Цифровая подстанция как интеллектуальный агент для необслуживаемых подстанций

Аннотация

Как предприятия ЕЭС могут улучшить эффективность эксплуатации электрических подстанций (ПС), повысить надёжность сети и использовать более безопасные для персонала технологии?

Сегодня эксплуатация электрических подстанций (напряжением 220 кВ и выше) часто выполняется с помощью персонала, который управляет оборудованием локально из ОПУ. Дистанционное управление оперативными переключениями либо координация мероприятий по устранению аварийных нарушений осуществляется оператором по телефону, что позволяет реагировать на события со скоростью работы оператора.

Дистанционное управления подстанцией от центральной SCADA-системы через контроллеры подстанции позволяет иметь 24-х часовой доступ к ПС и реагировать в течение нескольких секунд, обеспечивая при необходимости одновременный доступ к нескольким ПС. Коммуникационная инфраструктура с последовательным интерфейсом или быстрым Ethernet соединением между центральной SCADA системой и ПС является ключевым аспектом обеспечения удалённого управления и мониторинга.

После того как связь установлена, возможна реализация управления и мониторинга через стандартные коммуникационные протоколы, такие как МЭК 60870-5-101/104, Modbus, DNP3(i) и т.д. Стандартизированные коммуникационные протоколы позволяют предприятиям электросетевого комплекса использовать оборудование разных производителей.

Локальная связь между подстанционными контроллерами и интеллектуальными электронными устройствами (ИЭУ) внутри ПС, организованная через последовательные интерфейсы или Ethernet, позволяет центру управления взаимодействовать непосредственно с коммутационным оборудованием, трансформаторами, конденсаторами и другим оборудованием. Дистанционное управление и мониторинг улучшают эффективность работы с помощью более быстрой и детальной сигнализации, быстрого управления нагрузкой и устранения аварийных нарушений.

До недавнего времени для организации связи внутри ПС широко применялись такие стандарты связи, как МЭК 60870-5-103, Modbus и DNP(i). Однако современные технологии – это протокол МЭК 61850 для коммуникации между системой управления подстанцией и ИЭУ, а также ИЭУ между собой. Организация связи между ИЭУ с использованием стандарта МЭК 61850 становится более разнообразной и более надёжной. Это позволяет снизить затраты на инжиниринг, материалы, пуско-наладку и ввод в эксплуатацию. МЭК 61850 является первым и единственным стандартом, который позволяет обеспечить функциональную совместимость и реализовать коммуникацию типа «точка-точка» между ИЭУ с помощью быстрых GOOSE сообщений.

При разработке систем удалённого доступа следует учитывать аспекты резервирования для повышения надёжности и готовности системы управления к работе. Это приводит к необходимости применения различных решений для различных классов подстанций.

Ещё одним важным преимуществом является извлечение неоперативных данных, таких как записи аварийных событий (Comtrade файлы), или данных с датчиков трансформаторов, выключателей, кабелей и другого оборудования, позволяющих реализовать концепцию обслуживания, базирующегося на наблюдении состояния оборудования.

Данные о качестве электроэнергии и данные с PMU (векторные регистраторы параметров режима ЭЭС) в реальном времени могут повысить надёжность ЭЭС.

В ходе презентации Siemens участникам конгресса будут продемонстрированы различные проектные решения, а также разъяснены преимущества цифровой подстанции, которая выступает в качестве интеллектуального агента управления и мониторинга.

I. АКТУАЛЬНАЯ СИТУАЦИЯ И ПЕРСПЕКТИВЫ

Довольно много электрических сетей (напряжением 220 кВ и выше) по-прежнему обслуживаются с помощью персонала. Операторы контролируют электрические сети из локальных ОПУ, управляя нагрузкой в сети и устраняя аварийные нарушения с помощью оперативных переключений. При необходимости взаимодействия с другими ПС используются такие телекоммуникационные средства, как телефония и радиосвязь. В случае возникновения аварийных нарушений становится необходимым взаимодействие между несколькими ПС.

Система РЗиА реализует управление и защиту сети в рамках ПС, а также позволяет обмениваться информацией о токах с другими ПС, например, для реализации дифференциальной защиты.

