Digitalna podstanica. Kako nastaje oprema digitalne trafostanice Digitalna trafostaciona oprema

DIGITALNI

TRANSPORTNA STANICA

DIGITALNI

TRANSPORTNA STANICA

INTERAKTIVNO UPRAVLJANJE VLASTITIM POTREBAMA TRAFOSTANICE KROZ TOuch PANEL INDUSTRIJSKOG KONTROLERA

TERMINALI ZA ZAŠTITU I AUTOMATIZACIJU MIKROPROCESORA, MJERILA ELEKTRIČNE ENERGIJE KOJI PODRŽAVAJU IEC 61850 PROTOKOLE

TRADICIONALNI STRUJNI TRANSFORMATORI I NAPONSKI TRANSFORMATORI U VEZI SA UREĐAJEM ZA SPOJKU

MJERENJA, UPRAVLJANJE I SIGNALIZACIJA IMPLEMENTIRANA U SCADA SISTEMU KOJI SE KONTROLIRA PREKO INDUSTRIJSKOG RAČUNARA SA HMI PANELOM NA DODIR

Šta je digitalna podstanica?

Ovo je trafostanica opremljena setom digitalnih uređaja koji osiguravaju rad sistema relejne zaštite i automatizacije, mjerenja električne energije, automatizovanih sistema upravljanja procesima i registraciju vanrednih događaja po IEC 61850 protokolu.

Uvođenje IEC 61850 omogućava povezivanje sve tehnološke opreme trafostanice sa jedinstvenom informacijskom mrežom, preko koje se prenose ne samo podaci od mjernih uređaja do terminala relejne zaštite i automatizacije, već i upravljački signali.

Ekskluzivno rješenje je postalo dostupno

Standard IEC 61850 je veoma poznat u trafostanicama sa klasom napona napajanja od 110kV i više, nudimo rešenje za primenu ovog standarda u klasama 35kV, 10kV i 6kV.

Zašto je potrebna digitalna podstanica?

Smanjeno vrijeme dizajna za 25%

Tipizacija sklopa i funkcionalna rješenja. Smanjenje broja funkcionalnih kola, redova terminala u relejnim odjeljcima ormara.

Smanjenje obima instalaterskih i puštajućih radova za 50%

Primijenjeno je rješenje visoke fabričke spremnosti. Postrojenje vrši montažu rasklopne opreme za glavna i pomoćna kola. Postavljaju se međukabinetne veze operativnih strujnih sistema, ugrađuju se automatizovani sistemi upravljanja procesima i automatizovani sistemi kontrole potrošnje energije. Vrše se parametrizacija, konfiguracija i testiranje sistema relejne zaštite i automatizacije.

Smanjeni troškovi održavanja za 15%

Prelazak sa planiranog održavanja prema vremenu na održavanje prema stanju opreme zbog On-line dijagnostike stanja opreme. Ovo smanjuje broj posjeta radnika radi obavljanja rutinskog održavanja.

100% operativnog prebacivanja se vrši daljinski uz video nadzor rada

Jednostavna integracija svih sistema u jedinstven digitalni prostor omogućava bezbedno i efikasno upravljanje trafostanicom, kao i integraciju drugih nivoa u ACS sistem.

Kako radi?

DIGITALNA PODSTANICA IEC 61850

Kupcu se isporučuju digitalne kompletne transformatorske trafostanice 100% fabričke spremnosti, uključujući sve glavne sisteme trafostanica: APK, ASKUE i SN.

KRU "Classic" ima savremenu arhitekturu i po svom dizajnu i radnim parametrima u najvećoj meri zadovoljava sve savremene zahteve. Zbog široke mreže glavnih dijagrama, postiže se visoka fleksibilnost rješenja u dizajnu i primjeni rasklopnih uređaja.

Sve ćelije 10 kV rasklopnog uređaja instalirane u trafostanici opremljene su električnim pogonom za rastavljač uzemljenja i uvlačivim kasetnim elementom sa prekidačem.

SKP modul je poseban izolirani električni kontejner opremljen sustavima rasvjete, grijanja i ventilacije i ugrađenom električnom opremom.

Ovi moduli imaju visoku fabričku spremnost sa kratkim rokovima ugradnje i puštanja u rad, što ih, uz visoku otpornost na koroziju i sposobnost rada u teškim klimatskim uslovima, čini nezamjenjivim u izgradnji kompletnih transformatorskih stanica.

■ Modularna zgrada ne zahtijeva održavanje tokom cijelog vijeka trajanja.

■ Proizvodni pogon daje garanciju na antikorozivnu zaštitu i farbanje za cijeli vijek trajanja.

■ Modularna zgrada ima snagu gubitka topline od najviše 4 kW u normalnom radu (vanjska temperatura-40°C, unutrašnja temperatura +18°C) i 3 kW u režimu štednje energije (spoljna temperatura -40°C, unutrašnja temperatura +5°C).

SKP moduli su izrađeni od metala sa alucink premazom (Al-55% -Zn-45%), koji obezbeđuje zagarantovanu zaštitu od korozije tokom celog radnog veka modula.

Kako radi?

Kako radi?

DIGITALNA PODSTANICA IEC 61850

Razvodni ormari su opremljeni mikroprocesorskim terminalima za zaštitu i automatizaciju, kao i analogno-digitalnim pretvaračima. Konverzija analognih signala u digitalne ne prelazi granice jednog razvodnog ormara.

Za zaštitu UROV, ZMN, AVR, LZSH, lučne zaštite, DZT, OBR potrebna je međuterminalna veza. Zahvaljujući upotrebi IEC 61850 protokola, svi signali između terminala se prenose preko jednog optičkog kabla ili jednog Ethernet kabla. Dakle, razmjena između ormarića se vrši samo preko digitalnog kanala, što eliminira potrebu za tradicionalnim krugovima koji povezuju ormare.

Upotreba optičkog kabla ili Ethernet kabla umesto konvencionalnih signalnih kablova smanjuje trajanje i cenu zastoja trafostanice tokom rekonstrukcije sekundarne opreme i stvara mogućnost za laku i brzu rekonfiguraciju sistema relejne zaštite i automatizacije.

Većina diskretnih signala koji se prenose između relejne zaštite i uređaja za automatizaciju direktno utiču na brzinu eliminacije režima nužde, stoga se signal prenosi pomoću punkcije IEC 61850-8.2. (GUSKA), koju karakterišu visoke performanse.

Vrijeme prijenosa jednog GOOSE paketa podataka

poruka ne prelazi 0,001 sekundu.

To je bilo

Prenos mjerenja i diskretnih signala sa uređaja relejne zaštite i automatizacije u ACS sistem se vrši putem MMS protokola (koristeći baferovane i nebaferovane servise za izveštavanje). Tokom rada telesignalnih i telemetrijskih sistema prenosi se velika količina podataka. Da bi se smanjilo opterećenje informacione mreže, koristi se MMS protokol, koji se odlikuje kompaktnošću prenesenih informacija.

Kako radi?

Komunikacioni protokol IEC 61850 omogućava samodijagnostiku opreme i svih sistema instaliranih u trafostanici u realnom vremenu. Ako se otkriju odstupanja od normalnog režima rada, sistem automatski aktivira rezervnu šemu, a odgovarajuća poruka se izdaje operativnom osoblju.

Sistem analizira primljene podatke i generiše preporuke za održavanje opreme, koja vam omogućava da promenite princip rada od redovnog planiranog preventivni rad raditi po nastanku kvarova. Ovaj princip rada omogućava smanjenje troškova osoblja za održavanje opreme.

