100
АНАЛИТИКА
СЕТИ РОССИИ
100
п
о
д
с
т
а
н
ц
и
и
подст
анции
В
настоящее
время
одним
из
наиболее
актуальных
направлений
развития
технологии
автоматизации
электро
-
энергетических
объектов
является
формирование
и
внедрение
проектов
,
выпол
-
ненных
в
соответствии
с
концепцией
«
Цифро
-
вая
подстанция
».
Существует
принципиальное
различие
в
подходах
к
интерпретации
данного
термина
.
Объединяет
все
взгляды
наличие
об
-
щей
цифровой
модели
автоматизации
электро
-
энергетического
объекта
,
при
помощи
которой
должна
осуществляться
взаимосвязь
различ
-
ных
устройств
и
элементов
в
общую
систему
.
Различаются
подходы
к
определению
термина
глубиной
инновационных
решений
при
их
прак
-
тической
реализации
.
Наиболее
преуспевшие
в
этом
направлении
производители
позволяют
осуществить
переход
к
полностью
централизо
-
ванной
системе
защиты
и
управления
,
вклю
-
чающей
в
себя
головной
процессор
,
выполня
-
ющий
весь
комплекс
функций
автоматизации
электроэнергетического
объекта
.
Психологи
-
ческим
барьером
подобного
решения
является
кажущееся
сокращение
показателей
надёжно
-
сти
системы
.
Однако
сравнительный
анализ
архитектурных
решений
,
выполняемый
произ
-
водителями
централизованных
систем
защит
и
управления
,
напротив
свидетельствует
об
уве
-
личении
данных
показателей
для
централизо
-
ванных
систем
по
сравнению
с
традиционными
.
Главной
проблемой
,
стоящей
перед
сете
-
выми
организациями
,
является
отсутствие
нор
-
мативных
документов
,
регламентирующих
пра
-
вила
расчёта
показателей
надёжности
защит
энергообъектов
и
позволяющих
достоверно
оценить
целесообразность
внедрения
иннова
-
ционных
решений
.
А
отсутствие
полноценных
технических
условий
и
требований
для
данных
проектов
затрудняет
быстрый
переход
к
серий
-
ному
использованию
автоматизированных
си
-
стем
защит
и
управления
.
В
2014
году
в
компании
АО
«
ОЭК
»
были
разработаны
и
утверждены
технические
тре
-
бования
к
пилотному
проекту
по
автоматиза
-
ции
существующего
РТП
.
В
проекте
предпо
-
лагается
реализовать
наиболее
амбициозный
подход
к
воплощению
концепции
«
Цифровая
подстанция
».
В
соответствии
с
данными
требо
-
ваниями
руководством
компании
было
выбрано
РТП
10
кВ
,
расположенное
в
центральном
рай
-
оне
распределительных
электрических
сетей
на
территории
г
.
Москва
.
Специалистами
была
проведена
работа
по
анализу
существующих
на
рынке
фирм
-
производителей
и
конкретных
предложений
на
поставку
системы
защиты
и
управления
для
распределительных
сетей
с
целью
выбора
наиболее
эффективного
как
в
части
инновационных
технологий
,
так
и
в
части
экономической
окупаемости
при
серийном
ис
-
пользовании
данной
системы
в
дальнейшем
.
В
итоге
выбор
был
сделан
в
пользу
ООО
«
Ла
-
боратория
интеллектуальных
сетей
и
систем
»
(
ООО
«
ЛИСИС
»)
как
одного
из
основоположни
-
ков
развития
технологии
в
России
.
Подрядчиком
было
предложено
решение
по
реализации
концепции
посредством
установки
на
РТП
программно
-
технического
комплекса
собственной
разработки
под
наименованием
iSAS (
рис
. 1).
Работоспособность
данного
ком
-
плекса
была
подтверждена
в
ходе
успешных
испытаний
на
специализированном
полигоне
ОАО
«
НТЦ
ФСК
ЕЭС
»,
что
засвидетельствова
-
но
подписанными
протоколами
испытаний
.