В нецифровых ПС информация о выключателях, такая как их положение, управляющий сигнал, токи и напряжения, заводится по медным проводам в контроллер ПС. Последний представляет собой крупногабаритный диспетчерский пульт, который позволяет операторам централизованно наблюдать за линиями, присоединениями, трансформаторами, конденсаторными батареями и другим оборудованием. На рис. 1 показан типичный подстанционный нецифровой диспетчерский пульт, позволяющий посылать сильно ограниченное количество информации к другому оборудованию либо к SCADA-системе более высокого иерархического уровня в сравнении с современными цифровыми аналогами.

Рис. 1
Система управления и мониторинга без применения цифровых технологий.

Такие системы управления и мониторинга были абсолютно надёжными для своего предназначения. Обслуживаемые ПС позволяли управлять выключателями, нагрузкой и другим оборудованием ПС с центрального подстанционного пульта управления. Если возникали аварийные ситуации, то операторы общались с другим персоналом для обнаружения и устранения ошибок с помощью телефона или радиосвязи. Локализация аварий часто проводилась методом визуального осмотра.

Обеспечение электрической энергией должно производиться с высокой надёжностью и быть экономически эффективным вследствие давления со стороны дерегулирования и конкуренции на рынке. Автоматизация электрических подстанций может помочь удовлетворить данные потребности.

Системы автоматизации подстанций могут быть развёрнуты для различных уровней автоматизации различных классов подстанций. Используя современные технологии, можно строить простые системы удалённого мониторинга, а также комбинированные системы управления и защиты и даже самовосстанавливающиеся системы.

Система автоматизации подстанции является ключевым элементом интеллектуальной сети и служит для сбора информации и основных данных о ПС. С растущей информационной нагрузкой операторов центральных SCADA-систем возникает потребность в дополнительной автоматизированной обработке данных. «Интеллектуальные агенты» предназначены для обеспечения возможности принятия решений на локальном уровне автоматизации ПС. Предварительная обработка информации освобождает операторов от информационной перегрузки и минимизирует трафик связи с подстанцией и подключёнными устройствами.

II. СИСТЕМА КОММУНИКАЦИИ

1. Доступ к подстанции

В этом разделе будут описаны системы связи для удалённого доступа, а также инфраструктура связи внутри подстанции.

Система связи необходима для обеспечения круглосуточного доступа к ПС. Выбор систем связи происходит на основе требований к необходимой информации. Если требуется обычное дистанционное управление и мониторинг через удалённый терминал (RTU), то последовательное соединение со скоростью от 9,6 до 115 кбод является достаточным. Существующие телефонные линии и провода могут использоваться для создания связи типа «точка-точка» или «точка-мультиточка». Стандартные модемы могут быть выбраны для удовлетворения коммуникационных потребностей. Для не очень больших расстояний DSL или hDSL модемы могут использоваться для увеличения скорости на одной и той же телефонной линии. Ретрансляторы также могут улучшить скорость коммуникации по телефонной линии. Коммуникационные расстояния зависят от качества и вида кабеля.

На сегодняшний день все более популярным стандартом подключения ПС к центральной SCADA системе является быстрый Ethernet. Широкополосная связь позволяет по одному кабельному соединению выполнять параллельно несколько служб. Помимо SCADA информации реального времени, другие весьма важные сведения, как, например, записи аварийных событий или данные датчиков могут быть переданы в пределах подстанции.

Информация об аварийных событиях от системы автоматизации, такая как расстояние и тип неисправности, помогает значительно улучшить локализацию и устранение аварий. Оперативный персонал может быть направлен непосредственно к повреждённой секции сети и начать устранять аварию. Тем самим нивелируется время локализации. Сочетание сигнала реального времени о положении выключателей в сочетании с записями аварийных событий – один из лучших способов локализации аварии, устранения нарушения, восстановления и реконфигурации сети.

Сервисный доступ может быть установлен через существующее подключение. Это позволило бы системным инженерам получать доступ к RTU, реле защиты, счётчикам, датчикам погоды и другим устройствам. Даже к самой системе связи. Если одна из перечисленных систем выходит из строя, удалённый доступ может помочь организовать техподдержку. Материал, который может потребоваться для ремонта, передаётся сервисному персоналу до того, как они посетят подстанцию. Параметры подключённых устройств также могут быть изменены по удалённому доступу.

