Цифровые электроэнергетические системы промышленных предприятий Тема: Автоматизация систем электроснабжения - к.т.н., доцент кафедры ...
←
→
Транскрипция содержимого страницы
Если ваш браузер не отображает страницу правильно, пожалуйста, читайте содержимое страницы ниже
Цифровые электроэнергетические
системы
промышленных предприятий
Тема: Автоматизация систем
электроснабжения
к.т.н., доцент кафедры Электроэнергетика,
электроснабжение и силовая электроника
Лоскутов Антон Алексеевич
Автоматизация распределительных электрических сетей
• Распределительные электрические сети напряжением 6 — 35 кВ (в ряде случаев до
110 кВ) осуществляют поставку электроэнергии практически всем потребителям:
большим и малым промышленным предприятиям, сельскому и коммунальному
хозяйству, электрифицированным железным дорогам, газопроводам и
нефтепроводам. При этом 75 % всех нарушений электроснабжения потребителей
происходит именно в распределительных электрических сетях.
• Надежность электроснабжения потребителей в этих сетях обеспечивается
комплексом технических решений:
- сооружение двух или более питающих линий (ЛЭП),
- установка на каждой подстанции (ПС) не менее двух понижающих трансформаторов,
- секционированием ЛЭП и распределительных устройств коммутационными
аппаратами,
- путем использования совершенных средств управления, защиты и автоматики
(РЗА).
2
Автоматизация распределительных электрических сетей
Современные цифровые терминалы
Многофункциональный цифровой
терминал РЗА функции автоматического
функции РЗ от всех отделения поврежденного
возможных видов участка и других
повреждений и автоматических устройств
ненормальных режимов управления в аварийном и
работы электроустановок послеаварийном режимах
функции автоматического
включения резервного
функции автоматического источника питания (АВР)
повторного включения
(АПВ) ЛЭП
возможность
функции измерения и дистанционного
записи электрических контроля и оперативного
величин, оперативного и изменения настройки
запрограммированного РЗА с помощью ЭВМ и
управления функции определения непрерывная канала связи
коммутационными места повреждения на автоматическая
аппаратами аварийно отключившейся самопроверка,
ЛЭП запоминание
событий 3
Автоматизация распределительных электрических сетей
Современные шкафы АСУ и РУ с цифровыми терминалами
4
Автоматизация распределительных электрических сетей
Помещения панелей РЗА на электромеханической элементной базе
5
Организация управления системой электроснабжения
Системой электроснабжения (СЭС) называется совокупность электроустановок,
предназначенных для обеспечения потребителей электрической энергией. Она
осуществляет единый процесс производства, передачи, распределения и
потребления электрической энергии.
Специфические особенности:
1. Быстротечность явлений – имеет место одновременность генерирования
электроэнергии и её потребления.
2. Неизбежность повреждений аварийного характера - коротких замыканий (КЗ)
или иных повреждений в электрических установках.
3. Изменение режима электропотребления, приводящие к дефициту или избытку
активной и реактивной мощности, и как следствие – к изменению таких
параметров как напряжение, частота, нагрузка на элементы СЭС.
Три режима работы СЭС:
• аварийный ;
• послеаварийный;
• нормальный
6
Организация управления системой электроснабжения
Рассмотренным режимам работы СЭС различают следующие виды автоматики СЭС:
1. Автоматика управления нормальными режимами СЭС. Она обеспечивает:
- автоматическое поддержание на заданном уровне напряжения, частоты и реактивной
мощности на шинах электрических станций;
- автоматического регулирования коэффициента трансформации трансформаторов с
устройствами регулирования под нагрузкой (автоматика РПН);
- автоматического регулирования реактивной мощности статических конденсаторов
(управление КРМ);
- автоматического регулирования возбуждения синхронных машин – синхронных
компенсаторов и синхронных двигателей (автоматика АРВ);
- автоматическое регулирование настройки компенсации дугогасящих реакторов в
электрических сетях напряжением 6-10-35 кВ (автоматика компенсации емкостных
токов).
