Digitalna podpostaja. Kako nastaja oprema digitalne podpostaje Digitalna podpostaja oprema

DIGITALNO

PODPOSTAJA

DIGITALNO

PODPOSTAJA

INTERAKTIVNI NADZOR LASTNIH POTREBE TRANSFORMACIJE PREKO PLOŠČE NA DOTIK INDUSTRIJSKOG UPRAVLJALNIKA

TERMINALI ZA ZAŠČITO IN AVTOMATIZACIJ MIKROPROCESORJA, ŠTEVILCI ELEKTRIČNE ENERGIJE, KI PODPOREJO PROTOKOLE IEC 61850

TRADICIONALNI TOKOVNI TRANSFORMATORJI IN NAPETOSTNI TRANSFORMATORJI V POVEZAVI Z NAPRAVO ZA PRIKLOP BUS

MERITVE, NADZOR IN SIGNALIZACIJA SO IZVEDENA V SISTEMU SCADA, KI JE KRMILJEN PREKO INDUSTRIJSKOGA RAČUNALNIKA Z PLOŠČO HMI na dotik

Kaj je digitalna postaja?

To je transformatorska postaja, opremljena z nizom digitalnih naprav, ki zagotavljajo delovanje sistemov relejne zaščite in avtomatizacije, merjenja električne energije, avtomatiziranih sistemov za vodenje procesov in registracijo izrednih dogodkov po protokolu IEC 61850.

Uvedba standarda IEC 61850 omogoča povezavo vse tehnološke opreme postaje z enotnim informacijskim omrežjem, preko katerega se ne prenašajo le podatki od merilnih naprav do terminalov relejne zaščite in avtomatizacije, temveč tudi krmilni signali.

Na voljo je ekskluzivna rešitev

Standard IEC 61850 je zelo poznan v transformatorskih postajah z razredom napajalne napetosti 110 kV in več, ponujamo rešitev za uporabo tega standarda v razredih 35kV, 10kV in 6kV.

Zakaj je potrebna digitalna postaja?

Skrajšan čas oblikovanja za 25 %

Tipizacija vezja in funkcionalne rešitve. Zmanjšanje števila funkcionalnih tokokrogov, priključnih vrstic v relejnih predelih kabin.

Zmanjšanje obsega montažnih in zagonskih del za 50 %

Uporablja se raztopina visoke tovarniške pripravljenosti. Obrat izvaja montažo stikalne opreme za glavne in pomožne tokokroge. Izvajajo se medomarice povezav obratovalnih tokovnih sistemov, vgrajujejo avtomatizirani sistemi vodenja procesov in avtomatizirani sistemi za nadzor porabe energije. Izvajajo se parametriranje, konfiguracija in testiranje sistemov relejne zaščite in avtomatizacije.

Zmanjšani stroški vzdrževanja za 15 %

Prehod iz načrtovanega vzdrževanja glede na čas na vzdrževanje glede na stanje opreme zaradi On-line diagnostike stanja opreme. S tem se zmanjša število obiskov delavcev za izvajanje rutinskega vzdrževanja.

100 % obratovalnega preklapljanja se izvede na daljavo z video nadzorom delovanja

Preprosta integracija vseh sistemov v en sam digitalni prostor omogoča varno in učinkovito upravljanje s postajo ter integracijo drugih nivojev v sistem ACS.

Kako deluje?

DIGITALNA PODPOSTAJA IEC 61850

Kupcu so dobavljene digitalne kompletne transformatorske postaje 100% tovarniške pripravljenosti, vključno z vsemi glavnimi sistemi RTP: ACS, ASKUE in MV.

KRU "Classic" ima sodobno arhitekturo in glede na obliko in obratovalne parametre v največji meri izpolnjuje vse sodobne zahteve. Zaradi široke mreže glavnih shem je dosežena visoka fleksibilnost rešitev pri načrtovanju in uporabi stikalnih naprav.

Vse 10 kV stikalne celice, ki so nameščene v RTP, so opremljene z električnim pogonom za ozemljitveni ločilnik in izvlečnim kasetnim elementom s stikalom.

SKP modul je posebna izolirana električna posoda, opremljena s sistemi za razsvetljavo, ogrevanje in prezračevanje ter vgrajeno električno opremo.

Ti moduli imajo visoko tovarniško pripravljenost s kratkimi časi vgradnje in zagona, zaradi česar so poleg visoke odpornosti proti koroziji in zmožnosti delovanja v težkih podnebnih razmerah nepogrešljivi pri gradnji kompletnih transformatorskih postaj.

■ Modularna zgradba ne potrebuje vzdrževanja skozi celotno življenjsko dobo.

■ Tovarna daje garancijo za protikorozijsko zaščito in barvanje za celotno življenjsko dobo.

■ Modularna zgradba ima pri normalnem obratovanju moč toplotne izgube največ 4 kW (zunanja temperatura-40 °C, notranja temperatura +18 °C) in 3 kW v načinu varčevanja z energijo (zunanja temperatura -40 °C, notranja temperatura +5 °C).

Moduli SKP so izdelani iz kovine z alucinkovo ​​prevleko (Al-55% -Zn-45%), ki zagotavlja zagotovljeno protikorozijsko zaščito za celotno življenjsko dobo modulov.

Kako deluje?

Kako deluje?

DIGITALNA PODPOSTAJA IEC 61850

Stikalne omare so opremljene z mikroprocesorskimi terminali za zaščito in avtomatizacijo ter analogno-digitalnimi pretvorniki. Pretvorba analognih signalov v digitalne ne presega meja ene stikalne omare.

Za zaščito UROV, ZMN, AVR, LZSH, obločne zaščite, DZT, OBR je potrebna vmesna povezava. Zahvaljujoč uporabi protokola IEC 61850 se vsi signali med terminali prenašajo preko enega optičnega kabla ali enega kabla Ethernet. Tako se izmenjava med omarami izvaja samo prek digitalnega kanala, kar odpravlja potrebo po tradicionalnih vezjih, ki povezujejo omare.

Uporaba optičnega kabla ali ethernet kabla namesto običajnih signalnih kablov zmanjša trajanje in stroške izpada postaj pri rekonstrukciji sekundarne opreme ter ustvari možnost za enostavno in hitro rekonfiguracijo sistema relejne zaščite in avtomatizacije.

Večina diskretnih signalov, ki se prenašajo med napravami za relejno zaščito in avtomatiko, neposredno vpliva na hitrost odprave zasilnega načina, zato se signal prenaša s punkcijo IEC 61850-8.2. (GOOSE), za katero je značilna visoka zmogljivost.

Čas prenosa enega podatkovnega paketa GOOSE

sporočil ne presega 0,001 sekunde.

Bilo je Bilo je

Prenos meritev in diskretnih signalov iz naprav relejne zaščite in avtomatizacije v sistem ACS se izvaja preko protokola MMS (z uporabo medpomnjenih in nemedpomnilnih storitev poročanja). Med delovanjem telesignalnih in telemetričnih sistemov se prenaša velika količina podatkov. Za zmanjšanje obremenitve informacijskega omrežja se uporablja protokol MMS, za katerega je značilna kompaktnost posredovanih informacij.

Kako deluje?

Komunikacijski protokol IEC 61850 omogoča sprotno samodiagnostiko opreme in vseh sistemov, nameščenih v postaji. Če se zaznajo odstopanja od običajnega načina delovanja, sistem samodejno aktivira rezervno shemo in upravljavcu izda ustrezno sporočilo.