Все эти факторы уменьшают время локализации сбоев. Последующие шаги, такие как ремонт, могут планироваться перед посещением подстанции. Ключевым преимуществом этих усилий является сокращение времени простоя в поставке электроэнергии и повышение надёжности электрических сетей. Даже медленные каналы связи с подстанциями по телефонным линиям позволяют осуществить удалённое управление, мониторинг и сервисный доступ.

Дополнительные возможности доступа к подстанции возникают через World Wide Web (WWW). Быстрое распространение и бесспорное признание WWW поднимает вопрос об использовании веб-служб и решений для подстанции. Например, с помощью инструментов конфигурирования и диагностики на основе веб-браузера можно организовать экономичный удалённый доступ к подстанции. Другим вариантом может быть использование человеко-машинного интерфейса на основе веб-сервера для управления ПС либо получение дополнительной информации через веб-камеры.

Рис. 2
Удалённый доступ через интернет.

На рис. 2 показан обзор сети подстанции, которая включает в себя традиционную связь телеуправления между SCADA-системой или системой технического обслуживания и несколькими подстанциями по топологии «клиент/сервер», используя интранет и интернет. Каждая подстанция общается с помощью двух независимых протоколов через маршрутизатор брандмауэра станции. Это традиционный протокол телеуправления DNP3(i) или МЭК 60870-5-104 для связи между подстанциями и SCADA-системой и современный протокол на основе HTTP для связи между подстанцией и веб-клиентом. Это позволяет запускать эти два протокола параллельно без потери производительности коммуникации за счёт свойств TCP/IP. В настоящее время комитеты по стандартам работают над стандартом для подстанций и доступа в SCADA МЭК 61850.

В протяжённых подстанциях или на объектах с более чем одной подстанцией присутствует интерес для визуализации подстанции с помощью веб-решений. Для реализации этого можно использовать так называемые тонкие клиенты и службы терминалов в рамках подстанции. Например, службы терминалов Windows 2003/2008 могут устанавливаться на подстанционном веб-сервере, как и необходимые приложения и программное обеспечение.

2. Коммуникация внутри подстанции

При увеличении скорости доступа к подстанции растёт желание использовать возможности, предоставляемые новыми технологиями, в полном объёме и иметь также доступ к электронным устройствам подстанции.

Первым типом передающей среды для подстанции являлись медный кабель от выключателей, переключателей, трансформаторов тока и напряжения к RTU и диспетчерскому пульту. Блокировки в подстанции также выполнялись с помощью контрольных медных кабелей между устройствами релейной защиты. Потребность в пространстве при таком типе коммуникации более чем в три раза больше современных систем.

В дальнейшем медный контрольный кабель от ИЭУ к RTU был заменён на коммуникационный последовательный интерфейс либо Ethernet. Последовательный интерфейс между устройствами релейной защиты и RTU превращает разделённую систему релейной защиты и управления в комбинированную. За последние десять лет в мире укрепились такие стандарты связи, как МЭК 60870-5-103 между RTU и устройствами релейной защиты, а также стандарты связи МЭК 60870-5-101/104, связывающие SCADA-систему с контроллером подстанции либо RTU. Технология Ethernet снизила издержки при разводке кабелей и повысила скорость коммуникации вследствие использования МЭК 60870-5-104. Этот протокол является расширением МЭК 60870- 5-101 с изменениями в физическом, канальном, сетевом и транспортном уровнях с целью осуществления полного сетевого доступа. Стандарт использует открытый интерфейс TCP/IP для подключения к LAN (локальной сети) и маршрутизаторы с различными каналами передачи для подключения к WAN (глобальной сети).

Дополнительной функцией является использование «частного» раздела стандартных МЭК протоколов для передачи данных и информации, специфических для разных поставщиков оборудования. Это могут быть данные от RTU или контроллеров присоединений или изменяющиеся параметры подключённых устройств.