Эти устройства автоматики обеспечивают на заданном уровне напряжение и частоту в
нормальном режиме работы системы электроснабжения, устройство АРВ стремится
поддержать напряжение в аварийных ситуациях.
7
Организация управления системой электроснабжения
2. Противоаварийная автоматика (ПА). Она должна обеспечить устойчивость
функционирования системы электроснабжения в аварийных и послеаварийных режимах. ПА
должна прежде всего ликвидировать повреждение. Это выполняют:
- устройства релейной защиты (УРЗ);
- устройства автоматического повторного включения (УАПВ).
При успешном АПВ система электроснабжения восстанавливается, а при неуспешном защита
отключает поврежденный элемент. В этом случае может нарушиться электроснабжение
потребителей и потребуется их подключение к резервному источнику питания. Для этой цели
служит устройство автоматического включения резерва (УАВР).
Аварийный режим и его ликвидация могут сопровождаться возникновением дефицита
мощности и, как следствие этого, понижением частоты и напряжения. Для их восстановления
используют:
- устройство автоматической частотной разгрузки (УАЧР) - для восстановления частоты;
- устройства токовой разгрузки (УРТ).
Назначением противоаварийной автоматики, функционирующей при интенсивных
возмущающих воздействиях, угрожающих развитием аварийной ситуации в СЭС, является
устранение возмущающего воздействия, предотвращение развития общесистемной аварии и
восстановление нормального режима работы.
Эффективность ПА определяется быстродействием и дозированием противоаварийных
управляющих воздействий, вырабатываемых на основе обширной информации о
предшествующем возмущающему воздействию (исходном) режиме и получаемой о переходных
процессах в СЭС в реальном времени, что является ее главной особенностью. Последнее
выполняется с помощью устройств телемеханики. 8
Организация управления системой электроснабжения
3. Устройства телемеханики. Они предназначены прежде всего для управления
нормальными режимами системы электроснабжения и являются составной частью
автоматизированных систем управления (АСУ).
Для функционирования АСУ необходим непрерывный поток информации о
режимах производственного процесса, особенно о значениях напряжения, тока,
мощности, частоты и состоянии оборудования.
Поэтому необходимы автоматические информационные устройства,
обеспечивающие сбор и передачу информации от контролируемых пунктов
(подстанций) на диспетчерский пункт сетевого предприятия, где находятся АСУ и
диспетчерский персонал.
Использование микропроцессорной техники позволяет значительно расширить
функции и возможности рассредоточенных по системе электроснабжения
автоматических устройств, осуществляющих управление процессом производства,
передачи и потребления электроэнергии как в нормальных, так и в аварийных и
послеаварийных режимах.
9
Элементы, функциональные части и органы
устройств релейной защиты и автоматики систем электроснабжения
• Первые устройства автоматики – Электромеханика.
Недостатки:
- значительные габариты;
- большие мощности, потребляемые от первичных измерительных
преобразователей тока и напряжения;
- наличие подвижных элементов и контактов.
• Устройства автоматики на полупроводниковых приборах
(диодах и транзисторах).
Преимущества:
- отсутствие подвижных элементов и контактов;
- снизилось потребление мощности от трансформаторов тока и напряжения;
- повысилось быстродействие.
Недостатки:
- наличие большого числа полупроводниковых элементов и соединений между
ними приводит к усложнению устройства и снижению надежности функционирования.
• Устройства автоматики на интегральных микросхемах – Микропроцессорные
устройства
10Элементы, функциональные части и органы
устройств релейной защиты и автоматики систем электроснабжения
Устройства релейной защиты и автоматики и их функциональные части в
зависимости от элементной базы можно разделить на аппаратные и программные.
1. Аппаратные устройства состоят из отдельно взаимодействующих
конструктивно различных функциональных элементов (органов). Они выполняются
на основе электромеханических реле или полупроводниковых элементов в разных
исполнениях и с разной степенью их интеграции.
2. Программные устройства основаны на использовании микроЭВМ и
микропроцессорных систем. Они не содержат в явном виде функциональных
элементов.