Sistem analizira prejete podatke in oblikuje priporočila za vzdrževanje oprema, ki vam omogoča, da spremenite načelo dela od rednega načrtovanega preventivno delo za delo ob nastanku okvar. To načelo delovanja omogoča zmanjšanje stroškov osebja za vzdrževanje opreme.

Zahvaljujoč protokolu IEC 61850 s standardiziranim vmesnikom pri zasnovi transformatorske postaje je mogoče uporabiti opremo katerega koli proizvajalca, ki podpira ta protokol... DSP ima možnost enostavne integracije v sistem APCS najvišje ravni.

Kako deluje?

DIGITALNA PODPOSTAJA IEC 61850

V digitalni postaji ETZ Vector je izveden popoln daljinski nadzor vseh priključnih stikalnih naprav: odklopnika, izvlečnega elementa, ozemljitvenega stikala. Tako se popoln nadzor nad postajo izvaja na daljavo, kar bistveno poveča varnost osebja.

Zbiranje informacij iz celotne RTP in krmiljenje stikalnih naprav v realnem času poteka s pomočjo Scada-sistema, ki je vključen v osnovno konfiguracijo vseh digitalnih postaj ETZ Vector.

Zagotavlja prisotnost avtomatizirane delovne postaje za operativno osebje na postaji in/ali v kontrolni sobi. Scada-sistem omogoča vizualizacijo signalov in dogodkov, ki se dogajajo na postaji in zagotavlja podrobne informacije o alarmu ali dogodku v grafičnem prikazu.

Poleg tega je ena od funkcij sistema Scada oddajanje video slik iz kamer, nameščenih v predelkih celic, kar omogoča spremljanje stanja stikalnih naprav.

Scada - sistem je mogoče enostavno integrirati s katerim koli programski sistemi zgornjem nivoju, tako da RTP ne bo težko vključiti v en sam digitalni prostor energetskega četrti.

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

Rabljen tehnološke rešitve enotnega energetskega omrežja (EES), ustvarjenega pred več kot 60 leti, se v marsičem približuje meji operativnih zmogljivosti. Po konceptu razvoja UES, ki je bil razvit leta 2011, je naslednji korak lahko inteligentni sistem z aktivno-prilagodljivim omrežjem (AAC), v tuji terminologiji - Smart Grid. Proces povečevanja stopnje avtomatizacije objektov UES že poteka z uvajanjem novih tehnologij, katerih uporaba povzroča ne le vse vrste težav čisto tehnološke izvedbe, ampak tudi tveganja varnost informacij.

Eden najpomembnejših sestavni deli Koncept Smart Grid je digitalna podpostaja (DSP). DSP razumemo kot transformatorsko postajo z visoko stopnjo avtomatizacije vodenja, v kateri potekajo praktično vsi procesi izmenjave informacij tako med elementi DSP kot z zunanji sistemi, kot tudi nadzor delovanja DSP se izvajata v digitalni obliki na podlagi protokolov IEC, zlasti po odprtem objektno usmerjenem standardu IEC 61850. V skladu s tem standardom morajo naprave podpirati (slika 1): zmožnost sprejemanja vzorci trenutnih vrednosti (Simpled Values), analogni signali tokov / napetosti, možnost objave / naročanja na GOOSE-sporočila, možnost izmenjave informacij z uporabo tehnologije "odjemalec-strežnik" prek protokola MMS. MMS deluje na vrhu sklada TCP, kar vpliva na hitrost prenosa podatkov, zato se MMS pogosto uporablja za reševanje težav pri prenosu podatkov, ki niso kritični za zamude, na primer pri prenosu ukazov za daljinsko upravljanje, zbiranju telemetričnih in tele-signalnih podatkov ter prenosu jih na višji nivo - SCADA sistemi. V nasprotju s protokolom MMS se lahko GOOSE, nasprotno, uporablja za prenos "hitrih signalov", na primer ukazov za izklop odklopnika iz zaščite, ker so podatki v tem protokolu dodeljeni neposredno Ethernetu okvir, ki zaobide sklad TCP.

Novoustvarjeni sistemi strojne in programske opreme, kot je digitalna podpostaja, morajo biti v skladu z veljavnimi regulativnimi pravnimi akti Ruske federacije in upoštevati najboljše svetovne prakse gradnje sistemov kibernetske obrambe.

DSP, ki izpolnjuje oblikovane zahteve, mora imeti visokotehnološka sredstva zaščite pred kibernetskimi napadi, saj je predvsem objekt kritične informacijske infrastrukture (CII), kar dokazuje projekt Zvezni zakonšt. 47571-7 "O varnosti KII Ruska federacija”Priporočil odbor državne dume za energetiko in sprejet v prvi obravnavi 27. januarja 2017. Ta predlog zakona opredeljuje temeljna načela državne ureditve na področju varovanja KII v državi, da se zagotovi njeno trajnostno delovanje v primeru računalniških napadov. Razvit je bil z namenom izvajanja »Doktrine informacijske varnosti
Ruske federacije ", ki ga je predsednik Rusije potrdil 5. decembra 2016, v okviru katerega je zaščita KII opredeljena kot eden od strateških ciljev. Po predlogu zakona "kritična infrastruktura vključuje informacijske sisteme in telekomunikacijska omrežja vladnih agencij, avtomatizirane sisteme za nadzor procesov, ki delujejo v obrambni industriji, zdravstvu, prometu, komunikacijah, kreditih in financah, energetiki, gorivu, jedrski, raketni in vesoljski dejavnosti, rudarstvu, metalurške in kemične industrije«.

Glede na navedene zahteve mora ustvarjeni DSP imeti naslednje značilnosti, ki zagotavljajo kibernetsko zaščito predmeta:

• biti ustvarjen na ruski zaupanja vredni strojni in programski platformi z glavnimi komponentami (operacijski sistem, mikroprocesor, krmilnik perifernega vmesnika, osnovni vhodno/izhodni sistem), ki so jih v Ruski federaciji razvili ruski strokovnjaki in imajo
• popolna projektna dokumentacija;
• upoštevajo določila standardov, ki jih je razvila skupina IEC TC57: IEC 61850, IEC60870, IEC 62351, v smislu varnosti komunikacijskih protokolov, kot tudi zahteve standarda INL Cyber ​​Security Procurement Language 2008, ISO/IEC 27000 serije standardov v smislu splošna načela
• zagotavljanje varnosti digitalnih krmilnih sistemov in GOST-R IEC 62443-3-2013;
• uporabite ruske kriptografske algoritme, ki so vgrajeni v vsak element ali vsak podsistem digitalne postaje.

Druga značilnost konstrukcije tehnoloških sistemov upravljanje v elektroenergetski industriji je, da uporaba kriptografske informacijske varnosti (CIP) v njih ne bi smela zmanjšati zmogljivosti, saj je trajanje prehodnih (nujnih) procesov več deset mikrosekund. V mnogih mikrokrmilnikih, ki se danes uporabljajo, vdelava elementov kibernetske varnosti bodisi sprva ne zagotavlja razvijalec, bodisi je nemogoča, saj njihova vdelava ne bo zagotovila zahtevane zmogljivosti.

Na podlagi dolgoletnih izkušenj in znanja na svojih predmetnih področjih so strokovnjaki podjetij NIPOM OJSC, InSAT LLC, InfoTeKS OJSC in INEUM im. I.S. Brook« je razvil digitalno postajo, ki izpolnjuje vse navedene zahteve. "Spodnji" nivo DSP temelji na inovativnih terminalih relejne zaščite (RPA) OJSC "NIPOM". Razvit terminal za relejno zaščito in avtomatizacijo (slika 2) je izdelan v obliki blokovne kasete z zadnjim priključkom zunanjih žic in je opremljen s testnim krmilnim sistemom, ki služi
za preverjanje delovanja glavnih enot in blokov.

