The First Digital Substation in the Moscow Region

Page 1
background image

The MAIN JOURNAL for POWER GRID SPECIALISTS in RUSSIA

3 - 6   J U N E   2 0 1 9

MADRID, SPAIN

The MAIN JOURNAL for POWER GRID SPECIALISTS in RUSSIA

3 - 6   J U N E   2 0 1 9

MADRID, SPAIN


Page 2
background image

1

8

s

m

a

r

t

 g

r

id

smart grid

Th

 e First

Digital Substation

in the Moscow Region

OVERALL DESIGN SOLUTIONS REGARDING TO SUBSTATION 

PRIMARY EQUIPMENT AND ITS MONITORING SYSTEMS

110  kV  SF6  gas  insulated  switchgear 

(GIS) of the substation is performed us-

ing "two main busbars" scheme. It is de-

signed for connecting four transmission 

lines,  two  transformers  and  a  busbar 

coupler. 110 kV SF6 GIS produced by 

"VO  "Elektroapparat"  JSC  is  equipped 

with  advanced  monitoring  system,  in-

cluding: 

 

– partial discharge monitoring system 

(designed for monitoring 110 kV GIS 

insulation condition and determining 

defect  type  and  location  through 

embedded expert system);

 

– system for monitoring circuit break-

ers condition (designed to calculate 

mechanical wear of circuit breakers 

and commutation life of the contact 

elements);

 

– monitoring system of feeders current 

and buses voltage as well as moni-

toring switching devices position and 

condition.

Two  80  MVA  power  transformers 

manufactured  by  "Togliatti  Transform-

er", LLC are equipped with monitoring 

system including the following: 

 

– monitoring system of critical dissipa-

tion (control of transformer oil level);

 

– online  monitoring  of  high-voltage 

bushings;

 

– control of transformer windings cur-

rent  and  OLTC  position  (OLTC  — 

on-load tap changing);

 

– chromatic  monitoring  of  the  trans-

former oil condition (to fi nd a defect 

in transformer insulation initially and 

to predict the technical condition).

110  kV  GIS  and  transformers 

monitoring  system,  controlling  about 

400 signals and measurements in to-

tal, is used for automatic assessment 

of the substation equipment technical 

condition,  incipient  failure  detection 

and  prediction,  forecasting  and  simu-

lating load capacitance and equipment 

remaining life.

As a result, the system provides cut-

ting of operational costs for equipment 

maintenance  and  repair,  as  well  as 

improving  the  effi  ciency  of  equipment 

monitoring.

It is worth noting that low-resistance 

neutral  grounding  of  20  kV  power 

transformer  windings  can  signifi cantly 

increase  the  safety  of  personnel  and 

popu lation  during  one-phase  short  cir-

cuit in 20 kV distribution network. 

OVERALL DESIGN SOLUTIONS REGARDING TO AUTOMATED 

PROCESS CONTROL SYSTEM AND RELAY PROTECTION

AND AUTOMATION SYSTEM 

The main unique feature of 110 kV "Med-

vedevskaya" digital substation is a mark-

edly diff erent structure of automated pro-

cess control system and relay protection 

and  automation  system  in  comparison 

with traditional facilities.

Martikhin 

А

.Y., 

Head of Relay Protection and Automation Department of Moscow 

High-voltage Networks — branch of PJSC "MOESK"

Rybin I.S.,

 Deputy Head of Relay Protection and Automation Department of Moscow 

High-voltage Networks — branch of PJSC "MOESK"

Guriev 

А

.V., 

Chief Project Engineer of EKRA Research and Production Enterprise Ltd.

In May 2018 the 110 kV "Medvedevskaya" substation was brought 
into operation in Moscow High-voltage Networks (a branch of 
PJSC “MOESK”). It is the 

 rst digital substation in the Moscow 

region. This paper presents its key features and differences from 
substations where traditional technologies are applied.


Page 3
background image

1

9

The  function  of  relay  protection 

and  automation  equipment  is  per-

formed  by  BE2502  and  BE2704 

microprocessing  terminals  manu-

factured  by  EKRA  Research  and 

Production Enterprise Ltd. Data ac-

quisition  and  transmission  system 

of the substation is made in accor-

dance with IEC 61850 requirements 

and is divided into three subsystems 

(in fact, local area networks formed 

by routers and communication optic 

fi ber cables).

Analog  data  transmission  from 

the  primary  measuring  equipment 

(voltage  and  current  transformers) 

is  performed  through  the  "process 

bus" in accordance with IEC 61850-

9.2LE (Figure 1).

Current and voltage magnitudes 

measured by traditional electromag-

netic voltage and current transform-

ers are digitized by interface devices 

and transmitted as Sampled Values 

signals to the "process bus". Any re-

lay protection and automation equip-

ment  can  obtain  these  measuring 

data when required. 