Исходя из сказанного, можно говорить об электромеханической,
полупроводниковой и микропроцессорной элементных базах функциональных
элементов и всего устройства релейной защиты и автоматики. В зависимости от
элементной базы они выполняются по-разному.
Однако основы релейной защиты и автоматики остаются практически
неизменными, сохраняется и последовательность преобразования и передачи
сигналов.
11Элементы, функциональные части и органы
устройств релейной защиты и автоматики систем электроснабжения
Условно в устройствах релейной защиты и автоматики можно выделить измерительную,
логическую, исполнительную и передающую части, состоящие из аналоговых и дискретных
элементов.
1. Измерительная часть.
Элементы измерительной части контролируют тот или иной параметр системы
электроснабжения, например:
- амплитуду (абсолютное значение) тока;
- амплитуду напряжения;
- угол сдвига фаз между ними;
- значение частоты.
Указанные параметры вторичных напряжения и тока,
получаемых от первичных измерительных преобразователей
(трансформаторов) напряжения и тока электрических установок,
являются информационными параметрами. Вторичные напряжения
и ток измерительных трансформаторов являются основными
входными электрическими сигналами автоматических устройств, их
воздействующими величинами.
Воздействующей величиной, согласно ГОСТ 16022-83,
называется электрическая величина, которая одна или в сочетании с
другими электрическими величинами должна быть приложена к
электрическому реле в заданных условиях для достижения
ожидаемого функционирования. 12Элементы, функциональные части и органы
устройств релейной защиты и автоматики систем электроснабжения
Структурная схема устройства РЗА
Измерительные (пусковые) органы - обеспечивают непрерывный контроль состояния
защищаемого объекта (линии, трансформатора, двигателя и др.) с помощью
измерительных трансформаторов тока (ТТ) и напряжения (ТН), от которых к ним
поступают сигналы вторичных токов и напряжений в реальном времени.
Измерительные органы вычисляют значения подаваемых на устройство РЗА токов и
напряжений, а также производных параметров, таких как мощность, сопротивление и
др. Далее устройство выполняет сравнение полученных значений с уставками и
формирует признаки срабатывания пусковых органов. 13Элементы, функциональные части и органы
устройств релейной защиты и автоматики систем электроснабжения
Основные входные электрические сигналы являются аналоговыми
Измерительная часть
Измерительные органы Измерительные органы
непрерывного действия релейного действия
Непрерывная проходная Релейная проходная
характеристика характеристика
14Элементы, функциональные части и органы
устройств релейной защиты и автоматики систем электроснабжения
Электрическое реле - аппарат, предназначенный производить скачкообразные
изменения в выходных цепях при заданных значениях электрических воздействующих
величин.
При этом считают, что реле срабатывает, т. е. выполняет заданные функции. Различают
максимальные и минимальные измерительные реле.
Максимальные реле срабатывают при значениях воздействующей величины, больших
заданного значения, минимальные - при значениях воздействующей величины, меньших
заданного значения.
В зависимости от способа включения в защищаемую цепь реле делятся на первичные и
вторичные.
Первичные реле включаются непосредственно в главную электрическую цепь, а
вторичные - через первичные измерительные преобразователи.
В зависимости от способа воздействия на коммутационный аппарат (например,
выключатель) защищаемого объекта различают реле прямого и реле косвенного действия.
В реле прямого действия подвижная система механически связана с отключающим
устройством коммутационного аппарата (это электромеханические реле).
Реле косвенного действия управляет цепью электромагнита отключения выключателя
через исполнительный элемент.
Измерительный орган сравнивает сигналы. Различают два основных принципа
сравнения электрических величин: по амплитуде (абсолютному значению) и по фазе.
15Элементы, функциональные части и органы
устройств релейной защиты и автоматики систем электроснабжения
2. Логическая часть. На вход логической части поступают выходные сигналы
измерительной части. Обычно это различная комбинация дискретных, в том числе
и цифровых, сигналов. Логическая часть формирует выходной дискретный сигнал
устройства в целом, который является входным сигналом исполнительной части.