Zahvaljujući IEC 61850 protokolu sa standardiziranim sučeljem u dizajnu trafostanice, moguće je koristiti opremu bilo kojeg proizvođača koji podržava ovaj protokol... DSP ima mogućnost da se lako integriše u APCS sistem najvišeg nivoa.

Kako radi?

DIGITALNA PODSTANICA IEC 61850

U digitalnoj trafostanici ETZ Vector implementirano je potpuno daljinsko upravljanje svim priključnim sklopnim uređajima: prekidačem, izvlačivim elementom, uzemljivačem. Dakle, kompletna kontrola trafostanice se vrši na daljinu, što značajno povećava sigurnost osoblja.

Prikupljanje informacija iz cijele trafostanice i upravljanje rasklopnim uređajima u realnom vremenu vrši se pomoću Scada-sistema koji je uključen u osnovnu konfiguraciju svih digitalnih trafostanica ETZ Vector-a.

Obezbeđuje prisustvo automatizovane radne stanice za operativno osoblje u trafostanici i/ili u kontrolnoj sobi. Scada-sistem omogućava vizualizaciju signala i događaja koji se dešavaju u trafostanici, i obezbeđuje detaljne informacije o alarmu ili događaju u grafičkom prikazu.

Dodatno, jedna od funkcija Scada-sistema je emitovanje video slika sa kamera instaliranih u odjeljcima ćelija, što omogućava praćenje stanja sklopnih uređaja.

Scada - sistem se može lako integrisati sa bilo kojim softverski sistemi gornji nivo, tako da neće biti teško uključiti trafostanicu u jedinstven digitalni prostor energetskog okruga.

V.M. Zinin (AD "NIPOM")
A.M. Podlesny (doo "InSAT")
V.G. Karantaev (JSC "Infotecs")

Koristi se tehnološka rješenja Jedinstvene energetske mreže (UES), stvorene prije više od 60 godina, po mnogo čemu se približava granici operativnih sposobnosti. Prema konceptu razvoja UES-a, razvijenom 2011. godine, sljedeći korak može biti inteligentni sistem sa aktivno-prilagodljivom mrežom (AAC), u stranoj terminologiji - Smart Grid. Proces povećanja stepena automatizacije objekata UES-a već je u toku, uvođenjem novih tehnologija, čija upotreba stvara ne samo sve vrste poteškoća čisto tehnološke implementacije, već i rizike sigurnost informacija.

Jedan od najvažnijih sastavni dijelovi Koncept Smart Grid-a je digitalna podstanica (DSP). DSP se podrazumeva kao podstanica sa visokim nivoom automatizacije upravljanja, u kojoj se praktično svi procesi razmene informacija između DSP elemenata i sa eksterni sistemi, kao i upravljanje radom DSP-a izvode se u digitalnom obliku na osnovu IEC protokola, posebno prema otvorenom objektno orijentisanom standardu IEC 61850. U skladu sa ovim standardom, uređaji moraju podržavati (Sl. 1): mogućnost prijema uzorci trenutnih vrijednosti (Simpled Values), analogni signali struja/napona, mogućnost objavljivanja/pretplate na GOOSE-poruke, mogućnost razmjene informacija korištenjem tehnologije "klijent-server" putem MMS protokola. MMS radi na vrhu TCP steka, što utječe na brzinu prijenosa podataka, stoga se MMS često koristi za rješavanje problema prijenosa podataka koji nisu kritični za kašnjenja, na primjer, prijenos komandi daljinskog upravljanja, prikupljanje podataka telemetrije i tele-signalizacije i prijenos njih na viši nivo - SCADA sisteme. Za razliku od MMS protokola, GOOSE se, naprotiv, može koristiti za prijenos "brzih signala", na primjer, naredbi za isključivanje prekidača iz zaštite, zbog činjenice da su podaci u ovom protokolu dodijeljeni direktno Ethernetu. okvir, zaobilazeći TCP stek.

Novostvoreni hardverski i softverski sistemi, poput digitalne trafostanice, moraju biti u skladu sa važećim regulatornim pravnim aktima Ruske Federacije, kao i uzeti u obzir najbolju svjetsku praksu izgradnje cyber sistema odbrane.

DSP koji ispunjava formulisane zahtjeve mora imati visokotehnološka sredstva zaštite od cyber napada, budući da je prvenstveno objekt kritične informacione infrastrukture (CII), o čemu svjedoči i projekat Savezni zakon br. 47571-7 „O bezbednosti KII Ruska Federacija”Preporučeno od strane Komiteta Državne dume za energetiku i usvojeno u prvom čitanju 27. januara 2017. Ovim prijedlogom zakona definisani su osnovni principi državne regulative u oblasti zaštite CII zemlje kako bi se osiguralo njegovo održivo funkcionisanje u slučaju kompjuterskih napada. Razvijen je sa ciljem implementacije „Doktrine informacione sigurnosti
Ruske Federacije“, koji je odobrio predsjednik Rusije 5. decembra 2016. godine, u okviru kojeg je zaštita KII definisana kao jedan od strateških ciljeva. Prema zakonu, „kritična infrastruktura uključuje informacione sisteme i telekomunikacione mreže vladinih agencija, automatizovane sisteme upravljanja procesima koji rade u odbrambenoj industriji, zdravstvu, transportu, komunikacijama, kreditima i finansijama, energetici, gorivu, nuklearnoj, raketnoj i svemirskoj, rudarstvu, metalurške i hemijske industrije”.

Detaljno navedenim zahtjevima, kreirani DSP mora imati sljedeće karakteristike koje osiguravaju sajber zaštitu objekta:

• biti kreiran na ruskoj pouzdanoj hardverskoj i softverskoj platformi sa glavnim komponentama (operativni sistem, mikroprocesor, kontroler perifernog interfejsa, osnovni ulazno/izlazni sistem), razvijen od strane ruskih stručnjaka u Ruskoj Federaciji i koji ima
• kompletna projektna dokumentacija;
• uzeti u obzir odredbe standarda koje je razvila grupa IEC TC57: IEC 61850, IEC60870, IEC 62351 u pogledu sigurnosti komunikacijskih protokola, kao i zahtjeve standarda INL Cyber ​​Security Procurement Language 2008, ISO / IEC 27000 serija standarda u smislu opšti principi
• osiguranje sigurnosti digitalnih upravljačkih sistema i GOST-R IEC 62443-3-2013;
• koriste ruske kriptografske algoritme koji su ugrađeni u svaki element ili svaki podsistem digitalne podstanice.

Još jedna karakteristična karakteristika konstrukcije tehnološke sisteme menadžment u elektroprivredi je da upotreba kriptografske informacione sigurnosti (CIP) u njima ne bi trebalo da umanji performanse, budući da je trajanje prolaznih (hitnih) procesa desetine mikrosekundi. U mnogim mikrokontrolerima koji se danas koriste, ugrađivanje elemenata kibernetičke sigurnosti ili nije u početku osigurano od strane programera, ili je nemoguće, jer njihovo ugrađivanje neće pružiti potrebne performanse.