Digital  signals  between  relay 

protection  and  automation  devices 

(Figure  2),  as  well  as  signals  from 

relay protection devices to switching 

devices are transmitted via the "data 

bus" in GOOSE (Generic Object Ori-

ented  Substation  Events)  message 

format.  These  signals  can  be  also 

received and processed by any de-

vice capable to read them.

Finally, signals intended for au-

tomated  process  control  system 

AMU1 

ТА1 

ТА2 

AMU2 

Process bus (IEC 61850-9.2LE)

Main
protection

Back-up
protection

Circuit
breaker fail
protection

 

Differential
busbar
protection

 

DMU1

110 kV

circuit

breaker

DMU2

Substation busbar (IEC 61850-8.1)

Main
protection

Back-up
protection

Circuit
breaker fail
protection

 

Differential
busbar
protection

 

Fug. 2. Substation busbar
with data transmission according
to IEC 61850-8.1

Fug. 1. "Process bus" with
data transmission according 
to IEC 61850-9.2LE

operation  and  its  connection  with 

relay  protection  and  automation 

system  are  transmitted  through 

a  special  data  bus  in  the  MMS 

format  (Manufacturing  Message 

Specifi cation).

Time  server  is  used  for  ensur-

ing  coordinated  functioning  of  data 

buses based on PRP. Time synchro-

nization is performed via the PTPv2 

protocol. Separate package of emer-

gency events registration is used for 

The 25th CIRED Session 
Special issue, June 2019


Page 4
background image

20

digital signals registration and moni-

toring (SV, GOOSE, MMS). Thus, the 

concept of using technological infor-

mation exchange protocols in accor-

dance  with  IEC  61850  (Figure  3)  is 

fully implemented in 110 kV "Medve-

devskaya" substation.

As we can see, the fundamental 

structural  diff erence  of  such  a  net-

work is the connection between de-

vices via data buses instead of Peer-

to-Peer connection.

Moreover,  the  full  signal  separa-

tion of relay protection and automa-

tion system and automated process 

control  system  has  been  applied. 

This  decision  was  made  taking  into 

account  the  current  organization 

structure of operating company and 

segregation  of  responsibility  zones 

of  relay  protection  and  automation 

department  and  automated  process 

control system department. Besides, 

the  decision  concerning  full  signal 

separation  provides  an  unobvious 

advantage:  relay  circuits  are  all-

insulated  from  external  information 

networks.  In  this  regard,  special  in-

formation security issues and special 

hardware and software data security 

of substation key elements were not 

required  during  substation  design 

and commis sioning.

The  functions  of  relay  protection 

and  automation  system  are  totally 

traditional.  The  selection  of  protec-

tion functions is executed based on 

PJSC  "MOESK"  requirements.  The 

implementation  of  relay  protection 

based on digital local computer net-

works has little in common with the 

usual  way  of  relay  protection  op-

eration (with a big number of copper 

connections).

The  automated  process  control 

system of the substation (Figure 4) 

is  executed  based  on  the  EVICON 

software  and  hardware.  Herewith, 

automated  process  control  system 

and automatic remote control are in-

extricably linked. These subsystems 

are  usually  separated  in  the  tradi-

tional  substations.  Single  test  and 

self-diagnostics system of EVICON 

software  and  hardware  as  well  as 

communication hubs and communi-

cations links (commutation switches 

and  optical  fi ber  communication 

lines) provide reliable equipment op-

eration. This approach allowed engi-

neers  to  cut  substantially  the  costs 

of  equipment  used  for  collecting 

and  processing  of  primary  analog 

and digital signals. At the same time 

separated servers of automated pro-

cess  control  system  and  automatic 

remote control eliminate the risk (at 

failure) of losing substation observ-

ability and controllability.

The  automated  process  control 

system and automatic remote control 

in  "Medvedevskaya"  substation  are 

designed  to  complete  the  following 

tasks: 

 

– maintenance  of  online  database 

related  to  operation  modes  and 

condition  of  substation  equip-

ment; 

 

– visualization  and  control  of  cur-

rent mode parameters (key single 

line diagram, condition of substa-

tion electric equipment);

 

– execution of prealarm and alarm 

system functions; 

 

– remote and local control of prima-

ry  equipment  (power  transform-

ers, switching devices, etc.);

 

– data  reporting  to  the  operations 

control  centers  of  the  Moscow 

Regional  Dispatching  Offi  ce, 

network control center of MOESK 

and  Moscow  High-voltage  Net-

works through standard protocols 

(IEC 60870-5-104);  

 

– data backup and information stor-

age;

 

– ensuring  information  security  of 

automated  process  control  sys-

tem;

 

– preparation  of  reporting  docu-

ments. 