Логическая часть содержит обычно несколько логических дискретных элементов.
Поэтому появление дискретного сигнала на выходе в общем случае зависит от
комбинации входных сигналов. Таких основных комбинаций три - это логические
операции ИЛИ, И, НЕ.
Логическое сложение или дизъюнкция - элемент ИЛИ
y x1 x2
Конъюнкция или логическое умножение - элемент И
y x1 * x2
Логическое отрицание или инверсия - элемент НЕ
yx 16Элементы, функциональные части и органы
устройств релейной защиты и автоматики систем электроснабжения
Имеются элементы времени различного назначения с разными пределами
установленного времени замедления сигнала. Их разделяют условно на элементы
задержки (tз < 1 с) и элементы выдержки времени (tв > 1 с).
Структура токовой защиты обратной Структура защиты
последовательности минимального напряжения
Ток обратной последовательности (для фазы А):
17Элементы, функциональные части и органы
устройств релейной защиты и автоматики систем электроснабжения
3. Исполнительная часть.
Выходные воздействия релейной защиты, устройств автоматики релейного
действия и телеуправления обычно являются дискретными воздействиями на
отключение и включение выключателей, синхронных генераторов,
трансформаторов, линий электропередачи и других электрических установок. Они
формируются соответствующими исполнительными элементами в виде
относительно мощных электромеханических реле и контакторов, включающих
электромагниты отключения и включения приводов выключателей.
Исполнительные элементы устройств автоматики непрерывного действия
(автоматических регуляторов) представляют собой мощные тиристорные или
магнитные усилители, выходные токи которых изменяют, например, ток
возбуждения синхронного генератора.
Исполнительные элементы релейной защиты, автоматики, особенно
телеизмерения и телесигнализации служат также для ввода информации в ЭВМ и
отображения информации, (в SCADA) необходимой дежурному персоналу. К ним
относятся, например, устройства световой и звуковой сигнализации,
измерительные приборы и др.
18Элементы, функциональные части и органы
устройств релейной защиты и автоматики систем электроснабжения
4. Передающая часть. В системах телемеханики, а иногда релейной защиты и
автоматики возникает необходимость передавать сигналы на значительные
расстояния. Для этого служит передающая часть устройства, одним из основных
элементов которой является канал связи.
19Каналы связи
Сопоставительный анализ использования различных каналов среды передачи информации
Среда передачи данных Достоинства Недостатки
1 2 3
Линии электропередачи − экономичность; − ограниченный радиус действия;
(PLC). − подходит для соединения подстанций; − низкая пропускная способность;
− оборудование находится в собственности − возможность организации малого числа каналов
сетевой организации. связи;
− низкая помеховая и информационная защищенность
Микроволновая − надежность; − ограничен прямой видимостью (30-40 км);
(радио релейные станции) − экономичность; − высокая стоимость обслуживания;
− подходит для создания информационной − специализированное проверочное оборудование и
инфраструктуры; квалифицированный обслуживающий персонал;
− высокая пропускная способность канала; − замирание сигнала и многолучевое распространение.
− возможность организации различных
информационных сервисов.
Радиоканалы. − высокая мобильность, − влияние шумов;
(ГКРЧ) − возможность организации зональной связи.
− взаимное влияние ближних частотных каналов;
− непостоянство скорости передачи данных;
− переключение каналов во время передачи
информации;
− ограничения по мощности;
− отсутствие информационной безопасности.
Спутниковые системы. − широкая зона покрытия; − общая зависимость от места расположения;
− подходит для организации связи в − слабый контроль передачи информации;
труднодоступных районах; − высокая абонентная плата;
− экономически не зависит от расстояния − возможность перехвата информации,
между соединяемыми пунктами; − возможна задержка порядка 250 мс, исключающая
20
− низкий процент ошибок. применение для релейной защиты.Каналы связи
Среда передачи данных Достоинства Недостатки
1 2 3
Использование свободного − доступное решение с использованием − непредсказуемое число пользователей диапазона
(нелицензируемого) спектра нелицензируемых услуг. и их влияние на канал передачи данных.