Oslanjajući se na dugogodišnje iskustvo i znanje u svojim predmetnim oblastima, stručnjaci NIPOM dd, InSAT doo, InfoTeKS OJSC i INEUM im. I.S. Brook” je razvio digitalnu podstanicu koja ispunjava sve navedene zahtjeve. „Niži“ nivo DSP-a je zasnovan na inovativnim terminalima relejne zaštite (RPA) OJSC „NIPOM“. Razvijeni terminal za relejnu zaštitu i automatizaciju (slika 2) izrađen je u obliku blok kasete sa stražnjim priključkom eksternih žica i opremljen je testnim kontrolnim sistemom koji služi
za provjeru operativnosti glavnih jedinica i blokova.

Kućište releja sadrži diskretne ulazno/izlazne ploče, analognu ulaznu ploču za napajanje izmjerenih struja i napona, pozadinsku ploču za usklađivanje kabelskog dijela univerzalnih ploča (AI, DO/DI), napajanje i industrijski računar sa Elbrus mikroprocesorom. , budući da rad KSZI OS Elbrus obezbeđuje potreban nivo zaštite informacija od neovlašćenog pristupa (NSD) i ne utiče na performanse sistema. Svaka DO/DI ploča sadrži 11 DI kanala i 10 DO kanala. Dakle

Tako je u jednom slučaju moguće izvesti od 33 do 66 DI kanala i od 30 do 60 DO kanala, što omogućava upotrebu razvijenih terminala za relejnu zaštitu i automatizaciju kako na objektima sa malim brojem signala tako i na složenim one sa velikim brojem priključaka. Za implementaciju funkcija prijenosa signala diferencijalne struje uzdužne zaštite linije (DLP) korištenjem SV protokola (IEC 61850), broj Ethernet portova može se povećati dodavanjem standardne Ethernet kartice industrijskom računaru bez promjene njegovog dizajna. . Potpuno razdvajanje terminalske logike i njegovog hardverskog dizajna omogućilo je pružanje širokih mogućnosti za slobodno konfigurabilnu logiku zaštitnih šema. Karakteristike terminala koje povećavaju njegovu sajber sigurnost uključuju mehanizme striktne dvofaktorske autentifikacije, koje implementira NIPOM OJSC zajedno sa Infotecs OJSC.

"Gornji" nivo razvijenog sistema, kao što je ranije pomenuto, je server baziran na domaćem Elbrus procesoru sa istim imenom operativni sistem, koji se po potrebi može rezervisati. Osim toga, ovisno o zahtjevima određenog objekta, u rješenju se može koristiti i AstraLinux OS. Kao okruženje za prikupljanje i obradu podataka koristi se ruski SCADA sistem MasterSCADA 4D proizvođača InSAT LLC. MasterSCADA 4D je višeplatformska, vertikalno integrisana softverska platforma sa objektno orijentisanim metodama programiranja, uključujući i jezike standarda IEC 61131-3, i jedini SCADA sistem koji trenutno radi na Elbrus OS. MasterSCADA 4D prikuplja informacije sa terminala za zaštitu releja preko ugrađenog drajvera IEC 61850 (MMS) protokola i pruža podatke u obliku mnemoničkih dijagrama, izveštaja i trendova automatizovanim radno mjesto operater trafostanice. Početni (glavni) mnemodijagram operatera (slika 3) prikazuje jednolinijski dijagram trafostanice, priključka i stanja primarne opreme.

Osim toga, operater uvijek ima informacije o operativnosti mrežne topologije DSP-a u obliku signalizacije stanja (uključujući radne stanice, SCADA servere i sekundarnu komunikacionu opremu) sa fiksiranjem kompletna lista alarmi u dnevniku događaja. Ugrađeni zaštitni mehanizmi MasterSCADA 4D omogućavaju autentifikaciju i identifikaciju korisnika u sistemu, kao i diferencijaciju njihovih prava pristupa prema predefinisanom uzoru od strane programera, registraciju svih radnji korisnika od trenutka identifikacije do odjave sa sistema. sistem.

U cilju zaštite elektronskog perimetra trafostanice i implementacije principa višeslojne zaštite korišteni su sigurnosni gateway-i koje je razvio Infotecs OJSC, ViPNetCoordinator HW 1000. Lokalna mreža trafostanice je podijeljena/segmentirana na nekoliko sigurnosnih domena, odnosno trafo-zone sa različitim zahtjevima za osiguranje informacione sigurnosti.

Dakle, korištenjem industrijskog sigurnosnog gatewaya ViPNetCoordinator IG, prava pristupa su razgraničena između
nivo stanice i nivoi ležišta i procesne sabirnice, što je prikazano funkcionalnim dijagramom na Sl. 5.

Implementacija principa višeslojne zaštite pomoću firewall-a nije samo moguća, već i neophodna mjera za zaštitu informacija na podstanicama koje rade i prolaze kroz djelomičnu modernizaciju u skladu sa zahtjevima Naredbe FSTEC Rusije od 14. , 2014. br. 31.

Pogrešno bi bilo priznati upotrebu nametnutih sredstava IS-a kako na novonastalim trafostanicama tako i na trafostanicama koje su u fazi dubinske modernizacije kao dovoljne, budući da i dalje postoji veliki rizik od kompjuterskih napada na nezaštićene telekomunikacione protokole: MMS, GOOSE, SV.

U kontekstu potrebe ispunjavanja skupa zahtjeva za funkcionalnom pouzdanošću, sigurnošću, brzinom telekomunikacijskih protokola, kao i za optimalnim troškovima, implementacija koncepta ugrađivanja sredstava kriptografske zaštite informacija u svaki element ili u svaki podsistem nekog drugog digitalna trafostanica izgleda najperspektivnije.

dd NIPOM, doo InSAT, dd Infoteks i PJSC INEUM im. I.S. Brook „nemojte stati na tome i nastavite da unapređujete razvijeni DSP koristeći domaća rješenja koja omogućavaju implementaciju cyber zaštićene implementacije DSP-a kako bi se poboljšala pouzdanost visokonaponskih objekata. električne mreže.

Bibliografija

1. Glavni odredbe koncepta inteligentnog elektroenergetskog sistema sa aktivno adaptivnom mrežom.
   
2. Međunarodna elektrotehnička komisija. Komunikacione mreže i sistemi za automatizaciju elektroenergetskih preduzeća - Dio 8-1: Mapiranje specifičnih komunikacijskih usluga (SCSM) - Preslikavanje na MMS (ISO 9506-1 i ISO 9506-2) i na ISO / IEC 8802-3; IEC 61850-8-1-2011; Međunarodna elektrotehnička komisija (IEC): Ženeva, Švicarska, 2011.
3. Red FSTEC Rusije od 14. marta 2014. br. 31.