DIGITAL SUBSTATION 

PROJECT ADVANTAGES

Afore-mentioned principles of relay 

protection operation in the substa-

tion have the following advantages:

1.  Cutting  the  costs  for  equipment 

maintenance  due  to  advanced 

diagnostics  and  monitoring  sys-

tem  of  primary  equipment,  au-

tomated  process  control  system 

equipment  and  relay  protection 

and automation equipment.

Fig. 3. Data exchange network of 110 kV "Medvedevskaya" digital substation

20 kV

RPA 

Dispatching control

Substation technological systems

Process bus

(IEC 61850-9.2LE)

Relay

protection and

automation

Relay

protection and

automation

Substation busbar

no. 1 GOOSE

(IEC 61850-8.1)

Substation busbar

no. 2 MMS

(IEC 61850-8.1)

Automated

control system

ACS + ARC

***

RPA

*

EER

**

Time

Server

AMU

DMU

SMART GR

I

*RPA – Relay Protection and Automation
**EER – Emergency Events Recorder
***ARC – Automatic Remote Control


Page 5
background image

2

1

2.  Ongoing  monitoring  of  commu-

nication  links  between  devices. 

Optical  links  condition  is  con-

stantly monitored, as opposed to 

copper wires.

3.  Traditional  current  and  voltage 

transformers are used as prima-

ry  measuring  equipment.  They 

have considerably less cost, than 

digital measuring equipment (op-

tical  current  transformers,  Hall 

transducers, etc.) 

4.  Considerable  current  decrease 

of current transformer secondary 

windings. 

5.  Ensuring full reservation of com-

munication  links  between  relay 

protection  and  automation  de-

vices. Each subsystem (or data 

bus) is executed as two exactly 

alike  networks  A  and  B.  These 

subsystems  and  applied  soft-

ware-based  methods  provide 

PRP reservation (parallel reser-

vation). At failure of any network 

element the operation continues 

through  operable  network  with-

out loss of system availability in 

general and in certain areas.

6.  Relay protection and automation 

system  fl exibility.  In  the  digital 

substation,  transforming  links 

between  devices  require  only 

change of network software con-

fi guration,  unlike  traditional  sub-

stations  where  implementation 

of new relay protection and auto-

mation  functions  requires  laying 

of new cable links. 

7.  Integration  into  the  system  of 

diff erent-type  equipment  from 

various  manufacturers  without 

intermediate  converters  and 

gateway  software  provides  the 

guaranteed  data  delivery  and 

fast response of the system.

8.  No  need  in  extensive  repair  of 

cable communication lines. Dam-

aged cables search and their re-

placement  are  required  only  in 

traditional substations (not digital 

substations). 

In  the  framework  of  regulatory 

changes  and  the  subsequent  digi-

talization  of  power  industry,  digital 

substation will provide other advan-

tages:

 

– remote change of devices setup 

and confi guration to cut the costs 

for substation maintenance; 

 

– more  fl exibility  regarding  func-

tions  and  algorithms  of  relay 

protection  and  automation  sys-

tem; application of functions and 

algorithms  which  implementa-

tion  is  impossible  in  traditional 

substations;

 

– proceeding to "condition-based" 

maintenance  (to  cut  the  main-

tenance  costs  and  to  improve 

relay protection and automation 

system reliability);

 

– improved  algorithms  of  relay 

protection  and  automation 

functions  reservation  (use  of 

standard  designs  for  new  con-

structed and reconstructed sub-

stations).  

RPA

EER

Operating DC 

voltage system

0.4 kV

auxiliaries board

APCS Server

Communication equipment

Power

quality

indexes

Engineering

systems

Substation busbar 

no. 2

"Medvedevskaya"

substation

WKS

SF-6 GIS

Moscow High-voltage Networks

dispatching point

MOESK dispatching point

SO UPS dispatching point

Fig. 4. Block schematic diagram of automated process control system hardware and software

20 kV switchgear

The 25th CIRED Session 
Special issue, June 2019


Читать онлайн

In May 2018 the 110 kV “Medvedevskaya” substation was brought into operation in Moscow High-voltage Networks (a branch of PJSC “MOESK”). It is the fi rst digital substation in the Moscow region. This paper presents its key features and differences from substations where traditional technologies are applied.

Поделиться:

Спецвыпуск «Россети» № 1(24), март 2022

Учебно-тренировочный комплекс ПАО «Россети Ленэнерго» по обучению современным цифровым технологиям

Цифровая трансформация / Цифровые сети / Цифровая подстанция Подготовка кадров
Виктор Катенев, Артем Суворов (ПАО «Россети Ленэнерго»)
Спецвыпуск «Россети» № 1(24), март 2022

Передовые технологии группы компаний «Россети»

Управление сетями / Развитие сетей Цифровая трансформация / Цифровые сети / Цифровая подстанция
Григорий Гладковский, Дмитрий Капустин (ПАО «Россети»), Эльдар Магадеев (НТС «Россети» / «Россети ФСК ЕЭС»)
«ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача и распределение»