Ohišje releja vsebuje diskretne vhodno/izhodne plošče, analogno vhodno ploščo za dovajanje izmerjenih tokov in napetosti, hrbtno ploščo za usklajevanje kabelskega dela univerzalnih plošč (AI, DO/DI), napajalnik in industrijski računalnik z mikroprocesorjem Elbrus , saj delovanje KSZI OS Elbrus zagotavlja zahtevano raven zaščite informacij pred nepooblaščenim dostopom (NSD) in ne vpliva na delovanje sistema. Vsaka DO / DI plošča vsebuje 11 DI kanalov in 10 DO kanalov. Torej

Tako je v enem primeru možno izvesti od 33 do 66 DI kanalov in od 30 do 60 DO kanalov, kar omogoča uporabo razvitih terminalov za relejno zaščito in avtomatizacijo tako na objektih z majhnim številom signalov kot pri kompleksnih z veliko število povezav. Za izvajanje funkcij prenosa signalov diferencialne tokovne vzdolžne zaščite linije (DLP) s pomočjo protokola SV (IEC 61850) je mogoče število vrat Ethernet povečati z dodajanjem standardne ethernet kartice industrijskemu računalniku brez spreminjanja njegove zasnove. . Popolna ločitev terminalske logike in njene strojne zasnove je omogočila veliko možnosti za prosto nastavljivo logiko zaščitnih shem. Značilnosti terminala, ki povečujejo njegovo kibernetsko varnost, vključujejo mehanizme stroge dvofaktorske avtentikacije, ki jih izvaja NIPOM OJSC v sodelovanju z Infotecs OJSC.

"Zgornja" raven razvitega sistema, kot je bilo že omenjeno, je strežnik, ki temelji na domačem procesorju Elbrus z istim imenom operacijski sistem, ki se po potrebi lahko rezervira. Poleg tega se lahko v rešitvi, odvisno od zahtev posameznega objekta, uporablja tudi OS AstraLinux. Kot okolje za zbiranje in obdelavo podatkov se uporablja ruski SCADA sistem MasterSCADA 4D proizvajalca InSAT LLC. MasterSCADA 4D je večplatformska, vertikalno integrirana programska platforma z objektno usmerjenimi programskimi metodami, vključno z jeziki standarda IEC 61131-3, in edini sistem SCADA, ki trenutno deluje na OS Elbrus. MasterSCADA 4D zbira informacije iz terminala relejne zaščite prek vgrajenega gonilnika protokola IEC 61850 (MMS) in zagotavlja podatke v obliki mnemoničnih diagramov, poročil in trendov avtomatiziranemu delovno mesto operater postaje. Začetni (glavni) mnemonični diagram operaterja (slika 3) prikazuje enovrstični diagram transformatorske postaje, priključka in stanja primarne opreme.

Poleg tega ima operater vedno informacije o delovanju omrežne topologije DSP v obliki signalizacije stanja (vključno z delovnimi postajami, SCADA strežniki in sekundarno komunikacijsko opremo) s fiksacijo popoln seznam alarmi v dnevniku dogodkov. Vgrajeni zaščitni mehanizmi MasterSCADA 4D zagotavljajo avtentikacijo in identifikacijo uporabnikov v sistemu ter diferenciacijo njihovih pravic dostopa po vnaprej določenem vzorniku s strani razvijalca, registracijo vseh dejanj uporabnika od trenutka identifikacije do odjave. sistem.

Za zaščito elektronskega oboda RTP in implementacijo načela večnivojske zaščite so bili uporabljeni varnostni prehodi, ki jih je razvil Infotecs OJSC, ViPNetCoordinator HW 1000. Lokalno omrežje RTP je bilo razdeljeno / segmentirano na več varnostnih domen, to je območij transformatorskih postaj z različnimi zahtevami za zagotavljanje informacijske varnosti.

Tako so bile z uporabo industrijskega varnostnega prehoda ViPNetCoordinator IG pravice dostopa med seboj razmejene
nivoju postaje ter nivojih predela in procesnega vodila, kar je prikazano s funkcionalnim diagramom na sl. 5.

Izvajanje načela večstopenjske zaščite z uporabo požarnih zidov ni le možen, ampak tudi nujen ukrep za zaščito informacij na delujočih in delno posodobljenih podpostajah v skladu z zahtevami Odredbe FSTEC Rusije z dne 14. , 2014 št.31.

Napačno bi bilo prepoznati uporabo vsiljenih sredstev IS tako na novonastalih RTP kot na RTP, ki so v globoki modernizaciji, kot zadostno, saj ostajajo velika tveganja računalniških napadov na nezaščitene telekomunikacijske protokole: MMS, GOOSE, SV.

V kontekstu potrebe po izpolnjevanju niza zahtev po funkcionalni zanesljivosti, varnosti, hitrosti telekomunikacijskih protokolov ter stroškovni optimalnosti je najbolj obetavna izvedba koncepta vgradnje kriptografskih informacijskih varnostnih sredstev v vsak element ali v vsak podsistem sistema. digitalno postajo.

JSC "NIPOM", LLC "InSAT", JSC "Infoteks" in PJSC "INEUM im. I.S. Brook "ne ustavite se pri tem in še naprej izboljšujte razvit DSP z domačimi rešitvami, ki omogočajo izvajanje kibernetsko zaščitene zasnove DSP za izboljšanje zanesljivosti visokonapetostnih objektov električna omrežja.

Bibliografija

1. Glavni določila koncepta inteligentnega elektroenergetskega sistema z aktivno prilagodljivim omrežjem.
   
2. Mednarodna elektrotehnična komisija. Komunikacijska omrežja in sistemi za avtomatizacijo elektroenergetskih naprav - 8-1. del: Preslikava posebnih komunikacijskih storitev (SCSM) - Preslikave v MMS (ISO 9506-1 in ISO 9506-2) in v ISO / IEC 8802-3; IEC 61850-8-1-2011; Mednarodna elektrotehnična komisija (IEC): Ženeva, Švica, 2011.
3. Naročite FSTEC Rusije z dne 14. marca 2014 št.31.

Zinin Vladimir Mihajlovič - direktor Oddelka za napredni razvoj JSC "NIPOM",
Podlesny Andrej Mihajlovič - vodja oddelka za prodajo programsko opremo LLC "InSAT",
Karantaev Vladimir Gennadievich - Vodja smeri razvoja poslovanja OJSC Infotecs.