Zinin Vladimir Mihajlovič - direktor Sektora za perspektivni razvoj AD NIPOM,
Podlesny Andrej Mihajlovič - Šef odjela prodaje softvera doo "InSAT",
Karantaev Vladimir Gennadievich - Rukovodilac smera razvoja poslovanja OJSC "InfoTeKS".

digitalna podstanica - važan element intelektualni energetski sistem JSC "STC Elektroenergetika" JSC "Institut" ENERGOSETPROEKT "JSC" ITC "Continuum PLUS" Govornik: Morzhin Yuri Ivanovich, direktor za informacione i upravljačke sisteme i modeliranje sistema, dr. AD "Naučno-tehnički centar elektroprivrede"

Digitalna podstanica 3 Danas u industriji postoji veliki broj gledišta i pristupa o tome šta se podrazumijeva pod pojmom „digitalna podstanica“. Za uspješan razvoj automatizacije procesa prenosa, transformacije i distribucije električne energije u razmjerima UNEG-a, razvija se opći koncept softversko-hardverskog kompleksa digitalne trafostanice. Od početka razvoja domaće elektroprivrede, realizovali su se projekti ACS TP PS značajan razvoj hardver i softverski alati kontrolni sistemi za upotrebu u električnim podstanicama. Pojavili su se visokonaponski digitalni strujni i naponski transformatori; razvija se primarna i sekundarna elektroenergetska oprema sa ugrađenim komunikacionim priključcima; proizvode se mikroprocesorski kontroleri, opremljeni razvojnim alatima, na osnovu kojih je moguće kreirati pouzdan softverski i hardverski kompleks PS-a; usvojen je međunarodni standard IEC 61850 koji reguliše prikaz podataka o trafostanici kao objektu automatizacije, kao i protokole za razmjenu digitalnih podataka između mikroprocesorskih inteligentnih elektronskih uređaja (IED) trafostanice, uključujući uređaje za nadzor i upravljanje , relejna zaštita i automatika (RPA), automatika u slučaju nužde (PA), telemehanika, brojila električne energije itd. Sve to stvara preduslove za izgradnju trafostanice nove generacije - digitalne trafostanice (DSP), u kojoj se organizacija svih tokova informacija pri rješavanju problema praćenja, analize i upravljanja vrši u digitalnom obliku.

Digitalna trafostanica 4 Prelazak na digitalni prenos signala na svim nivoima upravljanja trafostanice će omogućiti dobijanje cela linija prednosti, uključujući: značajno smanjenje troškova kablovskih sekundarnih kola i kanala za njihovo polaganje, približavajući izvore digitalnog signala primarnoj opremi; Povećati elektromagnetnu kompatibilnost moderne sekundarne opreme - mikroprocesorskih uređaja i sekundarnih kola zbog prelaska na optičke komunikacije; Pojednostavite i, konačno, smanjite troškove dizajna inteligentnih elektronskih uređaja baziranih na mikroprocesoru eliminacijom ulaznih puteva analognog signala; Objediniti sučelja IED uređaja, uvelike pojednostaviti zamjenjivost ovih uređaja (uključujući zamjenu uređaja jednog proizvođača uređajima drugog proizvođača) itd.

CILJEVI STVARANJA, OSNOVNI PRINCIPI KREIRANJA CILJEVI STVARANJA SMANJENJE KAPITALNIH TROŠKOVA - smanjenje troškova kablovskih proizvoda i kablovskih konstrukcija - smanjenje troškova terminala (unifikacija hardvera, zamena ulaznih modula digitalnim interfejsima) - smanjenje površine zemljišne parcele potrebna za uređenje trafostanica (upotreba optičkih digitalnih TT i VT, moderna mikroprocesorska sekundarna oprema će omogućiti smanjenje); - produženje vijeka trajanja elektroenergetske opreme (produžena dijagnostika); - smanjenje troškova projektovanja, montaže i puštanja u rad (smanjenje broja kablova, smanjenje broja opreme, proširenje mogućnosti tipizacije dizajnerskih rešenja u pogledu opreme ormana i digitalnih komunikacija).

SVRHE STVARANJA, OSNOVNI PRINCIPI STVARANJA SVRHE STVARANJA SMANJENJE OPERATIVNIH TROŠKOVA (za održavanje) - pojednostavljenje rada i održavanja (kontinuirana napredna dijagnostika u realnom vremenu, uključujući - metrološke karakteristike; prikupljanje i prikaz sveobuhvatnih informacija o stanju i radu trafostanica); - povećanje tačnosti mjerenja (posebno pri strujama manjim od 10-15% In) i, ​​zbog toga, povećanje tačnosti mjerenja električne energije i tačnosti OMP-a; - smanjenje mogućnosti pojave kvarova tipa "uzemljenje u DC mreži" (smanjenje dimenzije DCS-a zbog upotrebe digitalnih optičkih komunikacija); - smanjenje broja iznenadnih kvarova glavne elektro opreme i povezanih kazni za nedovoljno snabdijevanje električnom energijom i kršenja proizvodnog ciklusa (proširena dijagnostika cjelokupnog kompleksa tehničkih sredstava sistema centralnog grijanja);

SVRHE STVARANJA, OSNOVNI PRINCIPI STVARANJA SVRHE STVARANJA SMANJENJE OPERATIVNIH TROŠKOVA (za održavanje) - smanjenje broja kvarova, kvarova, kvarova relejne zaštite (upotreba optičkih kablova umjesto bakra povećaće elektromagnetnu kompatibilnost savremene sekundarne opreme mikroprocesorski relejni zaštitni uređaji i automatika); - povećanje algoritamske pouzdanosti relejne zaštite (odsustvo zasićenja i mogućnost merenja aperiodične komponente optičkog digitalnog TT će pojednostaviti i poboljšati algoritme relejne zaštite); - smanjenje potrošnje za krugove naizmjenične struje i napona (kao rezultat upotrebe optičkih CT i VT)

CILJEVI STVARANJA, OSNOVNI PRINCIPI OSNOVNI PRINCIPI STVARANJA Prelazak na digitalne (uglavnom optičke) tehnologije za preuzimanje informacija i prenošenje upravljačkih komandi – mogućnost „zamjene u hodu” izvora signala i time povećanje pouzdanosti relejne zaštite; - povećanje performansi (nema potrebe za zaštitom od odbijanja, smanjenje vremena odziva izvršnog dijela - zbog optičkih IGBT modula, smanjenje vremena za detekciju hitnog režima *). - poboljšanje uslova u pogledu bezbednog rada i elektromagnetne kompatibilnosti (zahvaljujući optičkim komunikacijama, nema odvajanja potencijala od razvodnog uređaja); Povećanje intelektualne komponente u DSP opremi - razvoj sredstava i metoda kontinuirane dijagnostike (praćenje degradacije karakteristika, praćenje spremnosti za obavljanje poslova, praćenje metroloških karakteristika), - proširenje broja funkcija implementiranih u svakom terminalu; - prijenos dijela računskih i dijagnostičkih zadataka na module interfejsa (Smart-IED).

CILJEVI KREIRANJA, OSNOVNI PRINCIPI OSNOVNI PRINCIPI KREIRANJA Dvostepena implementacija DSP-a: Faza 1: - korištenje postojeće osnovne opreme, kojoj je dodat interfejs digitalni inteligentni modul (obično smješten u prostoriji) baziran na IEC i IEC. moguće podesiti sastav i vrstu senzora koji se koriste. Sticanje radnog iskustva. - razvoj cjelokupne palete uređaja za relejnu zaštitu i automatizaciju, PA, mjerenja sa IEC i IEC interfejsima Faza 2: - značajna modernizacija glavne električne opreme uz integraciju specijalizovanih digitalnih senzora bez nadzora, terenskih kontrolera, solid-state izvršnih modula. Proširenje opsega zadataka koje obavlja modul interfejsa. Rafiniranje svih DSP komponenti, uzimajući u obzir operativno iskustvo.