Если функциональность ИЭУ не может использоваться в стандартном протоколе, дополнительные порты техобслуживания могут быть подключены через модемы и/или маршрутизаторы на центральный пульт подразделения техобслуживания. Кроме того, локальный техперсонал имеет прямой доступ ко всем данным ИЭУ с помощью непосредственного подсоединения сервисных инструментов. Многие системы строятся с раздельными коммуникационными соединениями для данных реального времени и для сервисных данных. Это делается с целью не нарушать коммуникацию на одной или другой стороне (SCADA система или техобслуживание). Современная широкополосная коммуникация (100/1000Mбит/с) позволяет снять данные ограничения. Даже для таких услуг, как VoIP и/или видео приложения (например, наблюдение), можно использовать тот же канал связи Ethernet.

3. Стандарт МЭК 61850

Следующим эволюционным уровнем является Ethernet протокол МЭК 61850, разработанный специально для подстанций и являющийся первым и единственным коммуникационным протоколом для релейной защиты и управления. Основной особенностью является возможность связи «точка–точка» между устройствами релейной защиты, а также «клиент/сервер» между устройствами релейной защиты и контроллером ПС. В основе разработки этого коммуникационного протокола лежит необходимость обеспечения взаимодействия между устройствами релейной защиты и управления от разных производителей. Эти цели были достигнуты благодаря следующим фундаментальным свойствам коммуникации внутри подстанции:
• модели данных для приложений;
• службы для передачи этих данных;
• реальные коммуникационные протоколы.

Модели данных и службы редко меняются со временем. Реальные протоколы для осуществления коммуникации могут изменяться. МЭК 61850 стандартизирует модели данных, универсальные службы передачи данных и определяет следующие реальные протоколы:
• Manufacturing Message Specification (MMS);
• TCP/IP;
• Ethernet.

Отдельные части данного стандарта можно заменить новыми технологиями, поскольку МЭК 61850 построен по модульному принципу. Например, верхние протоколы можно заменить в будущем на новые, так что данный стандарт всегда будет идти в ногу с коммуникационными технологиями.

По сравнению с классической master/slave-системой интеллект системы здесь смещён ближе к процессу путём внедрения распределённой функциональности.

Сегодняшние устройства релейной защиты и контроллеры присоединений имеют расширенные функциональные возможности. МЭК 61850 поддерживает расширенную функциональность с помощью механизма GOOSE (Generic Object Oriented Substation Event или универсальное объектно-ориентированное событие подстанции). GOOSE механизм реализует коммуникацию «точка-точка» между ИЭУ. Такую одноранговую связь можно использовать для критических по времени функций автоматизации, таких как сброс нагрузки, быстрое восстановление сети и т.д. Очевидно, что взаимоблокировки легко реализовать с помощью GOOSE, тем самым существенно сократив площадь и проводку подстанции (рис. 3).

Рис. 3
Типичная подстанция с коммуникацией по МЭК 61850.

Распределённая автоматизация устраняет системные ограничения, связанные с типовой master/slave-архитектурой, такие как узкие места в главном устройстве управления. Функциональное резервирование, например человеко-машинный интерфейс (ЧМИ) и контроллер подстанции в качестве концентратора данных, независимы друг от друга, что повышает доступность системы.

Технически ИЭУ могут взаимодействовать непосредственно со SCADA-системой, используя стандартные протоколы (МЭК 60870-5-101/104, МЭК 61850 или DNP3(i)), используя имеющиеся коммуникационные ресурсы. Контроллер ПС, действующей в качестве промежуточного концентратора данных, является полезным и необходимым, поскольку большинство серверов SCADA не имеют достаточно процессорной мощности для частого обмена данными с каждым ИЭУ. Контроллер ПС или концентратор данных выступает в качестве конвертора протоколов или фильтра данных (не все сведения о процессе являются необходимыми в центре управления) и предоставляет SCADA-системе единую точку входа. Тем самым уменьшается количество данных, передаваемых SCADA-системе, персонал не блокируется ненужной информацией, системы/элементы управления становятся более защищенными.

III. ТЕХОБСЛУЖИВАНИЕ И МОДИФИКАЦИИ

1. Техобслуживание подстанций

В подстанциях без цифровых реле защиты и с классической проводкой обслуживающий персонал должен время от времени проводить техобслуживание. Типичной работой является проверка реле, батарей, кабелей, коммутационной стойки, считывание журналов ошибок и т.д.

При эксплуатации подстанции с внутренним и внешним коммуникационным протоколом МЭК 61850 отпадает необходимость техобслуживания устройств релейной защиты и управления. Даже если возраст системы автоматизации подстанции составляет 15–20 лет.