Digitalna postaja - pomemben element intelektualni energetski sistem JSC "STC Elektroenergetika" JSC "Inštitut" ENERGOSETPROEKT "JSC" ITC "Continuum PLUS" Govornik: Morzhin Yuri Ivanovič, direktor za informacijske in krmilne sisteme ter sistemsko modeliranje, dr. JSC "Znanstveno-tehnični center za elektroindustrijo"

Digitalna podpostaja 3 Danes v industriji obstaja veliko mnenj in pristopov o tem, kaj pomeni izraz »digitalna postaja«. Za uspešen razvoj avtomatizacije procesov prenosa, transformacije in distribucije električne energije v obsegu UNEG se razvija splošen koncept programsko-strojnega kompleksa digitalne postaje. Od začetka razvoja domače elektroenergetike so se pojavljali projekti ACS TP PS pomemben razvoj strojna oprema in programska orodja krmilni sistemi za uporabo v električnih postajah. Pojavili so se visokonapetostni digitalni tokovni in napetostni transformatorji; razvija se oprema primarnega in sekundarnega elektroenergetskega omrežja z vgrajenimi komunikacijskimi vrati; proizvajajo se mikroprocesorski krmilniki, opremljeni z razvojnimi orodji, na podlagi katerih je mogoče ustvariti zanesljiv programsko-strojni kompleks PS; sprejet je bil mednarodni standard IEC 61850, ki ureja predstavitev podatkov o postaji kot objektu avtomatizacije, kot tudi protokole za digitalno izmenjavo podatkov med mikroprocesorskimi inteligentnimi elektronskimi napravami (IED) postaje, vključno z napravami za nadzor in nadzor , relejna zaščita in avtomatizacija (RPA), zasilna avtomatika (PA), telemehanika, števci električne energije itd. Vse to ustvarja predpogoje za izgradnjo transformatorske postaje nove generacije – digitalne podpostaje (DSP), v kateri se organizacija vseh informacijskih tokov pri reševanju problemov spremljanja, analize in vodenja izvaja v digitalni obliki.

Digitalna RTP 4 Prehod na digitalni prenos signala na vseh regulacijskih nivojih RTP bo omogočil pridobivanje celo vrstico prednosti, vključno z: znatno znižanje stroškov kabelskih sekundarnih tokokrogov in kanalov za njihovo polaganje, približevanje digitalnih virov signala primarni opremi; Povečati elektromagnetno združljivost sodobne sekundarne opreme - mikroprocesorskih naprav in sekundarnih vezij zaradi prehoda na optične komunikacije; Poenostavite in na koncu zmanjšajte stroške zasnove inteligentnih elektronskih naprav, ki temeljijo na mikroprocesorju, z odpravo poti analognih vhodnih signalov; Poenotiti vmesnike IED, močno poenostaviti zamenljivost teh naprav (vključno z zamenjavo naprav enega proizvajalca z napravami drugega proizvajalca) itd.

CILJI USTVARJANJA, OSNOVNA NAČELA USTVARJANJA CILJI USTVARJANJA ZNIŽANJE KAPITALNIH STROŠKOV - znižanje stroškov kabelskih izdelkov in kabelskih konstrukcij - znižanje stroškov terminalov (poenotenje strojne opreme, zamenjava vhodnih modulov z digitalnimi vmesniki) - zmanjšanje površine zemljiške parcele potrebna za ureditev postaj (uporaba optičnih digitalnih TT in VT, sodobna mikroprocesorska sekundarna oprema bo omogočila zmanjšanje); - podaljšanje življenjske dobe električne električne opreme (podaljšana diagnostika); - znižanje stroškov projektiranja, montaže in zagona (zmanjšanje števila kablov, zmanjšanje števila opreme, razširitev možnosti tipkanja oblikovalskih rešitev v smislu opreme omar in digitalnih komunikacij).

NAMENI USTVARJANJA, OSNOVNA NAČELA USTVARJANJA NAMENI USTVARJANJA ZMANJŠANJE STROŠKOV POSLOVANJA (za vzdrževanje) - poenostavitev delovanja in vzdrževanja (neprekinjena napredna diagnostika v realnem času, vključno z - meroslovnimi značilnostmi; zbiranje in prikazovanje izčrpnih informacij o stanju in delovanju podpostaja); - povečanje merilne natančnosti (zlasti pri tokovih, manjših od 10-15% Iн) in zaradi tega povečanje točnosti merjenja električne energije in točnosti OMP; - zmanjšanje možnosti pojava okvar tipa "ozemljitev v omrežju DC" (zmanjšanje dimenzije DCS zaradi uporabe digitalnih optičnih komunikacij); - zmanjšanje števila nenadnih okvar glavne električne opreme in s tem povezanih kazni zaradi nezadostne oskrbe z električno energijo in kršitev proizvodnega cikla (razširjena diagnostika celotnega kompleksa tehničnih sredstev sistema centralnega ogrevanja);

NAMENI USTVARJANJA, OSNOVNA NAČELA USTVARJANJA NAMENI USTVARJANJA ZMANJŠANJE STROŠKOV POSLOVANJA (za vzdrževanje) - zmanjšanje števila okvar, okvar, izpadov relejne zaščite (uporaba optičnih kablov namesto bakra bo povečala elektromagnetno združljivost sodobne sekundarne opreme). mikroprocesorske relejne zaščitne naprave in avtomatizacija); - povečanje algoritemske zanesljivosti relejne zaščite (odsotnost nasičenosti in zmožnost merjenja aperiodične komponente optičnega digitalnega TT bo poenostavila in izboljšala algoritme relejne zaščite); - zmanjšanje porabe za tokokroge izmeničnega toka in napetosti (zaradi uporabe optičnih CT in VT)

CILJI USTVARJANJA, OSNOVNA NAČELA OSNOVNA NAČELA USTVARJANJA Prehod na digitalne (predvsem optične) tehnologije za pridobivanje informacij in prenos krmilnih ukazov - možnost "zamenjave v letu" vira signala in s tem - povečanje zanesljivosti relejne zaščite ; - povečanje zmogljivosti (ni potrebe po zaščiti pred odbijanjem, zmanjšanje odzivnega časa izvršilnega dela - zaradi optičnih IGBT modulov, zmanjšanje časa za zaznavanje načina v sili *). - izboljšanje pogojev v smislu varne izvedbe dela in elektromagnetne združljivosti (zahvaljujoč optičnim komunikacijam ni mogoče odstraniti potenciala iz stikalne naprave); Povečanje intelektualne komponente v opremi DSP - razvoj sredstev in metod kontinuirane diagnostike (spremljanje degradacije značilnosti, spremljanje pripravljenosti za izvajanje operacij, spremljanje meroslovnih značilnosti), - razširitev števila funkcij, ki se izvajajo v posameznem terminalu; - prenos dela računalniških in diagnostičnih nalog na vmesniške module (Smart-IED).

CILJI USTVARJANJA, OSNOVNA NAČELA OSNOVNA NAČELA USTVARJANJA Dvostopenjska izvedba DSP: 1. faza: - uporaba obstoječe osnovne opreme, ki ji je dodan vmesniški digitalni inteligentni modul (običajno lociran v prostoru) na podlagi IEC in IEC. mogoče prilagoditi sestavo in vrsto uporabljenih senzorjev. Pridobivanje operativnih izkušenj. - razvoj celotne palete naprav za relejno zaščito in avtomatizacijo, PA, meritve z vmesniki IEC in IEC 2. faza: - pomembna posodobitev glavne električne opreme z integracijo specializiranih digitalnih nenadzorovanih senzorjev, terenskih krmilnikov, polprevodniških izvršilnih modulov. Razširitev obsega nalog, ki jih izvaja vmesniški modul. Izpopolnitev vseh komponent DSP, ob upoštevanju operativnih izkušenj.