KOMPONENTE DIGITALNE PODSTANICE Digitalni instrumentni transformatori Merenje harmonijskih komponenti Prošireni dinamički i frekventni opseg Sinhronizacija merenja Smanjenje metroloških gubitaka Eliminisan uticaj elektromagnetnih efekata (uticaj šuma, zaostala magnetizacija, itd.) struja), povećanje tačnosti OMP. Samodijagnostika Pojednostavljena instalacija (manja težina) Niža cijena (za naponsku klasu kV)

KOMPONENTE DIGITALNE PODSTANICE (Centar za koordinaciju trafostanice - PCC) PCC - softversko i hardversko jezgro DSP-a, koordinira glavni tokovi informacija u DSP i automatizaciji procesa donošenja i sprovođenja odluka o kontroli opreme trafostanica. U tu svrhu, PCC bi trebao osigurati: održavanje ažuriranog modela tehnološkim procesima trafostanice, kao osnova za izgradnju algoritama upravljanja, analize, pouzdanosti informacija i upravljanja funkcionisanjem trafostanice; rad podsistema za analizu tehnoloških situacija, uklj. podrška procesima donošenja odluka za menadžment u kompleksu / vanredne situacije na osnovu trenutnog modela; organizacija i održavanje baze podataka o stanju opreme DSP-a; praćenje stanja prije vanrednog stanja i izdavanje signala i poruka upozorenja ili alarma; interakcija sa kontrolnim centrima kao „predstavnikom“ centralizovanog sistema upravljanja na najvišim nivoima hijerarhije upravljanja u EPS-u; daljinsko upravljanje opremom centralne kontrolne stanice uz obezbjeđivanje kontrole nad njenom sposobnošću, prihvatljivošću i sigurnošću (uzimajući u obzir stvarno stanje opreme trafostanice), kao i uspješnost izvršavanja komandi

Metrološka podrška Novi kvaliteti mjerenja Gubici u sekundarnim krugovima (različiti za sve uređaje); Višestruke AD konverzije (u svakom uređaju); Van sinkroniciteta mjerenja; Veliki uticaj EM efekata; itd. Nedostatak gubitka u prijenosu informacija; Neograničeno umnožavanje informacija; Jednom izvršena AD konverzija (primarno mjerenje) itd. Tradicionalna trafostanica Digitalna trafostanica

INFORMACIONI SOFTVER (alati, ESKK) SOFTVERSKI ALATI - podrška za puni životni ciklus DSP PAK-a (tokom projektovanja, puštanja u rad, tokom rada) - podrška za jedinstveni informacioni prostor (jedinstveni sistem klasifikacije i kodiranja, poštovanje međunarodnih IEC standarda pri radu sa podacima) - podrška za "samodokumentaciju" PAK TsPS (automatsko generisanje dokumentacije u elektronskom obliku, dogovoreni oblici pristupa dokumentima od NCC, MES, PMES); - podrška konfiguraciji i održavanju Smart IED uređaja (tehnološki softver, aktuelni konfiguracioni fajlovi, operativna dokumentacija); - kontinuirano praćenje i dijagnostiku mreža za prenos podataka. JEDINSTVENI SISTEM KLASIFIKACIJE I KODIRANJA - jedinstveni sistem označavanja svih vrsta elektroenergetskih objekata; - jedinstveno označavanje objekata klasifikacije i označavanja u projektovanju, realizaciji (izgradnji), radu i modernizaciji (rekonstrukciji) elektroenergetskih objekata; - decentralizacija procesa identifikacije opreme; - jedinstvenost identifikacionog koda; - otpornost identifikacionog koda na opseg; - nedvosmislenost i ispravnost zahtjeva za dobijanje različitih podataka i dokumenata tokom mašinske obrade (u fazi projektovanja i tokom rada); - mogućnost usklađivanja sa drugim sistemima klasifikacije (posebno - CIM); - osiguravanje mogućnosti održavanja trenutnih lokalnih oznaka opreme

SNABDEVANJE INFORMACIJAMA (Common Information Model - CIM) CIM reprezentacija je jedan jezik za opisivanje podataka i, shodno tome, interfejs u zajedničkom integrisanom okruženju. CIM je zajednički jezik za aplikacije kada se radi u jedinstvenoj ASTU JSC FGC UES. Početni podaci za izgradnju informacionog modela su: - električno kolo normalan PS način rada; - klasifikacijske tabele i metode za konstruisanje jedinstvenih identifikatora objekata, opreme, merenja, signala i dokumenata; -profil modela, koji definiše: 1) klase, atribute i odnose među njima u šemi informacionog modela; 2) standarde iz oblasti informacionih tehnologija (do verzije), čije je poštovanje obavezno pri projektovanju, implementaciji i radu sistema upravljanja.
OSIGURANJE POUZDANOSTI (dijagnostika i testiranje) Samodijagnostika hardvera: - Pametni IED moduli glavne električne opreme - mikroprocesorski terminali - digitalne mreže Eksterna automatska dijagnostika korištenjem specijalizovanog softvera i hardvera: - bez gašenja (poređenje trenutnih vrijednosti struja od različiti CTP-ovi iste veze, poređenje napona električno priključenog VT, kontrola zbira struja/snaga u čvoru). - sa kratkotrajnim isključenjem (emulacija test signala za terminale i poređenje primljenog odgovora terminala sa testom)

Digitalna podstanica 20 AD „Naučno-tehnički centar elektroprivrede“ U okviru pilot projekta AD FGC UES „Digitalna podstanica“ koordinira sledeće oblasti: 1. Razvoj „Koncepta hardversko-softverskog kompleksa“ Digital Trafostanica „- decembar 2010. 2. Konverzija rekonstruisane trafostanice AD“ Naučno-tehnički centar elektroprivrede „110/10 kV“ u „Digitalnu trafostanicu“ koju čine: optički strujni i naponski transformatori; Autobus stanice, procesni autobus; Višenamjenski elektronički mjerni i mjerni uređaji; Sistem za prikaz informacija i upravljanje trafostanicama (SCADA); -Decembar 2010. U 2011. mikroprocesorska zaštita trafostanice. 3. Uspostavljanje poligona za testiranje digitalne trafostanice u OJSC "STC Elektroprivrede"

Nove proizvodne tehnologije savremeni sistemi menadžment je prešao iz faze naučnog istraživanja i eksperimenata u fazu praktične upotrebe. Razvijeni su i implementirani savremeni komunikacijski standardi za razmjenu informacija. Uređaji za digitalnu zaštitu i automatizaciju imaju široku primjenu. Došlo je do značajnog razvoja sistema upravljanja hardverom i softverom. Pojava novih međunarodnih standarda i razvoj modernih informacionih tehnologija otvaraju mogućnosti za inovativne pristupe rješavanju problema automatizacije i upravljanja elektroenergetskim objektima, omogućavajući stvaranje novog tipa trafostanice - digitalne trafostanice (DSP). Karakteristične karakteristike DSP-a su: prisustvo inteligentnih mikroprocesorskih uređaja ugrađenih u primarnu opremu, korišćenje lokalnih računarskih mreža za komunikaciju, digitalni način pristupa informacijama, njihov prenos i obrada, automatizacija trafostanice i procesa upravljanja. U budućnosti će biti digitalna trafostanica ključna komponenta pametna mreža (Smart Grid).