радиочастот.
1. 433,075-434,750 МГц
(до 10 мВт)
2. 868,7-869,2 МГц
(до 25 мВт)
Арендованные проводные − эффективны для организации прямых каналов − дорого в обслуживании;
(телефонные) каналы связи. связи; − невозможность организации многоканальной
− обслуживанием занимается сторонняя передачи информации.
организация.
Оптические волокна. − экономическая эффективность; − высокая стоимость испытательного
− высокая пропускная способность и высокая оборудования;
скорость передачи данных; − соединение только точка-точка;
− не оказывают влияние электромагнитные − квалифицированный обслуживающий персонал;
помехи; − сложное устранение повреждений.
− возможность организации передачи данных,
телемеханики (SCADA), видео, голоса и др.
21Предпосылки к цифровизации электроэнергетики ЕЭС России, созданная более 60 лет назад, является уникальным организационно- техническим объектом. Однако централизованная система организации и управления ЕЭС в условиях современной России нуждается в коренной модернизации. В последние десятилетия приходится говорить о неудовлетворительном состоянии технологического потенциала российской электроэнергетики. Для решения существующих проблем необходим переход отечественной электроэнергетики на новое качество управления путем формирования целостной многоуровневой системы управления с увеличением объемов автоматизации и повышением надежности всей системы, включая самые слабые и уязвимые звенья. В последнее десятилетие в передовых странах мира развивается технология Smart Grid (“интеллектуальная сеть”). Существуют уже десятки пилотных проектов, где применение «умных счетчиков», «умных лифтов», «умных домов», использование солнечной и ветровой энергии в сочетании с «умными домами» дает существенный выигрыш потребителю в оплате услуг энергетических организаций. Электроснабжающие организации получают положительный эффект благодаря сглаживанию графика пиковой нагрузки и уменьшению потерь электроэнергии. 22
Предпосылки к цифровизации электроэнергетики
По аналогии с концепцией Smart Grid, переход российской электроэнергетики на
интеллектуальный уровень предусматривает создание новой технологической
платформы ЕЭС России – интеллектуальной энергосистемы с активно-адаптивной
сетью (ИЭС ААС).
В 2010 году концепция ИЭС ААС была разработана ОАО «НТЦ Электроэнергетики» и
одобрена ОАО «ФСК ЕЭС».
ИЭС ААС представляет клиенто – ориентированную ЭЭС нового поколения, которая
должна обеспечить доступность использования ресурса, надежное, качественное и
эффективное обслуживание потребителей электроэнергии за счет гибкого
взаимодействия всех ее субъектов (всех видов генерации, электрических сетей и
потребителей) на основе современных технологических средств и единой
интеллектуальной иерархической системы управления.
Клиенто-ориентированность ИЭС ААС – это новый уровень отношений между
энергетическими компаниями и потребителями электроэнергии с формализацией
отношений в части надежности и качества электроснабжения.
23Предпосылки к цифровизации электроэнергетики
Все это создает предпосылки для построения подстанции нового
поколения – цифровой подстанции (ЦПС), в которой организация всех потоков
информации при решении задач мониторинга, анализа и управления
осуществляется в цифровой форме.
24Cтратегические документы в области цифровизации
«КОНЦЕПЦИЯ ЦИФРОВАЯ ТРАНСФОРМАЦИЯ 2030», разработана во исполнение указов Президента РФ от
09.05.2017 № 203 «О Стратегии развития информационного общества в РФ на 2017 - 2030 годы» и от
07.05.2018 № 204 «О национальных целях и стратегических задачах развития РФ на период до 2024 года», в
которых определены национальные цели и стратегические задачи развития Российской Федерации на
период до 2030 года.
«КОНЦЕПЦИЯ ЦИФРОВАЯ ТРАНСФОРМАЦИЯ 2030» утверждена Советом директоров
ПАО «Россети» 21.12.2018.