KOMPONENTE DIGITALNE PODPOSTANICE Digitalni instrumentni transformatorji Merjenje harmoničnih komponent Razširjeno dinamično in frekvenčno območje Sinhronizacija meritev Zmanjšanje meroslovnih izgub Odpravljen vpliv elektromagnetnih učinkov (vpliv hrupa, preostale magnetizacije, itd.) tokov), povečanje natančnosti OMP. Samodiagnoza Poenostavljena namestitev (manjša teža) Nižji stroški (za napetostni razred kV)

KOMPONENTE DIGITALNE PODSTANICE (koordinacijski center podpostaje - PCC) PCC - programsko in strojno jedro DSP, ki koordinira glavno informacijski tokovi v DSP in avtomatizaciji procesov sprejemanja in izvajanja odločitev o nadzoru opreme RTP. V ta namen bi moral PCC zagotoviti: vzdrževanje posodobljenega modela tehnoloških procesov transformatorske postaje, kot osnova za algoritme nadzora gradnje, analize, zanesljivosti informacij in upravljanja delovanja RTP; delovanje podsistemov za analizo tehnoloških situacij, vklj. podpora procesom odločanja za upravljanje v kompleksu / izrednih razmerah na podlagi trenutnega modela; organizacija in vzdrževanje baze podatkov o stanju opreme DSP; spremljanje stanja pred izrednimi razmerami in izdajanje opozorilnih ali alarmnih signalov in sporočil; interakcija z nadzornimi centri kot »predstavnik« centraliziranega sistema vodenja na najvišjih ravneh hierarhije vodenja v EPS; daljinsko vodenje opreme centralne kontrolne postaje z zagotavljanjem nadzora nad njeno zmogljivostjo, dopustnostjo in varnostjo (ob upoštevanju dejanskega stanja opreme postaje) ter uspešnost izvajanja krmilnih ukazov

Meroslovna podpora Nove merilne kvalitete Izgube v sekundarnih tokokrogih (različno za vse naprave); Več konverzij AD (v vsaki napravi); Nesinhronost meritev; Velik vpliv EM učinkov; itd. Pomanjkanje izgube pri prenosu informacij; Neomejeno razmnoževanje informacij; Enkrat izvedena pretvorba AD (primarna meritev) itd. Tradicionalna podpostaja Digitalna podpostaja

INFORMACIJSKA PROGRAMSKA OPREMA (orodja, ESKK) PROGRAMSKA ORODJA - podpora celotnemu življenjskemu ciklu DSP PAK (med projektiranjem, zagonom, med obratovanjem) - podpora za enoten informacijski prostor (enoten sistem klasifikacije in kodiranja, upoštevanje mednarodnih standardov IEC pri delu s podatki) - podpora za "samodokumentiranje" PAK TsPS (avtomatizirano ustvarjanje dokumentacije v elektronski obliki, dogovorjene oblike dostopa do dokumentov NCC, MES, PMES); - podpora konfiguraciji in vzdrževanju Smart IED (tehnološka programska oprema, trenutne konfiguracijske datoteke, operativna dokumentacija); - stalno spremljanje in diagnostika omrežij za prenos podatkov. ENOTEN SISTEM KLASIFIKACIJE IN KODIRANJA - enoten sistem označevanja za vse vrste elektroenergetskih objektov; - enotno označevanje predmetov razvrščanja in označevanja pri projektiranju, izvedbi (gradnji), obratovanju in posodobitvi (rekonstrukciji) elektroenergetskih objektov; - decentralizacija postopka identifikacije opreme; - edinstvenost identifikacijske kode; - odpornost identifikacijske kode na obseg; - nedvoumnost in pravilnost zahtev za pridobivanje različnih podatkov in dokumentov med strojno obdelavo (v fazi projektiranja in med obratovanjem); - možnost uskladitve z drugimi klasifikacijskimi sistemi (zlasti - CIM); - zagotavljanje možnosti ohranjanja trenutnih lokalnih oznak opreme

ZAGOTAVLJANJE INFORMACIJ (Common Information Model - CIM) Predstavitev CIM je enoten jezik za opisovanje podatkov in s tem vmesnik v skupnem integriranem okolju. CIM je skupni jezik za aplikacije pri delu v enotni ASTU JSC FGC UES. Začetni podatki za gradnjo informacijskega modela so: - električni tokokrog običajen način PS; - klasifikacijske tabele in metode za izdelavo unikatnih identifikatorjev predmetov, opreme, meritev, signalov in dokumentov; -modelski profil, ki definira: 1) razrede, atribute in odnose med njimi v shemi informacijskega modela; 2) standardi s področja informacijske tehnologije (do različice), katerih spoštovanje je obvezno pri načrtovanju, izvajanju in delovanju nadzornega sistema.
ZAGOTAVLJANJE ZANESLJIVOSTI (diagnostika in testiranje) Samodiagnostika strojne opreme: - pametni IED moduli glavne električne opreme - mikroprocesorski terminali - digitalna omrežja Zunanja avtomatska diagnostika z uporabo specializirane programske in strojne opreme: - brez izklopa (primerjava trenutnih vrednosti tokov od različni CTP iste povezave, primerjava napetosti električno priključenega VT, nadzor vsote tokov/moči v vozlišču). - s kratkotrajnim izklopom (emulacija testnih signalov za terminale in primerjava prejetega odziva terminala s testom)

Digitalna podpostaja 20 JSC "Znanstveno-tehnični center elektroindustrije" V okviru pilotnega projekta JSC FGC UES "Digitalna postaja" koordinira naslednja področja: 1. Razvoj "Koncepta strojne in programske opreme" Digital RTP "- december 2010 2. Preureditev rekonstruirane RTP JSC" Znanstveno-tehnični center EES "110/10 kV v" Digitalno RTP ", ki jo sestavljajo: Optični tokovni in napetostni transformatorji; Postaja avtobus, procesni avtobus; Večnamenske elektronske merilne in merilne naprave; Sistem za prikaz informacij in nadzor postaj (SCADA); - december 2010 V letu 2011 mikroprocesorska zaščita RTP. 3. Vzpostavitev testnega mesta za digitalno postajo pri OJSC "STC elektroindustrije"

Nove proizvodne tehnologije sodobnih sistemov management je prešel iz faze znanstvenih raziskav in eksperimentov v fazo praktične uporabe. Sodobni komunikacijski standardi za izmenjavo informacij so bili razviti in se izvajajo. Naprave za digitalno zaščito in avtomatizacijo se pogosto uporabljajo. Prišlo je do pomembnega razvoja nadzornih sistemov strojne in programske opreme. Pojav novih mednarodnih standardov in razvoj sodobnih informacijskih tehnologij odpirata priložnosti za inovativne pristope k reševanju problemov avtomatizacije in nadzora elektroenergetskih objektov, kar omogoča ustvarjanje nove vrste podpostaje - digitalne postaje (DSP). Posebnosti DSP so: prisotnost inteligentnih mikroprocesorskih naprav, vgrajenih v primarno opremo, uporaba lokalnih računalniških omrežij za komunikacijo, digitalni način dostopa do informacij, njihov prenos in obdelava, avtomatizacija transformatorske postaje in njenih krmilnih procesov. V prihodnosti bo digitalna postaja ključna komponenta pametno omrežje (Smart Grid).