Pojam „digitalna podstanica“ i dalje različito tumače različiti stručnjaci iz oblasti automatizacije i upravljačkih sistema. Da bismo razumeli koje tehnologije i standardi se odnose na digitalnu podstanicu, pratimo istoriju razvoja ACS-a i sistema relejne zaštite i automatizacije. Uvođenje sistema automatizacije počelo je pojavom telemehaničkih sistema. Telemehanički uređaji omogućili su prikupljanje analognih i diskretnih signala pomoću USO modula i mjernih pretvarača. Na bazi telemehaničkih sistema razvijeni su prvi automatizovani sistemi upravljanja procesima za električne podstanice i elektrane. APCS je omogućio ne samo prikupljanje informacija, već i njihovu obradu, kao i predstavljanje informacija u korisničkom interfejsu. Pojavom prve relejne zaštite zasnovane na mikroprocesoru, informacije sa ovih uređaja su takođe počele da se integrišu u APCS sisteme. Postepeno se povećavao broj uređaja sa digitalnim interfejsima (sistemi upravljanja u hitnim slučajevima, sistemi za nadzor elektroenergetske opreme, sistemi za nadgledanje DC centrala i pomoćnih potreba, itd.). Sve ove informacije sa uređaja niži nivo integrisan u automatizovani sistem upravljanja procesom preko digitalnih interfejsa. Uprkos raširenoj upotrebi digitalnih tehnologija za sisteme automatizacije zgrada, takve trafostanice nisu u potpunosti digitalne, jer se sve početne informacije, uključujući stanja blok kontakta, napona i struja, prenose u obliku analognih signala od rasklopnog uređaja do operativnog upravljanja. centar, gdje se digitalizira zasebno od strane svakog uređaja nižeg nivoa. Na primjer, isti napon se paralelno napaja na sve uređaje nižeg nivoa, koji ga pretvaraju u digitalni oblik i prenose do ACS-a. U tradicionalnim trafostanicama, različiti podsistemi koriste različite komunikacijske standarde (protokole) i informacione modele. Za funkcije zaštite, mjerenja, računovodstva, kontrole kvaliteta, individualnih mjernih sistema i komunikacija, što značajno povećava kako složenost implementacije sistema automatizacije na trafostanici tako i njegovu cijenu.

Prelazak na kvalitativno nove sisteme automatizacije i upravljanja moguć je uz korištenje standarda i tehnologija digitalnih podstanica koje uključuju:

1.ec 61850 standard:
model podataka uređaja;
jedinstveni opis trafostanice;
vertikalni (MMS) i horizontalni (GOOSE) protokoli za razmjenu;
protokoli za prijenos trenutnih vrijednosti struja i napona (SV);

2. digitalni (optički i elektronski) strujni i naponski transformatori;
3. analogni multipleksori (Merging Units);
4. daljinski moduli USO (Micro RTU);
5. inteligentni elektronski uređaji (IED).

Osnovna karakteristika i razlika standarda IEC 61850 od ostalih standarda je u tome što reguliše ne samo pitanja prenosa informacija između pojedinačnih uređaja, već i formalizaciju opisa kola – podstanica, zaštita, automatizacija i merenje, konfiguracija uređaja. Standard predviđa mogućnost korištenja novih digitalnih mjernih uređaja umjesto tradicionalnih analognih brojila (strujni i naponski transformatori). informacione tehnologije omogućavaju vam da pređete na automatizovano projektovanje digitalnih podstanica koje kontrolišu digitalno integrisani sistemi. Sve informacione komunikacije na takvim trafostanicama su digitalne i čine jednu procesnu magistralu. Time se otvara mogućnost brze direktne razmjene informacija između uređaja, što u konačnici omogućava smanjenje broja bakrenih kabelskih priključaka i broja uređaja, kao i njihov kompaktniji raspored.
KONSTRUKCIJA DIGITALNE PODSTANICE

Razmotrimo detaljnije strukturu digitalne trafostanice, izrađene u skladu sa standardom IEC 61850 (Sl.). Sistem automatizacije elektroenergetskog objekta izgrađenog tehnologijom digitalne podstanice podijeljen je na tri nivoa:
nivo polja (nivo procesa);
nivo veze;
nivo stanice.

Nivo polja se sastoji od:
primarni senzori za prikupljanje diskretnih informacija i prijenos upravljačkih naredbi do sklopnih uređaja (mikro RTU);
primarni senzori za prikupljanje analognih informacija (digitalni strujni i naponski transformatori).

Nivo uvale se sastoji od inteligentnih elektronskih uređaja:
uređaji za kontrolu i nadzor (kontrolori veze, multifunkcionalni mjerni uređaji, ASKUE brojila, sistemi za nadzor transformatorske opreme itd.);
terminali relejne zaštite i automatizacija lokalne kontrole u slučaju nužde.

Nivo stanice se sastoji od:
serveri najvišeg nivoa (server baze podataka, SCADA server, server telemehanike, server za prikupljanje i prenošenje tehnoloških informacija itd., koncentrator podataka);
Radna stanica osoblja trafostanice.

Od osnovnih karakteristika izgradnje sistema, prije svega, potrebno je izdvojiti novi nivo „polja“ koji uključuje inovativne uređaje za primarno prikupljanje podataka: uređaje za daljinsko upravljanje, digitalne instrumentne transformatore, ugrađenu mikroprocesorsko dijagnostiku. sistemi za elektroenergetsku opremu itd.

Digitalni instrumentni transformatori prenose trenutne napone i struje prema IEC 61850-9-2 protokolu na uređaje na nivou ležišta. Postoje dvije vrste digitalnih instrumentnih transformatora: optički i elektronski. Optički mjerni transformatori su najpoželjniji pri kreiranju sistema upravljanja i automatizacije digitalnih trafostanica, jer koriste inovativni princip mjerenja koji isključuje utjecaj elektromagnetnih smetnji. Elektronski instrumentni transformatori su bazirani na tradicionalnim transformatorima i koriste specijalizovane analogno-digitalne pretvarače.

Podaci iz digitalnih instrumentnih transformatora, optičkih i elektronskih, se konvertuju u emitovanje Ethernet paketa pomoću multipleksora (Merging Units) specificiranih u standardu IEC 61850-9. Paketi formirani od strane multipleksera se prenose preko Ethernet mreže (procesne magistrale) do uređaja na nivou veze (kontroleri za ACS, RZA, PA, itd.) Brzina uzorkovanja prenetih podataka nije gora od 80 tačaka po periodu za relej uređaja za zaštitu i automatizaciju i 256 bodova po periodu za APCS , AIIS KUE itd.

Podaci o položaju sklopnih uređaja i druge diskretne informacije (položaj tipki upravljačkog režima, stanje krugova grijanja pogona, itd.) prikupljaju se pomoću eksternih USO modula instaliranih u neposrednoj blizini sklopnih uređaja. Udaljeni moduli USO imaju relejne izlaze za upravljanje komutacionim uređajima i sinhronizovani su sa tačnošću od najmanje 1 ms. Prijenos podataka sa eksternih modula USO-a vrši optička komunikacija koji je dio IEC 61850-8-1 (GOOSE) procesne magistrale. Prenos komandi upravljanja komutacionim uređajima se takođe vrši preko eksternih USO modula koristeći IEC 61850-8-1 (GOOSE) protokol.

Oprema za napajanje opremljena je setom digitalnih senzora. Postoje specijalizovani sistemi za nadzor transformatorske i gasno izolovane opreme, koji imaju digitalni interfejs za integraciju u sisteme upravljanja procesima bez korišćenja diskretnih ulaza i senzora 4-20 mA. Savremene rasklopne aparature opremljene su ugrađenim digitalnim strujnim i naponskim transformatorima, a upravljački ormari u rasklopnim aparatima omogućavaju ugradnju uređaja za daljinsko upravljanje za prikupljanje diskretnih signala. Instalacija digitalnih senzora u GIS-u se vrši u proizvodnom pogonu, što pojednostavljuje proces projektovanja, kao i montažu i puštanje u rad na objektu.