Все
задачи
защиты
и
управления
в
ПТК
выполня
-
ются
при
помощи
программных
блоков
,
реали
-
зующих
соответствующие
алгоритмы
,
которые
устанавливаются
на
головной
промышленный
сервер
.
Исходя
из
условий
требования
надёж
-
ности
,
было
принято
решение
о
резервирова
-
нии
основного
сервера
другим
таким
же
.
Источниками
данных
в
цифровом
формате
служат
устройства
сопряжения
с
шиной
про
-
цесса
(
так
называемые
Merging Units),
уста
-
новленные
непосредственно
в
ячейках
рас
-
пределительного
устройства
,
производства
российской
компании
«
Компания
ДЭП
».
Дан
-
ные
устройства
подключаются
к
аналоговому
измерительному
и
силовому
коммутационному
оборудованию
и
служат
преобразователями
аналоговых
величин
и
дискретных
сигналов
о
Реализация пилотных
проектов «Цифровой
подстанции в АО «ОЭК»
Алексей ДОЛГОВ, начальник Управления РЗА АО «ОЭК»
101
№
6 (33) 2015
101
положении
коммутационных
аппаратов
в
цифровую
информацию
.
При
появлении
управляющих
воздей
-
ствий
устройства
осуществляют
взаимодействие
с
силовым
оборудованием
,
посылая
на
них
сигналы
отключения
.
Сигналы
от
всех
устройств
низшего
уровня
ком
-
плекса
обрабатываются
и
поступают
в
головные
серверы
посредством
цифровых
коммутаторов
,
под
-
держивающих
обмен
данными
по
стандартам
МЭК
61850-9-2LE/
МЭК
61850-8-1 (GOOSE)
и
имеющих
встроенный
сервер
точного
времени
.
Удалённый
доступ
к
цифровому
РТП
осуществляется
при
по
-
мощи
3G-
роутера
,
находящегося
непосредственно
на
объекте
,
и
двух
3G-
модемов
,
установленных
в
офисе
компании
.
Данный
способ
организации
связи
предполагается
на
первом
этапе
внедрения
проекта
.
Далее
будет
осуществлена
полная
интеграция
ПТК
посредством
оптических
каналов
связи
в
существу
-
ющую
систему
АСУ
ТП
.
Аппаратной
основой
каждого
комплекса
явля
-
ется
многопроцессорная
серверная
система
,
на
которую
устанавливаются
операционная
система
Linux
и
прикладное
ПО
iSAS.
К
основным
функциям
планировщика
ресурсов
,
входящего
в
iSAS,
отно
-
сится
контроль
времени
выполнения
каждого
про
-
цесса
,
эффективная
приоритезация
функций
и
осу
-
ществление
доступа
этих
процессов
к
аппаратным
ресурсам
.
Базовое
прикладное
ПО
осуществляет
разделение
информационного
пространства
на
три
контейнера
:
контейнер
жёсткого
реального
време
-
ни
,
контейнер
мягкого
реального
времени
и
контей
-
нер
модулей
не
критичных
ко
времени
исполнения
.
Исходя
из
данного
разбиения
,
планировщиком
ре
-
сурсов
происходит
выделение
процессорного
вре
-
мени
и
прочих
аппаратных
ресурсов
той
или
иной
технологической
функции
.
Помимо
этого
,
базовая
система
обеспечивает
интерфейс
взаимодействия
модулей
между
собой
.
Элементарные
функции
системы
представляют
собой
логические
узлы
,
которые
создаются
в
систе
-
ме
Matlab,
тестируются
там
,
после
чего
при
помощи
специальных
конвертеров
транслируются
в
про
-
граммные
модули
,
интегрируемые
в
общую
систему
.
Значительным
преимуществом
данного
подхода
,
в
плане
осуществления
релейной
защиты
энергообъ
-
екта
,
является
то
,
что
подобная
модель
позволяет
свободно
изменять
алгоритмы
работы
системы
по
-
средством
замены
одного
файла
Matlab
на
другой
,
без
изменения
кода
системы
.