Системы РЗиА подстанции будет действовать в качестве «интеллектуального агента» и докладывать оперативному персоналу о неисправностях в коммуникационной сети и/или подключённых устройствах. Удалённый доступ позволяет персоналу осуществлять проверку, сравнивать и вносить изменения удалённо – либо централизованно, либо через мобильные инструменты типа ноутбука и мобильной связи, как описано выше.

2. Расширение и модификация подстанций

Подстанции могут быть изменены или модифицированы за время своего существования. Добавление дополнительных присоединений, отключение существующих на техобслуживание либо временные присоединения являются типичными задачами. Эти действия могут занять много времени при классической проводке для систем РЗиА.

С помощью МЭК 61850 в пределах подстанции становится намного легче добавить присоединение на постоянной или временной основе. То же самое действует и для отключения присоединения на техввод/вывод из эксплуатации, и тестирование может быть осуществлено с помощью переносного компьютера и соответствующего программного обеспечения посредством включения/отключения ИЭУ в сетевой конфигурации. Не проводка, а лишь GOOSE-сообщения должны быть перенастроены при изменении конфигурации.

IV. ИНФОРМАЦИОННАЯ БЕЗОПАСТНОСТЬ

С введением Ethernet TCP/IP для локального и удалённого доступа к ПС безопасность становится очень важной частью в разработке системы автоматизации подстанции. Решающими являются следующие факторы:
• расширение использования COTS (commercial-off-the-shelf или коммерчески готового) программного обеспечения, такого как стандартных операционных систем и баз данных;
• увеличение использования стандартных протоколов, таких как TCP, UDP, IP на базе Ethernet;
• увеличение случаев соединения неравнозначных коммуникационных сетей, как, например, офисная локальная сеть и сеть управления.

Операторы подстанции всё чаще используют функции безопасности в их системах автоматизации ПС. Новые продукты и решения должны располагать данной функциональностью в соответствии с политикой и безопасностью компании или государства.

Например, в США усилились юридические требования, определенные NERC. Эти требования определили набор обязательств и интервал времени, в рамках которого эти обязательства должны быть имплементированы. В Германии RWE внёс на рассмотрение «белую книгу с требованиями для обеспечения контроля и безопасности телекоммуникационных систем», чьё содержание было адаптировано в 2008 году германским федеральным союзом энергетики и водного хозяйства в стандарт под названием «BDEW белая книга требований для контроля безопасности и телекоммуникационных систем».

Эти документы описывают в деталях, что необходимо предпринять для обеспечения безопасности системы. Требования включают организационные вопросы безопасности и функциональность установленных на подстанции продуктов. Согласно NERC, предприятия электросетевого хозяйства должны пройти ревизии для оценки безопасности. Поставщики продукции должны также удовлетворять данным требованиям. Поэтому должны быть защищены паролем как ИЭУ, так и система автоматизации и мониторинга, не должно присутствовать никаких незащищённых компакт-дисков и т.д. Физический доступ к подстанции также должен быть органичен. Абсолютно необходимо, чтобы только авторизованные пользователи имели доступ к оборудованию и пультам управления.

V. АВТОМАТИЗАЦИЯ ПОДСТАНЦИЙ

С учётом автоматизации ПС становится активом, границы использования которого могут быть расширены. С помощью коммуникации, ИЭУ и контроллеров подстанции типичные операционные задачи могут быть автоматизированы. Дополнительная функциональность программируемого логического контроллера позволяет даже более высокий уровень автоматизации, чем только взаимоблокировки через GOOSE сообщения.

Коммуникационная сеть через МЭК 61850 позволяет осуществить взаимоблокировки силовых выключателей без контрольных кабелей. С помощью измерения параметров электроэнергии конденсаторные батареи могут управляться локально внутри подстанции. В промышленных приложениях сброс нагрузки становится также повсеместной задачей. Стандартные переключения нагрузки с одного питающего фидера на другой могут также осуществляться локально без вмешательства человека, за исключением фазы инициирования процесса.