Različni strokovnjaki s področja avtomatizacije in krmilnih sistemov še vedno različno razlagajo izraz »digitalna podpostaja«. Da bi razumeli, katere tehnologije in standardi se nanašajo na digitalno postajo, poglejmo zgodovino razvoja ACS ter sistemov relejne zaščite in avtomatizacije. Uvajanje sistemov avtomatizacije se je začelo s pojavom telemehanskih sistemov. Telemehanske naprave so omogočile zbiranje analognih in diskretnih signalov z uporabo USO modulov in merilnih pretvornikov. Na podlagi telemehanskih sistemov so bili razviti prvi avtomatizirani sistemi za vodenje procesov za električne postaje in elektrarne. APCS je omogočal ne le zbiranje informacij, temveč tudi njihovo obdelavo ter predstavitev informacij v uporabniku prijaznem vmesniku. S pojavom prve relejne zaščite, ki temelji na mikroprocesorju, so se informacije iz teh naprav začele integrirati tudi v sisteme ACS. Postopoma se je povečalo število naprav z digitalnimi vmesniki (sistemi za nadzor v sili, sistemi za spremljanje elektroenergetske opreme, sistemi za spremljanje stikal DC in pomožnih potreb itd.). Vse te informacije iz naprav nižja raven preko digitalnih vmesnikov integriran v avtomatiziran sistem za vodenje procesa. Kljub široki uporabi digitalnih tehnologij za sisteme avtomatizacije zgradb takšne postaje niso popolnoma digitalne, saj se vse začetne informacije, vključno s stanjem blokovnih kontaktov, napetosti in tokovi, prenašajo v obliki analognih signalov od stikalne naprave do obratovalnega krmilnika. center, kjer jih vsaka naprava nižjega nivoja digitalizira ločeno. Enako napetost se na primer vzporedno dovaja na vse naprave nižjega nivoja, ki jo pretvorijo v digitalno obliko in jo posredujejo v ACS. V tradicionalnih transformatorskih postajah različni podsistemi uporabljajo različne komunikacijske standarde (protokole) in informacijske modele. Za funkcije varovanja, merjenja, računovodstva, nadzora kakovosti, posameznih merilnih sistemov in komunikacijo, kar znatno poveča tako kompleksnost izvedbe sistema avtomatizacije na postaji kot tudi njegovo ceno.

Prehod na kvalitativno nove sisteme avtomatizacije in krmiljenja je možen z uporabo standardov in tehnologij digitalnih postaj, ki vključujejo:

1.ec 61850 standard:
podatkovni model naprave;
enoten opis postaje;
vertikalni (MMS) in horizontalni (GOOSE) protokoli za izmenjavo;
protokoli za prenos trenutnih vrednosti tokov in napetosti (SV);

2. digitalni (optični in elektronski) tokovni in napetostni transformatorji;
3. analogni multiplekserji (Merging Units);
4. oddaljeni moduli USO (Micro RTU);
5. inteligentne elektronske naprave (IED).

Glavna značilnost in razlika standarda IEC 61850 od drugih standardov je v tem, da ne ureja le vprašanj prenosa informacij med posameznimi napravami, temveč tudi formalizacijo opisa tokokrogov - podpostaja, zaščita, avtomatizacija in meritve, konfiguracija naprav. Standard predvideva možnost uporabe novih digitalnih merilnih naprav namesto tradicionalnih analognih merilnikov (tokovni in napetostni transformatorji). Informacijska tehnologija vam omogočajo, da greste na avtomatizirano načrtovanje digitalnih postaj, ki jih nadzorujejo digitalni integrirani sistemi. Vse informacijske komunikacije na takih postajah so digitalne in tvorijo enotno procesno vodilo. S tem se odpira možnost hitre neposredne izmenjave informacij med napravami, kar v končni fazi omogoča zmanjšanje števila bakrenih kabelskih povezav in števila naprav ter njihovo kompaktnejšo razporeditev.
ZGRADBA DIGITALNE PODPOSTAJE

Oglejmo si podrobneje strukturo digitalne postaje, izdelane v skladu s standardom IEC 61850 (slika). Sistem avtomatizacije elektroenergetskega objekta, zgrajenega s tehnologijo Digital Substation, je razdeljen na tri ravni:
raven področja (procesna raven);
stopnja povezave;
nivo postaje.

Raven polja je sestavljena iz:
primarni senzorji za zbiranje diskretnih informacij in prenos krmilnih ukazov stikalnim napravam (mikro RTU);
primarni senzorji za zbiranje analognih informacij (digitalni tokovni in napetostni transformatorji).

Raven zaliva je sestavljena iz inteligentnih elektronskih naprav:
nadzorne in nadzorne naprave (priključni krmilniki, večnamenske merilne naprave, merilniki ASKUE, sistemi za spremljanje transformatorske opreme itd.);
relejne zaščitne terminale in lokalno avtomatizacijo za nadzor v sili.

Raven postaje je sestavljena iz:
strežniki najvišje ravni (strežnik baz podatkov, strežnik SCADA, strežnik telemehanike, strežnik za zbiranje in prenos tehnoloških informacij itd., koncentrator podatkov);
Delovna postaja osebja na podpostajah.

Med glavnimi značilnostmi gradnje sistema je treba najprej izpostaviti novo »poljsko« raven, ki vključuje inovativne naprave za primarno zbiranje podatkov: daljinske upravljalne naprave, digitalne instrumentne transformatorje, vgrajeno mikroprocesorsko diagnostiko. sistemi za električno opremo itd.

Digitalni instrumentni transformatorji prenašajo trenutne napetosti in tokove v skladu s protokolom IEC 61850-9-2 na naprave na ravni ležišča. Obstajata dve vrsti digitalnih instrumentnih transformatorjev: optični in elektronski. Optični merilni transformatorji so najbolj zaželeni pri izdelavi krmilnih sistemov in avtomatizacije digitalnih postaj, saj uporabljajo inovativen merilni princip, ki izključuje vpliv elektromagnetnih motenj. Elektronski instrumentni transformatorji temeljijo na tradicionalnih transformatorjih in uporabljajo specializirane analogno-digitalne pretvornike.

Podatki iz digitalnih instrumentnih transformatorjev, tako optičnih kot elektronskih, se pretvorijo v oddajne pakete Ethernet z uporabo multipleksorjev (združitvenih enot), določenih v standardu IEC 61850-9. Paketi, ki jih tvorijo multiplekserji, se preko ethernetnega omrežja (procesnega vodila) prenašajo do naprav na nivoju povezave (krmilniki za APCS, RZA, PA itd.) Hitrost vzorčenja prenesenih podatkov ni slabša od 80 točk na obdobje za rele naprave za zaščito in avtomatizacijo ter 256 točk na obdobje za APCS , AIIS KUE itd.

Podatke o položaju stikalnih naprav in druge diskretne informacije (položaj tipk krmilnega načina, stanje grelnih krogov pogona itd.) zbiramo z zunanjimi USO moduli, nameščenimi v neposredni bližini stikalnih naprav. Daljinski moduli USO imajo relejne izhode za krmiljenje stikalnih naprav in so sinhronizirani z natančnostjo najmanj 1 ms. Prenos podatkov iz zunanjih modulov USO izvaja komunikacija z optičnimi vlakni ki je del procesnega vodila IEC 61850-8-1 (GOOSE). Prenos krmilnih ukazov do stikalnih naprav se izvaja tudi preko zunanjih USO modulov po protokolu IEC 61850-8-1 (GOOSE).

Električna oprema je opremljena z nizom digitalnih senzorjev. Obstajajo specializirani sistemi za nadzor transformatorske in plinsko izolirane opreme, ki imajo digitalni vmesnik za integracijo v sisteme za krmiljenje procesov brez uporabe diskretnih vhodov in senzorjev 4-20 mA. Sodobne stikalne naprave so opremljene z vgrajenimi digitalnimi tokovnimi in napetostnimi transformatorji, krmilne omare v stikalnih napravah pa omogočajo vgradnjo daljinskih upravljalnih naprav za zbiranje diskretnih signalov. Vgradnja digitalnih senzorjev v GIS se izvaja v proizvodnem obratu, kar poenostavlja proces projektiranja ter montaža in zagon v objektu.