Таким
образом
,
можно
свободно
менять
алгоритмы
защит
по
своему
усмо
-
трению
,
устанавливать
на
всех
вновь
вводимых
объ
-
ектах
только
те
алгоритмы
,
которые
прошли
провер
-
ку
временем
и
зарекомендовали
себя
с
наилучшей
стороны
.
Рис
. 1.
Схема
установки
на
РТП
программно
-
технического
комплекса
под
наименованием
iSAS
разработки
ООО
«
ЛИСИС
»
102
СЕТИ РОССИИ
Конфигурирование
программно
-
технического
комплекса
производится
при
помощи
файла
форма
-
та
SCL
в
полном
соответствии
со
стандартом
МЭК
61850.
На
основании
данного
файла
в
центральном
процессоре
запускаются
соответствующие
модули
объектной
модели
,
построенной
на
базе
матема
-
тических
алгоритмов
Matlab,
с
определёнными
на
-
стройками
и
взаимосвязями
.
Возможность
измене
-
ния
интерфейса
программного
комплекса
позволяет
эффективно
использовать
и
управлять
системой
в
разных
ситуациях
.
На
базе
программно
-
технического
комплекса
за
-
щиты
и
управления
РТП
10
кВ
осуществлены
следу
-
ющие
модули
:
•
функциональная
подсистема
релейной
защиты
и
автоматики
(
РЗА
);
•
функциональная
подсистема
телемеханики
(
ТМ
);
•
функциональная
подсистема
контроля
качества
электроэнергии
(
ККЭ
);
•
функциональная
подсистема
автоматической
системы
технического
учёта
электроэнергии
(
АСТУЭ
).
Функциональная
подсистема
РЗА
предназначена
для
осуществления
функций
релейной
защиты
всех
элементов
РТП
10
кВ
.
Согласно
технологии
«
циф
-
ровая
подстанция
»,
вторичные
цепи
энергообъек
-
та
выполняются
в
виде
высокоскоростных
каналов
передачи
данных
,
обеспечивающих
транспорт
из
-
меренных
и
преобразованных
в
цифровой
вид
мгно
-
венных
значений
тока
и
напряжения
,
а
также
поло
-
жений
коммутационных
аппаратов
для
выполнения
всех
задач
защиты
и
управления
.
Централизован
-
ный
модуль
РЗА
представляет
собой
программную
функцию
,
выполненную
по
принципу
«
логического
устройства
»
стандарта
МЭК
61850.
К
полному
времени
срабатывания
модуля
релей
-
ной
защиты
в
этом
случае
необходимо
отнести
вре
-
мя
передачи
цифровой
информации
по
каналам
свя
-
зи
,
что
приводит
к
увеличению
данного
показателя
.
Стандартом
МЭК
61850
предъявляются
строгие
тре
-
бования
к
коммутационному
оборудованию
с
обяза
-
тельным
приоритетом
отдельных
видов
сообщений
.
Время
передачи
информации
для
целей
релейной
защиты
в
распределительных
сетях
ограничивается
2
мс
,
в
магистральных
— 0,6
мс
.
К
бесспорным
преимуществам
подобного
спосо
-
ба
организации
системы
релейной
защиты
следует
отнести
функциональную
гибкость
набора
защит
.
Перечень
используемых
алгоритмов
может
уста
-
навливаться
по
усмотрению
эксплуатирующей
ор
-
ганизации
.
Ярким
примером
является
использова
-
ние
дифференциальной
защиты
шин
10
кВ
,
помимо
стандартной
для
объекта
данного
класса
напряже
-
ния
логической
защиты
шин
.
Данное
решение
,
при
выполнении
его
традиционным
способом
,
привело
бы
к
существенным
финансовым
издержкам
и
было
бы
нецелесообразно
.
Применение
концепции
«
циф
-
ровая
подстанция
»
открывает
кардинально
новый
подход
как
к
формированию
требований
к
надёжно
-
сти
энергосистемы
,
так
и
к
возможностям
её
реали
-
зации
.