Документ определяет основные направления технологических и организационных изменений
работы в электросетевых компаниях структуры ПАО «Россети» для изыскания новых
механизмов, способов, алгоритмов технологического управления процессами и их
последующей трансформации для повышения эффективности и качества оказываемых услуг
по передаче электроэнергии
«ПОЛОЖЕНИЕ ПАО «РОССЕТИ» О ЕДИНОЙ ТЕХНИЧЕСКОЙ ПОЛИТИКЕ В
ЭЛЕКТРОСЕТЕВОМ КОМПЛЕКСЕ»
Документ определяет принципиальные технические требования к цифровым подстанциям
как основному элементу цифровой электрической сети.
Установлен перечень основных технологических подсистем Цифровой ПС и 3 структурных
уровня программно-технического комплекса Цифровой ПС (уровень процесса, уровень
присоединения и уровень подстанции)
25Цифровая подстанция и МЭК 61850
Цифровая подстанция – это подстанция с широким внедрением систем
автоматизации и управления, цифровых коммуникационных систем, построенных на
базе открытых протоколов международного стандарта МЭК 61850, оснащенная
взаимодействующими в режиме единого времени цифровыми информационными и
управляющими системами и функционирующая без присутствия постоянного
дежурного персонала.
26Преимущества шины процесса
27Преимущества шины процесса
28Возможности и преимущества
29Возможности и преимущества
30Возможности и преимущества
31Возможности и преимущества
32Cтандарт МЭК 61850. Назначение стандарта
МЭК 61850 - Стандарт «Сети и системы связи на подстанциях», описывающий
форматы потоков данных, виды информации, правила описания элементов
энергообъекта
Первая редакция документа появилась в 2003 году
Ориентирован на автоматизацию
электроэнергетических систем;
Расширяет возможности устройств автоматизации по
совместной работе;
Имеет различные протоколы передачи под разное
назначение;
Стандартизирует «содержание» устройства;
Стандартизирует производимую и потребляемую
информацию;
Стандартизирует методы обмена информацией;
Стандартизирует язык конфигурирования подстанций,
устройств, функций.
СТАНДАРТ МЭК 61850 ОБЕСПЕЧИВАЕТ ВЗАИМОЗАМЕНЯЕМОСТЬ И
СОВМЕСТИМОСТЬ УСТРОЙСТВ РАЗЛИЧНЫХ ПРОИЗВОДИТЕЛЕЙ
33Cтандарт МЭК 61850. Назначение стандарта • IEC TR 61850-1 Введение и общие положения • IEC TS 61850-2 Термины и определения • IEC 61850-3 Общие требования • IEC 61850-4 Системный инжиниринг и управление проектами • IEC 61850-5 Требования к функциям и устройствам в части передачи данных • IEC 61850-6 Язык описания конфигурации для обмена данными • IEC 61850-7-1 Основная структура коммуникаций. Принципы и модели • IEC 61850-7-2 Основная структура коммуникаций. Абстрактный интерфейс коммуникаций (ACSI) • IEC 61850-7-3 Основная структура коммуникаций. Общие классы данных • IEC 61850-7-4 Основная структура коммуникаций. Классы логических узлов и объектов данных • IEC 61850-7-410 Основная структура коммуникаций. Гидроэлектростанции. Связь для мониторинга и управления • IEC 61850-7-420 Основная структура коммуникаций. Логические узлы распределенных энергетических ресурсов • IEC 61850-7-510 Основная структура коммуникаций. Гидроэлектростанции. Концепции и руководящие указания по моделированию • IEC 61850-8-1 Назначение на определенный коммуникационный сервис. Назначение на MMS и GOOSE • IEC 61850-9-1 Назначение на определенный коммуникационный сервис. Передача мгновенных значений по последовательному интерфейсу • IEC 61850-9-2 Назначение на определенный коммуникационный сервис. Передача мгновенных