Druga razlika je integracija srednjega (koncentratorji podatkov) in zgornjega (strežnik in delovna postaja) ravni v eno raven postaje. To je posledica enotnosti protokolov za prenos podatkov (standard IEC 61850-8-1), pri katerih srednja raven, ki je pred tem opravljala delo na pretvorbi informacij iz različnih formatov v enoten format za integriran ACS, postopoma izgublja svojo namen. Raven priključitve vključuje inteligentne elektronske naprave, ki sprejemajo informacije od naprav na ravni polja, izvajajo logično obdelavo informacij, prenašajo nadzorna dejanja preko naprav na ravni polja do primarne opreme in tudi prenašajo informacije na nivo postaje. Te naprave vključujejo krmilnike ležišč, terminale MPRZA in druge večnamenske mikroprocesorske naprave.

Naslednja razlika v strukturi je njena prilagodljivost. Naprave za digitalno postajo so lahko izdelane na modularni osnovi in ​​omogočajo združevanje funkcij številnih naprav. Fleksibilnost gradnje digitalnih postaj nam omogoča, da ob upoštevanju značilnosti elektroenergetskega objekta ponudimo različne rešitve. V primeru posodobitve obstoječe RTP brez zamenjave elektroenergetske opreme za zbiranje in digitalizacijo primarnih informacij je možna vgradnja daljinskih upravljalnih omaric. Hkrati bodo naprave za daljinsko upravljanje poleg diskretnih vhodno/izhodnih plošč vsebovale tudi direktne analogne vhodne plošče (1/5 A), ki omogočajo zbiranje, digitalizacijo in izdajo podatkov iz tradicionalnih tokovnih in napetostnih transformatorjev v IEC 61850-9. -2 protokol. V prihodnje popolna ali delna zamenjava primarne opreme, vključno z zamenjavo elektromagnetnih transformatorjev z optičnimi, ne bo privedla do spremembe nivojev priključkov in transformatorskih postaj. V primeru uporabe GIS-a je možno kombinirati funkcije daljinskega upravljalnika, združitvene enote in regalnega krmilnika. Takšna naprava je nameščena v krmilni omarici stikalne naprave in omogoča digitalizacijo vseh začetnih informacij (analognih ali diskretnih), pa tudi izvajanje funkcij krmilnika ležišča in funkcij rezervnega lokalnega krmiljenja.

S prihodom standarda IEC 61850 so številni proizvajalci izdali izdelke za digitalne podpostaje. Trenutno je po svetu že zaključenih veliko projektov, povezanih z uporabo standarda IEC 61850, ki so pokazali prednosti te tehnologije. Žal je že zdaj pri analizi sodobnih rešitev za digitalno postajo opaziti precej ohlapno interpretacijo zahtev standarda, kar lahko v prihodnosti vodi do nedoslednosti in težav pri integraciji. sodobne rešitve na področju avtomatizacije.

Danes Rusija aktivno dela na razvoju tehnologije digitalne podstanice. Začeli so se številni pilotni projekti, vodilna ruska podjetja so začela razvijati domače izdelke in rešitve za digitalno postajo. Po našem mnenju je treba pri ustvarjanju novih tehnologij, usmerjenih v digitalno postajo, striktno upoštevati standard IEC 61850, ne le pri protokolih prenosa podatkov, temveč tudi pri ideologiji gradnje sistema. Skladnost z zahtevami standarda bo v prihodnosti omogočila poenostavitev posodabljanja in vzdrževanja objektov na podlagi novih tehnologij.

Leta 2011 so vodilna ruska podjetja (NPP EKRA LLC, EnergopromAvtomatizatsiya LLC, Profotek CJSC in NIIPT JSC) podpisala splošni sporazum o organizaciji strateškega sodelovanja, da bi združili znanstvena, tehnična, inženirska in komercialna prizadevanja za ustvarjanje digitalnih postaj na ozemlju Ruska federacija.

V skladu z IEC 61850 je razvit sistem sestavljen iz treh nivojev. Procesno vodilo predstavljajo optični transformatorji (CJSC Profotek) in zunanji USO (microRTU) NPT Expert (LLC EnergopromAvtomatizatsiya). Stopnja povezave - mikroprocesorska zaščita NPP EKRA LLC in krmilnik povezave NPT BAY-9-2 družbe EnergopromAvtomatizatsiya LLC. Obe napravi sprejemata analogne informacije IEC 61850-9-2 in IEC 61850-8-1 diskretne informacije (GOOSE). Raven postaje je implementirana na osnovi SCADA NPT Expert s podporo za IEC 61850-8-1 (MMS).

V okviru skupnega projekta je bil razvit tudi sistem računalniško podprto oblikovanje DSP - SCADA Studio, je izdelal strukturo omrežja Ethernet za različne možnosti konstrukcije, sestavljena je bila maketa digitalne podpostaje in opravljeni skupni preskusi, tudi na preskusni napravi v JSC NIIPT.

Delovni prototip digitalne postaje je bil predstavljen na razstavi Električna omrežja Rusije-2011. V letu 2012 je predvidena izvedba pilotnega projekta in celovita proizvodnja opreme digitalnih postaj. Ruska oprema za digitalno postajo je prestala celovito testiranje, njena združljivost po standardu IEC 61850 z opremo različnih tujih (Omicron, SEL, GE, Siemens itd.) in domačih (Prosoft-Systems LLC, NPP Dinamika in druga) podjetja.

Razvoj lastne ruske rešitve za digitalno postajo bo omogočil ne le razvoj domače proizvodnje in znanosti, temveč tudi povečanje energetske varnosti naše države. Izvedene študije tehničnih in ekonomskih kazalnikov nam omogočajo sklepanje, da stroški nove rešitve pri prehodu na serijsko proizvodnjo izdelkov ne bodo presegli stroškov tradicionalnih rešitev za sisteme avtomatizacije stavb in bodo zagotovili številne tehnične prednosti, kot so npr. :
znatno zmanjšanje kabelskih povezav;
izboljšanje natančnosti meritev;
enostavnost oblikovanja, delovanja in vzdrževanja;
enotna platforma za izmenjavo podatkov (IEC 61850);
visoka odpornost proti hrupu;
visoka požarna in eksplozijska varnost ter prijaznost do okolja;
Zmanjšanje števila vhodno/izhodnih modulov za APCS in RPA naprave, kar znižuje stroške naprav.

Številna druga vprašanja zahtevajo dodatne preglede in rešitve. To se nanaša na zanesljivost digitalnih sistemov, na problematiko konfiguriranja naprav na nivoju podpostaje in elektroenergetskega medsebojnega povezovanja, na ustvarjanje javno dostopnih projektantskih orodij, namenjenih različnim proizvajalcem mikroprocesorske in glavne opreme. Za zagotovitev zahtevane stopnje zanesljivosti v okviru pilotnih projektov je treba rešiti naslednje naloge.

1. Določitev optimalne strukture digitalne postaje kot celote in njenih posameznih sistemov.
2. Usklajevanje mednarodnih standardov in razvoj domačih regulativni dokumenti.
3. Meroslovno certificiranje sistemov avtomatizacije, vključno s sistemi AIMSKUE, s podporo IEC 61850-9-2.
4. Zbiranje statistike o zanesljivosti opreme digitalnih postaj.
5. Kopičenje izkušenj pri izvajanju in delovanju, usposabljanje kadrov, ustvarjanje centrov odličnosti.