Druga razlika je integracija srednjeg (koncentratori podataka) i gornjeg (server i radna stanica) nivoa u jedan nivo stanice. To je zbog jedinstva protokola za prijenos podataka (standard IEC 61850-8-1), u kojem srednji nivo, koji je ranije obavljao posao na pretvaranju informacija iz različitih formata u jedinstven format za integrirani ACS, postepeno gubi svoj značaj. svrha. Nivo priključka uključuje inteligentne elektronske uređaje koji primaju informacije od uređaja na nivou terena, izvode logičku obradu informacija, prenose kontrolne akcije preko uređaja na nivou polja do primarnoj opremi, a takođe prenose informacije na nivo stanice. Ovi uređaji uključuju kontrolere u ležištu, MPRZA terminale i druge multifunkcionalne mikroprocesorske uređaje.

Sljedeća razlika u strukturi je njena fleksibilnost. Uređaji za digitalnu podstanicu mogu se izraditi na modularnoj osnovi i omogućavaju kombinovanje funkcija mnogih uređaja. Fleksibilnost izgradnje digitalnih trafostanica omogućava nam da ponudimo različita rješenja, uzimajući u obzir karakteristike elektroenergetskog objekta. U slučaju modernizacije postojeće trafostanice bez zamjene elektroenergetske opreme za prikupljanje i digitalizaciju primarnih informacija, moguća je ugradnja ormara za daljinsko upravljanje. Istovremeno, pored diskretnih ulazno/izlaznih ploča, uređaji za daljinsko upravljanje će sadržati i direktne analogne ulazne ploče (1/5 A), koje omogućavaju prikupljanje, digitalizaciju i izdavanje podataka sa tradicionalnih strujnih i naponskih transformatora u IEC 61850-9 -2 protokol. U budućnosti, potpuna ili djelomična zamjena primarne opreme, uključujući zamjenu elektromagnetnih transformatora optičkim, neće dovesti do promjene nivoa priključka i trafostanice. U slučaju korištenja GIS-a, moguće je kombinirati funkcije uređaja za daljinsko upravljanje, jedinice za spajanje i kontrolera ležišta. Takav uređaj se ugrađuje u upravljački ormar rasklopnog uređaja i omogućava digitalizaciju svih početnih informacija (analognih ili diskretnih), kao i obavljanje funkcija kontrolera ležišta i funkcija rezervnog lokalnog upravljanja.

Sa pojavom standarda IEC 61850, brojni proizvođači su objavili proizvode za digitalne podstanice. Trenutno je u svijetu već završeno mnogo projekata vezanih za primjenu standarda IEC 61850, koji su pokazali prednosti ove tehnologije. Nažalost, i sada, kada se analiziraju moderna rješenja za digitalnu trafostanicu, može se uočiti prilično labavo tumačenje zahtjeva standarda, što u budućnosti može dovesti do nedosljednosti i problema u integraciji. savremena rešenja u oblasti automatizacije.

Danas Rusija aktivno radi na razvoju tehnologije digitalnih podstanica. Pokrenut je niz pilot projekata, vodeće ruske firme su počele da razvijaju domaće proizvode i rješenja za digitalnu podstanicu. Po našem mišljenju, prilikom kreiranja novih tehnologija fokusiranih na digitalnu podstanicu, neophodno je striktno poštovati standard IEC 61850, ne samo u pogledu protokola za prenos podataka, već i u ideologiji izgradnje sistema. Usklađenost sa zahtjevima standarda omogućit će u budućnosti pojednostavljenje modernizacije i održavanja objekata baziranih na novim tehnologijama.

Vodeće ruske kompanije (NPP EKRA LLC, EnergopromAvtomatizatsiya LLC, Profotek CJSC i NIIPT dd) su 2011. godine potpisale opšti sporazum o organizovanju strateške saradnje u cilju kombinovanja naučnih, tehničkih, inženjerskih i komercijalnih napora za stvaranje digitalnih trafostanica na teritoriji Ruska Federacija.

U skladu sa IEC 61850, razvijeni sistem se sastoji od tri nivoa. Procesnu sabirnicu predstavljaju optički transformatori (CJSC Profotek) i eksterni USO (microRTU) NPT Expert (LLC EnergopromAvtomatizatsiya). Nivo veze - mikroprocesorska zaštita NPP EKRA doo i NPT BAY-9-2 kontroler veze EnergopromAvtomatizatsiya doo. Oba uređaja prihvataju IEC 61850-9-2 analogne informacije i IEC 61850-8-1 diskretne informacije (GOOSE). Nivo stanice je implementiran na bazi SCADA NPT Expert sa podrškom za IEC 61850-8-1 (MMS).

U okviru zajedničkog projekta razvijen je i sistem kompjuterski potpomognuto projektovanje DSP - SCADA Studio, razradio strukturu Ethernet mreže za različite opcije konstrukcije, sastavljen je maketa digitalne trafostanice i obavljena su zajednička ispitivanja, uključujući i na ispitnom stolu u JSC NIIPT.

Radni prototip digitalne trafostanice predstavljen je na izložbi Električne mreže Rusije-2011. Za 2012. godinu planirana je realizacija pilot projekta i proizvodnja opreme za digitalne trafostanice u punom obimu. Ruska oprema za digitalnu podstanicu je prošla kompletno testiranje, njena kompatibilnost prema standardu IEC 61850 sa opremom raznih stranih (Omicron, SEL, GE, Siemens itd.) i domaće (Prosoft-Systems LLC, NPP Dinamika i druge) kompanije.

Razvoj vlastitog ruskog rješenja za digitalnu podstanicu omogućit će ne samo razvoj domaće proizvodnje i nauke, već i povećanje energetske sigurnosti naše zemlje. Provedene studije tehničkih i ekonomskih pokazatelja omogućavaju nam da zaključimo da trošak novog rješenja pri prelasku na serijsku proizvodnju proizvoda neće premašiti cijenu tradicionalnih rješenja za sisteme automatizacije zgrada i da će pružiti niz tehničkih prednosti, kao što su:
značajno smanjenje kablovskih veza;
poboljšanje tačnosti mjerenja;
jednostavnost dizajna, rada i održavanja;
jedinstvena platforma za razmjenu podataka (IEC 61850);
visoka otpornost na buku;
visoka sigurnost od požara i eksplozije i ekološka prihvatljivost;
Smanjenje broja ulazno/izlaznih modula za APCS i RPA uređaje, što smanjuje troškove uređaja.

Brojna druga pitanja zahtijevaju dodatne provjere i rješenja. To se odnosi na pouzdanost digitalnih sistema, na pitanja konfigurisanja uređaja na nivou trafostanice i interkonekcije, na kreiranje javno dostupnih alata za projektovanje fokusiranih na različite proizvođače mikroprocesorske i glavne opreme. Da bi se osigurao potreban nivo pouzdanosti u okviru pilot projekata, potrebno je riješiti sljedeće zadatke.

1. Određivanje optimalne strukture digitalne trafostanice u cjelini i njenih pojedinačnih sistema.
2. Usklađivanje međunarodnih standarda i razvoj domaćih regulatorni dokumenti.
3. Metrološka certifikacija sistema automatizacije, uključujući AIMSKUE sisteme, uz podršku IEC 61850-9-2.
4. Akumulacija statistike o pouzdanosti opreme digitalnih trafostanica.
5. Akumulacija iskustva u implementaciji i radu, obuka kadrova, stvaranje centara izvrsnosti.