Рис
. 2.
Схема
работы
модуля
103
№
6 (33) 2015
Схема
работы
модуля
представлена
на
рис
. 2.
Полученные
значения
по
протоколу
SV
от
устройств
сопряжения
с
шиной
поступают
в
логический
узел
RMXU,
где
они
преобразуются
в
векторную
форму
.
Именно
в
таком
виде
они
участвуют
в
дальнейшем
преобразовании
в
логических
узлах
защит
.
Парал
-
лельно
сюда
же
поступают
данные
о
положениях
коммутационных
аппаратов
по
протоколу
GOOSE.
На
выходе
,
после
сравнения
с
уставками
,
формиру
-
ются
сигналы
запуска
защит
и
сигналы
отключения
,
которые
поступают
в
отдельный
модуль
логики
от
-
ключения
вместе
с
данными
о
состоянии
выключа
-
телей
.
В
случае
срабатывания
защиты
формируется
сигнал
телеуправления
на
отключение
выключа
-
теля
,
который
передаётся
по
протоколу
GOOSE
в
устройство
сопряжения
с
шиной
процесса
.
Функциональный
модуль
телемеханики
предназначен
для
выполнения
функций
автома
-
тизированной
системы
управления
электроэнер
-
гетическим
объектом
.
Концептуально
подсистема
выполняется
аналогичным
образом
,
в
виде
про
-
граммной
функции
.
Модуль
телемеханики
в
ПТК
выполняет
функции
оперативного
управления
,
об
-
мена
информацией
с
вышестоящим
уровнем
и
мо
-
ниторинга
основного
и
вспомогательного
силового
оборудования
.
К
основным
задачам
оперативного
управления
относятся
:
отображение
текущего
со
-
стояния
коммутационного
оборудования
и
анало
-
говых
величин
технологического
процесса
;
про
-
граммная
реализация
оперативных
блокировок
;
регистратор
аварийных
событий
с
выдачей
преду
-
предительных
сигналов
,
записью
и
хранением
не
-
обходимой
информации
для
полноценного
анализа
произошедших
событий
.
Функциональный
модуль
технического
учё
-
та
электроэнергии
используется
для
измерения
активной
и
реактивной
энергии
прямого
и
обратно
-
го
направления
,
фиксации
максимумов
мощности
,
измерения
параметров
трёхфазной
сети
на
основе
обработки
цифрового
потока
мгновенных
значений
тока
и
напряжения
.
Подсистема
технического
учёта
электроэнергии
также
позволяет
реализовать
соз
-
дание
и
хранение
архива
регистрируемых
данных
с
выполнением
функций
самодиагностики
корректной
работы
.
Мгновенные
значения
тока
и
напряжения
пере
-
даются
из
устройств
измерения
по
шине
процесса
через
коммутаторы
ЛВС
в
центральный
процессор
.
Там
при
помощи
логических
узлов
происходит
вы
-
числение
действующих
значений
электрических
ве
-
личин
и
расчёт
энергии
.
Значения
данных
по
энер
-
гопотреблению
записываются
в
архив
данных
.
Из
архива
и
узлов
,
обеспечивающих
вычисление
пара
-
метров
электросети
в
реальном
времени
,
информа
-
ция
может
быть
прочитана
при
помощи
интерфейса
чтения
HML,
а
также
передана
смежным
системам
или
на
вышестоящие
уровни
иерархической
инфор
-
мационной
системы
.
Функциональный
модуль
контроля
качества
электроэнергии
применяется
для
контроля
по
-
казателей
качества
электрической
энергии
в
соот
-
ветствии
с
ГОСТ
32144-2013.
Подсистема
позволя
-
ет
производить
измерения
показателей
качества
электроэнергии
в
режиме
реального
времени
,
архи
-
вировать
значения
,
объединённые
на
интервалах
в
соответствии
с
ГОСТ
30804.4.30-2013,
публиковать
автоматизированный
отчёт
о
соответствии
ПКЭ
за
-
данным
нормам
.