Системы автоматизации в сочетании с коммуникационными технологиями позволяют вывести системы мониторинга на новый уровень. Помимо управления и мониторинга силовыми выключателями, переключателями выходных обмоток трансформаторов, конденсаторными батареями и т.д., мониторинг основного оборудования подстанции может осуществляться с помощью приложений более высокого уровня. Так называемые информационные модули подстанции могут, например, вычислить температуру горячих точек трансформаторов и предоставлять дополнительную информацию о состоянии основного оборудования, разрешая тем самым эксплуатацию оборудования ближе к предельным границам и использование резервных диапазонов. Информационными модулями являются:
• модуль мониторинга трансформаторов;
• модуль мониторинга КРУЭ;
• модуль мониторинга выключателей;
• модуль мониторинга кабелей;
• модуль мониторинга ЛЭП.

Датчики основного оборудования подстанции, подключённые к системе автоматизации через информационные модули с дополнительной функциональностью, позволяют увеличить эффективность работы. Подстанции могут эксплуатироваться с меньшим недоиспользованным потенциалом в безопасных пределах.

VI. ПРЕИМУЩЕСТВА ПОЛЬЗОВАТЕЛЯ

Основное внимание всех инноваций и разработок нацелено на получение выгоды конечных пользователей. Нельзя точно оценить выгоду пользователя на основании только инвестиционных затрат, без учёта совокупной стоимости жизненного цикла. Добавленную стоимость современных систем автоматизации подстанции необходимо учесть количественно. Согласно исследованию, проведённому в Норвегии компанией Хельсинки ЭНЕРДЖИ, затраты на полный жизненный цикл вторичной техники при полностью цифровых системах автоматизации на 25% меньше по сравнению с обычными системами.

Следующие преимущества пытаются подчеркнуть при использовании новых цифровых систем автоматизации подстанций, использующих стандарт МЭК 61850. МЭК 61850 представляет первый в мире полностью совместимый стандарт для автоматизации подстанций. Этот стандарт предоставляет пользователю свободу при выборе оборудования разных производителей и простоту интеграции последнего. МЭК 61850, базирующийся на станционной шине Ethernet, сокращает габариты и время проводки, а также время ввода в эксплуатацию и предоставление одной общей платформы для всей коммуникации в рамках подстанции.

Инженерные расходы играют важную роль в стоимости жизненного цикла системы автоматизации подстанций. МЭК 61850 со своим языком конфигурации подстанции сокращает инженерные расходы и делает процесс конфигурации повторяемым. Это приветствуется всё более при внедрении сложных функций, используя ИЭУ от разных производителей.

Время жизни системы автоматизации подстанций составляет примерно 15–20 лет, то есть гораздо ниже инновационного цикла информационных технологий в мире. Иными словами, они должны обеспечить солидные инвестиции. Поэтому МЭК 61850 отделяет приложения и модели данных от реальных коммуникационных сетей (сегодня 100/1000 Mбит/с Ethernet). Это означает, что инновации в коммуникационных сетях могут быть легко адаптированы.

Веб-решения для автоматизации подстанций позволяют нам извлекать выгоду из имеющихся сетей Интранет и Интернет и предоставляют экономически выгодную платформу. Мы можем предложить пользователю дружественный и удобный удалённый доступ из любого местоположения, свести к минимуму дорогостоящие визиты на подстанции и локальное управление. Кроме того, поставщики способны предлагать своим клиентам удалённую диагностику и горячую линию поддержки. Это приводит к более быстрому и эффективному обслуживанию, особенно если специалисты заказчика и поставщика расположены в разных местах, регионах, странах или континентах.

Новая архитектура с дополнительным мониторингом посредством датчиков и автоматизации с использованием распределённой функциональности явно повышает надёжность, эффективность, безопасность и производительность всей подстанции. С помощью одноранговой связи через GOOSE-сообщения дополнительная параллельная проводка, а также инженерные расходы могут быть сокращены. Кроме того, устранение неисправностей, техобслуживания и дальнейшее расширение становится гораздо проще.

С помощью системы автоматизации ПС как «интеллектуального агента», который осуществляет управление ПС, мониторинг выключателей, выходных обмоток трансформаторов и т.д., совместно с датчиками основного оборудования ПС, как, например, датчик температуры трансформатора, эксплуатация ПС может быть выведена на новый уровень, инвестиции могут быть уменьшены, а неиспользуемые ресурсы снижены.