Trenutno je u svijetu počela masovna implementacija rješenja digitalnih podstanica baziranih na standardima serije IEC 61850, implementiraju se tehnologije upravljanja Smart Grid, a aplikacije se puštaju u rad. automatizovani sistemi tehnološki menadžment... Upotreba tehnologije digitalne trafostanice treba da omogući u budućnosti značajno smanjenje troškova projektovanja, puštanja u rad, rada i održavanja elektroenergetskih objekata.

Aleksej Danilin, direktor za automatizovane sisteme upravljanja, JSC SO UES, Tatjana Gorelik, šef odeljenja za automatizovani sistem upravljanja procesima, dr.

Digitalna podstanica se naziva okosnom komponentom stvaranja inteligentne mreže - i ova tema je u U poslednje vreme postaje sve popularniji. To je napredak koji se prepoznaje međunarodnom nivou metoda automatizacije rješavanja problema efektivno upravljanje energetskih objekata, potpuno ga pretvarajući u digitalni format. Integracijom ove tehnologije u sisteme automatizacije trafostanica, proizvodne kompanije su spojile više od decenije iskustva u proizvodnji „nekonvencionalnih“ mernih strujnih i naponskih transformatora sa najnoviju tehnologiju veze i napravljene moguća veza primarna visokonaponska oprema za uređaje relejne zaštite i automatizacije (RPA). Ovo poboljšava pouzdanost i dostupnost sistema, kao i optimizaciju sekundarnih kola u trafostanici.

Vodeće kompanije u ovoj branši nastavljaju da razvijaju ovu tehnologiju, a kako napominju stručnjaci, udruživanje je od posebne vrijednosti s obzirom na značaj i obim postavljenih zadataka. Ovaj strateški značajan projekat za industriju nemoguće je izvesti uz pomoć jedne kompanije, kažu stručnjaci. Po njihovom mišljenju, vrijeme kada su sve ove tehnologije bile komercijalna tajna je već prošlo i pojavila se prava zajednica za implementaciju digitalnih trafostanica koja ovu tehnologiju promoviše u svim pravcima.

Ove riječi potvrđuje i sporazum između Alstoma i Cisco-a, koji su se dogovorili da zajednički razvijaju rješenja za sigurnu automatizaciju digitalnih podstanica. Ova rješenja će koristiti rutere i prekidače za podstanice Cisco Connected Grid u robusnom dizajnu s naprednim komunikacijskim i sigurnosnim funkcijama informacija i Alstom DS Agile kontrolnim sistemom za automatizaciju podstanica.

Ovo će dovesti performanse IP komunikacija na viši nivo i omogućiti integraciju sigurnosti informacija, distribuiranog nadzora i kontrole. Na osnovu ovakvog rješenja već su stvoreni centri za prijenos informacija i distribuciju energije u okviru savremene arhitekture elektroenergetskih mreža.

Rješenja vam omogućavaju da upravljate pristupom korisnika kritičnim resursima, otkrivate i eliminišete moguće elektronske napade u cijeloj mrežnoj infrastrukturi. Arhitektura digitalne trafostanice sadrži sveobuhvatan funkcionalnost upravljanje sigurnošću uzimajući u obzir preporuke NIST-a (Nacionalni institut za standarde i tehnologiju SAD) i IEC (Međunarodna elektrotehnička komisija, IEC).

Kako napominju iz Cisco-a, primenjeni višeslojni arhitektonski pristup će obezbediti optimalno postavljanje sistema automatizacije trafostanice i omogućiti efikasan dizajn za implementaciju rešenja. Omogućava vam da jednostavno dizajnirate svoju komunikacijsku infrastrukturu i integrirate je sa kritičnim sigurnosnim i kontrolnim funkcijama, nadzorom resursa i opremom za upravljanje električnom mrežom. Inteligentne funkcije vam pomažu da pažljivo pratite kapacitet opterećenja i upravljate mrežnom opremom uz najveću efikasnost.

Višeslojni arhitektonski pristup će također omogućiti podršku žičanim i bežičnim komunikacijama na istoj konvergentnoj mreži, dok se u isto vrijeme mogu implementirati programi preventivnog održavanja na lokacijama koje produžavaju vrijeme neprekidnog rada i smanjuju troškove održavanja opreme. Mreža trafostanica podržava postojeće i nove komunikacijske standarde (npr. IEC 61850) i davanje prioriteta prijenosu kontrolnih podataka u odnosu na drugi promet.

Glavne prednosti digitalnih podstanica leže u području ekonomije: smanjeni su troškovi izrade i troškovi rada. Uštede se postižu smanjenjem površine potrebne za lociranje objekta, smanjenjem količine opreme (npr. kombinovanjem različitih uređaja) i, kao rezultat, troškova montažnih radova.

Kao rezultat toga, trošak automatizacije upravljanja trafostanicama neće biti veći od 15 posto troškova njene izgradnje i opremanja primarnom opremom. U smislu pouzdanosti, digitalna podstanica ima koristi od manje komponenti i upotrebe alata za praćenje i dijagnostiku.

Kako stručnjaci ocjenjuju izglede za uvođenje ove tehnologije u Rusiji? Ima dovoljno kompanija koje tvrde da imaju neophodnu opremu, da su savladale tehnologije i da posjeduju potrebne kompetencije, ali je, kao i obično, manje praktičnih koraka. Drugo pitanje je izbor između domaćih i stranih prijedloga. Prema rečima stručnjaka FGC UES, kompromis je potreban kada se „mogu doneti odluke o brendu i – kao rezervna opcija – domaći razvoj ponuditi tržištu”. Štaviše, bez elemenata administrativne regulative od strane FGC-a, ovaj proces neće biti uspješan.

Pa ipak, u Rusiji je proces uvođenja digitalnih podstanica definitivno počeo, o čemu svjedoči i sastanak menadžmenta Alstoma i JSC Russian Networks, posvećen diskusiji o tekućim i budućim projektima digitalnih trafostanica. U ime Rossetija sastanku su prisustvovali generalni direktor Olega Budargina, što govori o značaju ovom pravcu Za kompaniju.

Alstom je aktivno uključen u implementaciju tehnologija pametnih mreža s aktivno-prilagodljivom mrežom. Kompanija trenutno učestvuje u realizaciji projekta prve digitalne trafostanice u Rusiji na bazi trafostanice 220 kV Nadežda, ogranka FGC UES, MES Urala. Alstom isporučuje opremu i ugrađuje kontrolere u ležištima sa podrškom IEC 61850-9-2 LE, sisteme za zaštitu i automatizaciju releja i sisteme za kontrolu procesa, a takođe će izvršiti njihovo puštanje u rad.

Trenutno se u Rusiji implementira nekoliko projekata digitalnih trafostanica odjednom, kao što je poligon za testiranje digitalne podstanice baziran na Naučno-tehničkom centru FGC UES, trafostanica Nadežda 500 kV bazirana na Uralskim magistralnim električnim mrežama i klaster Elgaugol.

Međutim, kako napominju stručnjaci, ovom pitanju nedostaje najvažnija komponenta - metodologija dizajna u potpunosti. Potrebno je riješiti pitanje automatizacije ovog procesa dok se osoblje ne obuči. U suprotnom, to će značajno usporiti razvoj digitalnih trafostanica u Rusiji, što je vrlo nepoželjno.