значений (Sampled Values) • IEC 61850-9-3 Профиль протокола точного времени для автоматизации энергосистем • IEC 61850-10 Проверка соответствия • IEC TS 61850-80-1 Руководство по передаче информации из модели общих классов данных с использованием МЭК 60870-5-101/104 • IEC TR 61850-80-3 Назначение на веб-протоколы. Требования и технические решения • IEC TS 61850-80-4 Перевод с объектной модели COSEM (IEC 62056) на модель данных IEC 61850 • IEC TR 61850-90-1 Использование МЭК 61850 для организации связи между подстанциями • IEC TR 61850-90-2 Использование IEC 61850 для связи между подстанциями и центрами управления • IEC TR 61850-90-3 Использование IEC 61850 для диагностики и анализа состояния мониторинга • IEC TR 61850-90-4 Руководство по проектированию сетей • IEC TR 61850-90-5 Использование МЭК 61850 для передачи данных от устройств синхронизированных векторных измерений в соответствии с IEEE C37.118 • IEC TR 61850-90-7 Объектные модели для преобразователей энергии в системах распределенных энергоресурсов (DER) • IEC TR 61850-90-8 Объектная модель для электромобилей 34 • IEC TR 61850-90-12 Руководство по проектированию глобальных сетей
Структура цифровой подстанции
35Структура цифровой подстанции
Уровень
Уровень процесса Уровень подстанции
присоединения
ПАС сервер АСУ ТП/ССПИ со
(преобразователь SCADA (программное
ИЭУ РЗА обеспечение)
аналоговых
сигналов)
устройство регистрации
параметров переходных
ПДС процессов (РАС)
(преобразователь
ИЭУ мониторинга
дискретных сервер системы
сигналов) информационной
безопасности
Основное
оборудование с
Контроллер
встроенным
присоединения система точного времени
цифровым
интерфейсом
36Термины, определения и понятия
• MMS: Manufacturing Message Specification (протокол, описанный в МЭК 61850-8-1, для передачи
данных по технологии «клиент-сервер», используемый для обмена данными, результатами
измерений, диагностическими сообщениями, передачи команд управления и других целей)
• GOOSE: Generic Object Oriented Substation Even (протокол (сервис), описанный в МЭК 61850-8-1, для
передачи данных по технологии «издатель-подписчики», предназначенный для передачи
широковещательных сообщений (дискретных сигналов) о событиях на подстанции)
• SV: Sampled Values (протокол МЭК 61850-9-2 для передачи оцифрованных мгновенных величин
электрической системы, неразрывно связанный с термином «шина процесса» -коммуникационной
шиной данных, к которой подключены устройства полевого уровня подстанции (коммутационные
аппараты, измерительные трансформаторы)
• SCL: Substation Configuration Description Language (язык описания конфигурации подстанции)
• SSD: System Specification Description (файл описания спецификации системы, который описывает в
формате языка SCL все элементы подстанции (основное оборудование и соединения), все функции
вторичных систем (в виде логических узлов), а также может описывать привязку функций к
первичным устройствам)
• SCD: Substation Configuration Description (файл описания конфигурации подстанции, который
используется для передачи данных конфигурации из ПО для конфигурирования системы в ПО для
параметрирования отдельных устройств)
37Протокол МЭК 61850 - MMS
MMS (Manufacturing Message Specification) протокол, описанный в IEC
61850-8-1, для передачи данных по технологии «клиент-сервер», используемый
для обмена данными, результатами измерений, диагностическими сообщениями,
передачи команд управления и других целей.