Информация
доступна
для
визуа
-
лизации
через
HMI,
а
также
для
передачи
смежным
системам
.
Для
успешной
приёмки
программно
-
техническо
-
го
комплекса
из
наладки
и
его
дальнейшей
эксплу
-
атации
сотрудники
компании
прошли
обучение
на
первом
в
Российской
Федерации
учебном
полигоне
ОАО
«
НТЦ
ФСК
ЕЭС
»,
построенном
в
полном
со
-
ответствии
со
стандартом
МЭК
61850.
На
данном
полигоне
осуществлена
интеграция
оборудования
релейной
защиты
и
автоматики
различных
произво
-
дителей
и
проводится
сертификация
всего
оборудо
-
вания
на
соответствие
требованиям
стандарта
.
Ра
-
нее
на
нём
была
успешно
проведена
сертификация
ПТК
iSAS.
В
современных
условиях
развития
российской
экономики
перед
энергокомпаниями
стоит
задача
в
сжатые
сроки
овладеть
передовыми
технологиями
.
Таким
образом
,
возрастает
потребность
в
принципи
-
ально
новых
инженерных
решениях
,
адаптирован
-
ных
к
практическим
реалиям
отрасли
и
обеспечива
-
ющих
стабильный
прогнозируемый
экономический
эффект
от
внедрения
.
Технология
«
цифровая
под
-
станция
»
в
настоящее
время
является
одной
из
самых
перспективных
и
инновационных
,
что
под
-
тверждает
её
включение
в
шорт
-
лист
приоритетных
технологий
,
подготовленный
Министерством
энерге
-
тики
РФ
в
2015
году
.
Она
позволяет
получить
целый
ряд
объективных
преимуществ
эксплуатирующим
организациям
,
среди
которых
и
существенная
эконо
-
мическая
выгода
,
открывает
возможность
обеспече
-
ния
принципиально
нового
уровня
автоматизации
и
надёжности
энергосистемы
в
целом
.
Реализация
пилотных
проектов
на
энергообъек
-
тах
АО
«
ОЭК
»
в
полном
соответствии
с
концепци
-
ей
,
в
черте
города
Москвы
,
в
условиях
повышенной
концентрации
инженерных
ресурсов
позволит
более
детально
изучить
все
проблемы
и
возможности
,
свя
-
занные
с
дальнейшим
развитием
направления
,
и
продвинуться
вперёд
в
вопросе
разработки
методо
-
логических
основ
,
в
соответствии
с
которыми
станет
возможным
осуществить
переход
к
серийному
вне
-
дрению
подобных
проектов
на
практике
.
В
ближай
-
шее
время
будет
произведён
и
опубликован
техни
-
ко
-
экономический
анализ
эффективности
перехода
на
типовое
решение
в
условиях
распределительных
сетей
города
Москва
,
с
учётом
повышенных
требо
-
ваний
,
предъявляемых
к
энергоснабжению
потреби
-
телей
на
территории
мегаполиса
.
Программно
-
технический
комплекс
iSAS
явля
-
ется
российской
инновационной
разработкой
,
про
-
изводится
на
территории
страны
,
и
конечными
ли
-
цензионными
правами
на
программное
обеспечение
обладают
,
исключительно
,
резиденты
РФ
.
Данное
обстоятельство
является
актуальным
в
условиях
активной
политики
импортозамещения
,
проводимой
Правительством
Российской
Федерации
.
Оригинал статьи: Реализация пилотных проектов «Цифровой подстанции в АО «ОЭК»
В настоящее время одним из наиболее актуальных направлений развития технологии автоматизации электроэнергетических объектов является формирование и внедрение проектов, выполненных в соответствии с концепцией «Цифровая подстанция». Существует принципиальное различие в подходах к интерпретации данного термина. Объединяет все взгляды наличие общей цифровой модели автоматизации электроэнергетического объекта, при помощи которой должна осуществляться взаимосвязь различных устройств и элементов в общую систему. Различаются подходы к определению термина глубиной инновационных решений при их практической реализации.
