feil basert på verdien, og gir også fleksibilitet når du arbeider med forskjellige modeller av sensorer. Komplette koblingsutstyr SESH-70 bruker berøringsfrie sensorer i E2A-serien fra Omron for å overvåke posisjonen til koblingsutstyrselementer, inkludert posisjonen til det uttrekkbare elementet, bryteren, jordingsskillebryterne, romdøren, nødbeskyttelsesventiler, etc.
Bruken av ENMV-4-BK-moduler sammen med sensorer i E2A-serien kan redusere antall kontrollkabler i en høyspentcelle betydelig, øke påliteligheten til bryterutstyret og organisere et effektivt forriglingssystem.
Diskrete inngangs-/utgangsmoduler er så nær diskrete signalsensorer som mulig. Modulene er koblet til hovedenheten for grensesnitt med USSH-D prosessbussen ved hjelp av et industrielt CAN-nettverk.
Det foreslåtte diskrete input/output-systemet, basert på bruk av et industrielt CAN-nettverk, har muligheten til å diagnostisere både selve nettverket og individuelle sensorer og kontrollenheter for vakuumbrytere. For å implementere operasjonelle låser, er programmerbar logikk gitt i USSh-D-grensesnittenheten som utvikles.
Det ideelle alternativet for å koble relébeskyttelse og automasjonsenheter til USSH-D er tilkobling via et digitalt grensesnitt, som krever oppgradering av relébeskyttelse og automatiseringsenheter. Et mellomalternativ innebærer bruk av en tilleggsmodul ENMV-4-MS, styrt fra USSh-D, som konverterer den digitale koden til diskrete signaler for det automatiske verneutstyret.
Alternativ 3
Det tredje alternativet er en full implementering av en digital celle (fig. 5).
Ris. 5. Blokkdiagram av den tredje versjonen av en digital celle
Det tredje alternativet bruker USSh-T, USSh-N, USSh-D prosessbuss-grensesnittenheter som de grunnleggende komponentene i en digital celle. De er alle utviklet på grunnlag av den analoge prosessbusskobleren ENMU og den diskrete prosessbusskoblingen ENCB. Utviklingen av grensesnittenheter med prosessbussen har blitt utført av spesialister fra JSC Engineering Center Energoservice siden 2011. Enhetene har en modulær struktur. Hovedmoduler: strømmodul for tilkobling til måle- og reléviklingene til strømtransformatoren, spenningsmodul, prosessormodul, diskret inngangs-/utgangsmodul, strømmodul. Hver har flere modifikasjoner.
Behovet for å utvikle ulike modifikasjoner av strømmoduler og spenningsmoduler er assosiert både med implementeringen av grensesnittenheter (MU, Merging Unit), for eksempel ved bruk av optiske strømsensorer eller strømsensorer som bruker en Rogowski torus, kapasitive eller resistive spenningssensorer, og med implementering av en spesiell type enhetsgrensesnitt – SAMU (Stand-Alone Merging Unit), koblet til tradisjonelle strøm- og spenningstransformatorer.
Hvis ENMU brukes som en SAMU, blir følgende mulige driftsmoduser satt ved konfigurering: dannelse av separate eller kombinerte datastrømmer fra reléet og måleviklinger til strømtransformatoren for samplede verdier og for vektormålinger. De siste modifikasjonene av ENMU gir samtidig overføring av tre strømmer av samplede verdier (sv256, sv80M, sv80P), og PRP-reservasjonsprotokollen (IEC 62439-3) er implementert.
ENMU-prosessbusskoblingene er ikke bare utviklet for bruk i koblingsanlegg 110 kV og over. De totale dimensjonene og vekten til ENMU-enheter gjør at de kan installeres i relérom av høyspentceller på 6–20 kV. For SESH-70 digitale celler utvikles spesialiserte analoge og diskrete enheter for grensesnitt med prosessbussen basert på ferdige moduler.
Det skal bemerkes at i en digital celle er det mulig å bruke både en kombinert analog enhet for grensesnitt med prosessbussen (USSh), og en gjeldende enhet for grensesnitt med prosessbussen (USSh-T), samt en enhet for spenningsgrensesnitt med prosessbussen (USSH-N).
Det tredje alternativet gir en intern prosessbuss som bruker en punkt-til-punkt-topologi og en ekstern prosessbuss, dataene for disse genereres av bay-kontrolleren ved å konsolidere datastrømmer fra USSh-T, USSh-N og prosessbuss-grensesnittenheten med diskrete USSh-D-sensorer. Datakonsolidering kan gjøres ved å kombinere samplede strøm- og spenningsverdier, eller ved å kombinere samplede strøm- og spenningsverdier med GOOSE-meldinger.
Hvis det er nødvendig å utvide funksjonaliteten til lokal beskyttelse og automatisering, kan en ekstra relébeskyttelsesenhet også kobles til via et punkt-til-punkt-skjema. For å implementere andre relébeskyttelses- og automatiseringsenheter (sentralisert relébeskyttelse og automatiseringsenheter, differensiell beskyttelse av linjer, busser, sentraliserte rutine- og nødautomatiseringsenheter), er det nødvendig å koble tilkoblingskontrolleren til 6–20 kV-koblingsanleggets prosessbussen via en bytte om. Et av de mulige alternativene er bruk av nettverksenheter som utfører funksjonene til en spesiell kommunikasjonsadapter for nettverk med RedBox-redundans (Redundancy Box) og en svitsj som støtter HSR- eller PRP-redundansprotokoller. De angitte nettverksenhetene ble nevnt når den første versjonen av den digitale cellen ble beskrevet.
I det vurderte alternativet antas det å bruke en multifunksjonell ESM-enhet (fig. 6), som, i motsetning til ENIP-2, i tillegg utfører funksjonene til en kommersiell strømmåler, en enhet for måling av strømkvalitetsindikatorer og en synkronisert vektormåling enhet. Spesialister ved ZAO Engineering Center Energoservice utvikler to hovedmodifikasjoner av ESM: med analoge innganger og digitale innganger i samsvar med IEC 61850-9-2.