Коммуникационный
Сервер АСУ ТП контроллер
КП МП РЗА
ЦИП
38Протокол МЭК 61850 - GOOSE
GOOSE (Generic Object Oriented Substation Even) протокол (сервис),
описанный в МЭК 61850-8-1, для передачи данных по технологии «издатель-
подписчики», предназначенный для передачи широковещательных сообщений
(дискретных сигналов) о событиях на подстанции
КП РЗА РЗА КП РЗА РЗА
Подписчик Издатель Подписчик Подписчик Издатель Подписчик Подписчик
ТУ
Издатель
ПДС ПДС
Присоединение 1 Присоединение 2
39Протокол МЭК 61850 - SV
SV (Sampled Values) протокол МЭК 61850-9-2 для передачи оцифрованных
мгновенных величин электрической системы, неразрывно связанный с термином
«шина процесса» -коммуникационной шиной данных, к которой подключены
устройства полевого уровня подстанции (коммутационные аппараты,
измерительные трансформаторы
КП РЗА РЗА КП РЗА РЗА
Подписчик Подписчик Подписчик Подписчик Подписчик Подписчик
Издатель
Издатель
Электронные ТТ/ТН
ПАС
Присоединение 1 Присоединение 2
40Файлы конфигурации цифровой пс
ФайлSSD (System Specification Description) - описывает все элементы
подстанции (первичное оборудование), функции вторичных систем, а также
привязку функций к первичным устройствам. Файл создается на этапе
проектирования ПС
Файл SCD (Substation Configuration Description) - содержит настройки и
связи всех интеллектуальных устройств (IED), установленных на подстанции. Файл
создается на этапе проектирования ПС
ЗАВОДСКИЕ ФАЙЛЫ
КОНФИГУРАЦИИ
ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНЫХ
ЭЛЕКТРОННЫХ УСТРОЙСТВ
(IED):
ICD (базовые настройки
устройства, загружаются при
его изготовлении на заводе)
CID (сконфигурированное в
соответствии с проектом
(файлом SCD)
оборудование, загружается
при проведении
41
пусконаладочных работ)Протокол МЭК 61850
42Протокол МЭК 61850
43Протоколы передачи данных в стандарте МЭК 61850
ДП РЭС,
ЦУС, РДУ
Система точного
времени
Уровень
подстанции
АРМ Сервер Сервер
АРМ РЗА
SCADA SCADA ССПИ
Резервированная МЭК 61850-8-1 MMS
сеть Шина подстанции
Уровень
присоединения
ИЭУ (IED) ИЭУ (IED) ИЭУ (IED) ИЭУ (IED)
Резервированная МЭК 61850-8-1 GOOSE
сеть Шина процесса
МЭК 61850-9-2 SV
ПАС ПДС
(AMU) Цифровой (DMU)
ТТ/ТН
Уровень
Коммутационные процесса
Аналоговый
ТТ/ТН аппараты
До конца До конца
2019 г. 2020 г.
44Построение локальной вычислительной сети на цифровой ПС
Резервирование передачи информации:
Протокол PRP (Parallel Redundancy Protocol) – наиболее часто применяемое решение для
ЛВС Цифровых ПС (шина процесса). Информация передается одновременно в каждую из
подсетей (А и В), что обеспечивает бесшовное (дублированное) резервирование.
Так же существуют варианты организации ЛВС на основе протоколов RSTP и HSR
Синхронизация времени:
Протокол PTP: Precision Time Protocol (протокол точного времени, используемый для синхронизации часов по компьютерной
До конца что обеспечивает удобство До
сети с точностью синхронизации менее микросекунды, для конца
измерительных систем и систем
управления – шина процесса) 2019 г. 2020 г.
Протокол SNTP: Simple Network Time Protocol (протокол синхронизации времени в компьютерной сети для систем и устройств,
не требующих высокой точности – миллисекунды, шина подстанции) 45Варианты архитектур ЦПС
ЦПС имеют две архитектуры реализации функций РЗА и ПА:
распределённая, в которой функции РЗА и ПА выполняются на базе
интеллектуальных электронных устройств;
централизованная – в ней функции РЗА прописаны на сервере РЗА (основном и
дублирующем) - в перспективе.
46Текущая ситуация на российском и мировом рынках
47Отраслевая программа по внедрению ЦПС
Национальный проект «Разработка и
внедрение цифровых электрических
подстанций и станций на вновь строящихся
и реконструируемых объектах энергетики»*
48Спасибо за внимание!
Лоскутов Антон Алексеевич
к.т.н., доцент кафедры «Электроэнергетика, электроснабжение и силовая
электроника»
Нижегородский государственный технический университет им. Р.Е. Алексеева
тел. +7 908-158-63-66
loskutov.nnov@gmail.com
49Вы также можете почитать