Trenutno se je v svetu začela množična uvedba rešitev za digitalne podpostaje, ki temeljijo na standardih serije IEC 61850, izvajajo se tehnologije krmiljenja Smart Grid in izvajajo aplikacije. avtomatizirani sistemi tehnološko upravljanje... Uporaba tehnologije digitalne podstanice naj bi v prihodnosti omogočila znatno znižanje stroškov projektiranja, zagona, delovanja in vzdrževanja elektroenergetskih objektov.

Alexey Danilin, direktor za avtomatizirane krmilne sisteme, JSC SO UES, Tatyana Gorelik, vodja oddelka za avtomatizirane sisteme vodenja procesov, dr., Oleg Kirienko, inženir, JSC NIIPT Nikolay Doni, vodja oddelka za napredni razvoj NPP EKRA

Digitalna podpostaja se imenuje hrbtenica za ustvarjanje inteligentnega omrežja - in ta tema je v Zadnje čase postaja vse bolj priljubljena. To je preboj, priznan na mednarodni ravni metoda avtomatizacije za reševanje problemov učinkovito upravljanje energetskih objektov, ki ga v celoti pretvorijo v digitalni format. Z integracijo te tehnologije v sisteme za avtomatizacijo postaj so proizvodna podjetja združila več kot desetletne izkušnje v proizvodnji "nekonvencionalnih" merilnih tokovnih in napetostnih transformatorjev z najnovejša tehnologija povezave in narejene možna povezava primarna visokonapetostna oprema za naprave za relejno zaščito in avtomatizacijo (RPA). S tem se izboljša zanesljivost in razpoložljivost sistema ter optimizacija sekundarnih tokokrogov v RTP.

Vodilna podjetja v tej panogi še naprej razvijajo to tehnologijo in, kot ugotavljajo strokovnjaki, je združevanje prizadevanj še posebej pomembno glede na pomen in obseg zastavljenih nalog. Ta strateško pomemben projekt za industrijo je nemogoče izvesti s pomočjo enega podjetja, pravijo strokovnjaki. Po njihovem mnenju je čas, ko so bile vse te tehnologije poslovna skrivnost, že minil in se je pojavila prava skupnost za implementacijo digitalnih postaj, ki to tehnologijo promovira v vse smeri.

Te besede potrjuje sporazum med Alstomom in Cisco, ki sta se dogovorila za skupen razvoj rešitev za varno avtomatizacijo digitalnih postaj. Te rešitve bodo uporabljale usmerjevalnike in stikala za podpostaje Cisco Connected Grid v robustni zasnovi z naprednimi komunikacijskimi in informacijskimi varnostnimi funkcijami ter nadzornim sistemom Alstom DS Agile za avtomatizacijo postaj.

To bo dvignilo zmogljivost IP komunikacij na višjo raven in omogočilo integracijo informacijske varnosti, porazdeljenega spremljanja in nadzora. Na podlagi takšne rešitve so v okviru sodobne arhitekture elektroenergetskih omrežij že oblikovani centri za prenos informacij in distribucijo energije.

Rešitve vam omogočajo upravljanje dostopa uporabnikov do kritičnih virov, odkrivanje in odpravljanje morebitnih elektronskih napadov po celotni omrežni infrastrukturi. Arhitektura digitalne podpostaje vsebuje celovito funkcionalnost upravljanje varnosti ob upoštevanju priporočil NIST (National Institute of Standards and Technology USA) in IEC (International Electrotechnical Commission, IEC).

Kot ugotavljajo pri Cisco, bo uporabljen večnivojski arhitekturni pristop zagotovil optimalno razporeditev sistema avtomatizacije podpostaje in bo omogočil učinkovito načrtovanje za implementacijo rešitev. Omogoča vam, da preprosto načrtujete svojo komunikacijsko infrastrukturo in jo integrirate s kritičnimi varnostnimi in nadzornimi funkcijami, nadzorom virov in opremo za upravljanje električnega omrežja. Inteligentne funkcije vam pomagajo skrbno spremljati nosilnost in upravljati omrežno opremo z največjo učinkovitostjo.

Večstopenjski arhitekturni pristop bo omogočil tudi podporo žičnih in brezžičnih komunikacij v istem konvergentnem omrežju, hkrati pa je mogoče na mestih izvajati programe preventivnega vzdrževanja, ki podaljšajo čas delovanja in zmanjšajo stroške vzdrževanja opreme. Omrežje transformatorskih postaj podpira obstoječe in nastajajoče komunikacijske standarde (npr. IEC 61850) in dajanje prednosti prenosu nadzornih podatkov pred drugim prometom.

Glavne prednosti digitalnih postaj so na področju ekonomije: zmanjšajo se stroški izdelave in stroški delovanja. Prihranki se dosežejo z zmanjšanjem površine, ki je potrebna za lociranje objekta, zmanjšanjem količine opreme (na primer s kombiniranjem različnih naprav) in posledično s stroški inštalacijskih del.

Posledično bodo stroški avtomatizacije krmiljenja postaj znašali največ 15 odstotkov stroškov njene izgradnje in opremljanja s primarno opremo. Z vidika zanesljivosti ima digitalna podpostaja koristi od manj komponent in uporabe orodij za spremljanje in diagnostiko.

Kako strokovnjaki ocenjujejo možnosti za uvedbo te tehnologije v Rusiji? Dovolj je podjetij, ki trdijo, da imajo potrebno opremo, da so obvladali tehnologije in da imajo potrebne kompetence, vendar je, kot običajno, manj praktičnih korakov. Drugo vprašanje je izbira med domačimi in tujimi predlogi. Po mnenju strokovnjakov FGC UES je potreben kompromis, ko je "mogoče sprejemati odločitve o blagovnih znamkah in - kot rezervno možnost - tržišču ponuditi domači razvoj". Poleg tega brez elementov upravne ureditve s strani FGC ta proces ne bo uspešen.

In vendar se je v Rusiji proces uvajanja digitalnih postaj zagotovo začel, kar dokazuje srečanje vodstva Alstoma in JSC Russian Networks, posvečeno razpravi o trenutnih in prihodnjih projektih digitalnih postaj. V imenu Rossetija so se sestanka udeležili generalni direktor Olega Budargina, ki govori o pomenu to smer Za podjetje.

Alstom je aktivno vključen v implementacijo tehnologij pametnih omrežij z aktivno-prilagodljivim omrežjem. Podjetje trenutno sodeluje pri izvajanju projekta prve digitalne postaje v Rusiji na podlagi 220 kV RTP Nadežda, podružnice FGC UES, MES Urala. Alstom dobavlja opremo in vgrajuje regalne krmilnike s podporo IEC 61850-9-2 LE, sisteme za relejno zaščito in avtomatizacijo ter sisteme za nadzor procesov ter bo izvedel tudi njihov zagon.

Trenutno se v Rusiji izvaja več projektov digitalnih postaj hkrati, kot so testni poligon za digitalno postajo, ki temelji na Znanstveno-tehničnem centru FGC UES, 500 kV postaja Nadežda, ki temelji na električnih omrežjih Ural Trunk, in grozd Elgaugol.

Vendar, kot ugotavljajo strokovnjaki, pri tem vprašanju manjka najpomembnejša komponenta - metodologija oblikovanja v celoti. Rešiti je treba vprašanje avtomatizacije tega procesa, dokler se osebje ne izobrazi. V nasprotnem primeru bo to bistveno upočasnilo razvoj digitalnih postaj v Rusiji, kar je zelo nezaželeno.